8. РАСЧЕТ КОЛОНН НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ
Программный модуль “Расчет колонн насосно-компрессорных труб” ПК “Супервайзер” предназначен для проектного выбора рациональной конструкции колонн насосно-компрессорных труб, удовлетворяющей инженерным требованиям по прочности и пропускной способности. Расчет ведется согласно руководящим документам «Инструкция по расчету колонн насосно-компрессорных труб РД 39 - 0147014» и «Инструкция по расчету колонн насосно-компрессорных труб» (срок введения с 01.01.99 г.).
Исходными данными для программного модуля являются:
конструкция скважины (глубина и диаметры обсадных колонн);
профиль скважины;
назначение скважины (и предполагаемый дебит для эксплуатационной скважины)
плотность газожидкостной смеси закачиваемой жидкости;
давления и температуры в скважине;
интервал установки насосов;
типы применяемых пакеров, насосов и насосных штанг.
Рис. 8.1. Расчет колонны насосно-компрессорных труб
Результатами решения задачи проектного выбора рациональной конструкции колонн насосно-компрессорных труб (рис. 8.1) являются:
количество секций НКТ;
характеристики труб каждой секции;
длина и масса каждой секции;
требуемые и фактические коэффициенты запаса прочности для каждой секции.
Результаты проектирования НКТ формируются в виде отчетов в формате Excel (табл.8.1)
Таблица 8.1
Вид отчета по результатам проектирования НКТ
N лиф товой колонны НКТ
|
N секции в колон- не (снизу вверх)
|
Интервал по стволу, м
|
Характеристики трубы
|
длина секции, м
|
Масса секции, т
|
Номинальный наружный диаметр, мм
|
тип
|
марка стали (группа прочности)
|
толщина стенки
|
теоретич. масса 1м, кг
|
|
с учетом
|
от (верх)
|
до (низ)
|
теоретич
|
плюсового допуска
|
еская
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
12
|
1
|
2
|
0
|
202
|
60
|
В
|
D
|
5
|
7.12
|
202
|
1.4
|
1.4
|
1
|
1
|
202
|
1500
|
60
|
В
|
D
|
5
|
7.12
|
1298
|
9.2
|
9.2
|
Задача может решаться и в других постановках:
Проверка на прочность ранее рассчитанной колонны НКТ при изменении одного или нескольких входных параметров (например, дебита или плотности жидкости).
Проверка на прочность имеющейся колонны НКТ с целью проведения гидроразрыва пласта (в задаче «Капитальный ремонт скважины», см. рис. 8.2).
Рис. 8.2. Проверка НКТ на прочность для проведения гидроразрыва пласта
9. РЕШЕНИЕ ОТДЕЛЬНЫХ РАСЧЕТНЫХ ЗАДАЧ
В процессе строительства скважины важно оперативно принимать решения в нештатных ситуациях. В этом случае (аварии, осложнения или отклонения от Проекта) возникает необходимость быстрого пересчета некоторых параметров Проекта, а также определение путей и средств выхода из сложившейся ситуации.
Программный модуль «Решение отдельных расчетных задач» предназначен для определения параметров бурового раствора и состава его компонентов при приготовлении или замене раствора, а также для определения места прихвата бурильной колонны.
Программный модуль решает следующие задачи:
Определение потребного количества глины и воды для приготовления глинистого раствора.
Расчет количества добавок (глина, утяжелитель, вода, нефть) для доведения плотности бурового раствора до требуемой величины.
Расчет количества добавок (соль, вода), необходимых для обеспечения требуемой температуры замерзания раствора.
Определение изменения статического уровня в скважине при замене глинистого раствора водой, а также расчет плотности раствора для установления статического уровня на устье скважины.
Расчет плотности бурового раствора для обеспечения нормальной его циркуляции при поглощении.
Определение глубины места прихвата многоступенчатой бурильной колонны.
Входными параметрами программного модуля и исходными данными для расчетов являются:
Данные о буровых растворах (интервалы глубин применения, плотность, объем).
Данные о физических свойствах компонентов бурового раствора (температура замерзания соляных растворов, влажность глины, плотность воды, нефти, глины и различных утяжелителей).
Данные о скважине (интервалы глубин по стволу и по вертикали и геометрические размеры обсадных колонн, глубина кровли поглощающего пласта).
Данные о конструкции бурильных колонн (состав, внешние диаметры, материал).
Алгоритм расчета потребного количества компонентов, обеспечивающего требуемые характеристики бурового раствора (задачи 1…3), базируется на общеизвестных зависимостях. Исходные данные в основном берутся из базы данных, но при необходимости могут быть изменены пользователем (рис.9.1).
Рис. 9.1. Главное окно программного модуля «Решение отдельных расчетных задач»
В случае многовариантности решения задач выводятся все варианты. Например, при оценке вариантов снижение плотности бурового раствора может выводится информация о количестве воды или нефти, необходимом для достижения требуемой плотности бурового раствора.
Решение задач 4 и 5 позволяет оперативно оценить требуемые параметры бурового раствора, обеспечивающие его нормальную циркуляцию при поглощении, а также прогнозировать статический уровень жидкости в скважине в случае замены бурового раствора на воду.
Определение глубины прихвата многоступенчатой бурильной колонны (задача 6) основано на использовании величины удлинения бурильной колонны под действием приложении к ней дополнительной нагрузки. Исходные данные о бурильной колонне и конструкции скважины берутся из базы данных. Информация о текущей глубине забоя, величинах дополнительной нагрузки и удлинения бурильной колонны вводится пользователем.
Выходными параметрами программного модуля являются:
Количество компонентов глинистого бурового раствора (масса воды, глины, соли), которое необходимо для приготовления бурового раствора с заданными характеристиками (концентрация глины, плотность и температура замерзания бурового раствора).
Количество добавок компонентов бурового раствора (масса воды, нефти, глины, утяжелителя), необходимых для изменения заданных характеристик раствора.
Плотность бурового раствора, обеспечивающую установку статического уровня на устье при поглощении раствора.
Глубина прихвата бурильной колонны.
10. ИНЖЕНЕРНЫЕ ЗАДАЧИ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИНЫ
Программный модуль «Инженерные задачи контроля ремонта скважины» предназначен для определения параметров солянокислотной обработки призабойных зон скважин и получения расчетных данных для выбора способа вызова притока из пласта.
Программный модуль решает следующие задачи:
Расчет количества раствора соляной кислоты, необходимой для проведения кислотной обработки.
Определение параметров раствора соляной кислоты и состава его компонентов.
Расчет давления на насосах, необходимого для продавливания кислотного раствора в пласт.
Выбор способа и средств вызова притока из пласта.
Расчет параметров вызова притока из пласта (депрессия на пласт, характеристики буровых растворов, газированных жидкостей и пены, режим и время работы компрессора, расход газа и др.).
Входными параметрами программного модуля и исходными данными для расчетов являются:
Данные о продуктивном пласте (глубина залегания, мощность, температура и проницаемость пласта, пластовое давление и др.).
Диаметры эксплуатационной колонны и насосно-компрессорных труб.
Алгоритм определения параметров солянокислотной обработки призабойных зон скважины базируется на выборе пользователем концентрации раствора соляной кислоты из диапазона рекомендуемых (допустимых) значений для данного продуктивного пласта и последующем расчете необходимого объема раствора и его компонентного состава. Исходные данные о продуктивном пласте, диаметры эксплуатационной колонны и насосно-компрессорных труб выбираются программой из базы данных. Типы ингибитора коррозии и товарной концентрированной соляной кислоты (31% или 27%) выбираются пользователем. программный модуль позволяет рассчитать необходимое количество (объем) солянокислотного раствора, количество компонентов (концентрированной соляной кислоты, воды и добавок) для его приготовления, а также величину давления на насосах, необходимого для продавливания кислотного раствора в пласт (рис.10.1).
Выбор способа вызова притока из пласта базируется на следующей исходной информации: глубина забоя, диаметр эксплуатационной колонны, диаметр колонны насосно-компрессорных труб, пластовое давление, пластовая температура, проницаемость пласта, сведения о загрязненности призабойной зоны пласта. Депрессия на пласт выбирается в зависимости от проницаемости пласта и степени его загрязненности. Затем пользователю предоставляется возможность выбрать способ вызова притока и средства его реализации (особенности процесса и/или рабочий агент) с учетом допустимой области применения этих средств для данного продуктивного пласта (рис. 10.2). Список способов и средств вызова притока из пласта включает:
замену на раствор меньшей плотности (облегченный буровой раствор, вода, нефть дегазированная);
замену на газированный раствор (газирование азотом, аэрирование компрессором высокого давления, аэрирование компрессором низкого давления и эжектором);
замену на пену (приготовление пены: азотной установкой, компрессором высокого давления, компрессором низкого давления и эжектором);
снижение уровня жидкости в скважине (с помощью азотной установки, компрессора высокого давления, свабированием, с помощью специального подземного оборудования).
Рис. 10.1. Определения параметров солянокислотной обработки призабойных зон скважины
Выбор способа и средств вызова притока из пласта осуществляет непосредственно пользователь на основании выходных параметров расчета по всем допустимым их комбинациям, имеющегося оборудования и рабочих агентов.
Рис. 10.2. Выбор способа вызова притока из пласта
Выходными параметрами программного модуля являются:
Требуемый объем солянокислотного раствора для обработки призабойных зон скважин.
Величина давления на насосах, необходимого для продавливания кислотного раствора в пласт.
Компонентный состав солянокислотного раствора (объемы концентрированной соляной кислоты и воды, а также количество ингибитора).
Плотность буровой раствор, газированного раствора или пены (в зависимости от выбранного способа вызова притока), обеспечивающая необходимые условия вызова притока.
Депрессия на пласт при различных способах вызова притока и выбранных (или рассчитанных) параметрах заполняющего скважину агента (буровой раствор, вода, пена и др.).
Расход газированной жидкости и азота для выбранных способа и средств вызова притока.
Необходимая глубина снижения уровня бурового раствора в скважине для достижения требуемой величины депрессии на пласт.
ОКБ «Бурстройпроект» тел./факс (499) 759-01-40
|
