Характеристика фонда скважин с негерметичностью обсадных колонн на Лянторском месторождении. Методы определения негерметичности обсадных колонн, страница 9

Текущий забой 2100 м. - песчаный мост.

Перфорация АС-10: 2153,0 — 2173,0 м. ПС-112.

Пластовое давление, МПа………………………………………….19,9

Макс. угол наклона ствола скважины: 25,0 град. на глубине 300 м.

Негерметичность тела э/колонны в интервале: 1643,2 — 1645,4 м.

Диаметр колонны 114мм - безмуфтовая.

Толщина стенки, мм…………………………………………………6,9

Длина хвостовика, м………………………………………………...510

Длина СБТ, м……………………………………………………...1590

1) Рассчитываем объем в затрубном пространстве между СБТ и эксплуатационной колонной до верха промежуточной колонны по формуле с.5.,(временный технологический регламент на восстановление герметичности ствола эксплуатационных скважин с использованием технологических колонн).

V_{зат.СБТ} = П\4 ^. (Dэкс² – Dсбт²) ^. h ,м³     (1)

 

где Dэкс - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, мм;

Dсбт- внешний диаметр СБТ, мм;

h-глубина до спуска промежуточной колонны, м.

V_{зат.СБТ} = 0,785 ^. (0,132² - 0,073²) ^. 1590=15,1 м³

2) Рассчитываем внутренний объем промежуточной колонны по формуле с.5.,(временный технологический регламент на восстановление герметичности ствола эксплуатационных скважин с использованием технологических колонн).

V₁₁₄ = П\4 ^. Dпк^{2 .} h, м³     (2)

где Dпк - внутренний диаметр промежуточной колонны, мм;

H - длина промежуточной колонны, м.

V₁₁₄ = 0,785 ^. 0,1002^{2  .} 510 = 4,0 м³

3) Рассчитываем внутренний объем по всей длине СБТ по формуле с.7.,(временный технологический регламент на восстановление герметичности ствола эксплуатационных скважин с использованием технологических колонн).

V_СБТ = Р\4 ^. Dсбт^{2 .} h, м³     (3)

 

где Dсбт - внутрений диаметр СБТ, мм;

H - длина СБТ, м.

V_СБТ = 0,785 ^. 0,054^{2  .} 1590 = 3,6 м³.

4) Рассчитываем объем  затрубного пространства между колонной и внешней поверхностью хвостовика по длине хвостовика по формуле с.9., (временный технологический регламент на восстановление герметичности ствола эксплуатационных скважин с использованием технологических колонн)

Vзат.колонны = П\4 ^. (Dэкс² - Dхв²) ^. h, м³     (4)

где Dэкс - внутрений диаметр эксплуатационной колонны, мм;

Dпк - внешний диаметр промежуточной колонны, мм;

H - длина промежуточной колонны, м.

Vзат.колонны = 0,785 ^. ( 0,132² - 0,114²) ^. 510 = 1,8 м³

5) Рассчитываем объем цементного раствора по формуле           с.9., ( временный технологический регламент на восстановление герметичности ствола эксплуатационных скважин с использованием технологических колонн).

Vцем.раств = Vзатр.колонны =1,8 м³     (5)

где Vзатр.колонны - объем затрубного пространства, м³.

6) Рассчитываем объем цемента по формуле с.11.,(временный технологический регламент на восстановление герметичности ствола эксплуатационных скважин с использованием технологических колонн).

Vцем = Vцем._.раств ^. 0,8 т³     (6)

где Vцем.раств - объем цементного раствора,т³;

0,8 - коэффициент перевода численно равный плотности 1,25 из м³ в тонны.

Vцем = 1,8 ^. 0,8 = 2,25 т

Количество сухого цемента с коэффициентом запаса 15% - 2,6т

7) Рассчитываем объем затворенной воды по формуле                                           с.12.,(временный технологический регламент на восстановление герметичности ствола эксплуатационных скважин с использованием технологических колонн).

Vводы.затв.= Vцемента ^. 0,5 м ³     (7)

где Vцемента- объем цемента т³;

0,5-коэффициэнт разбавления.

Vводы.затв = 2,6 ^. 0,5 = 1,3 м³

8) Рассчитываем объем продавки по формуле с.13.,(временный технологический регламент на восстановление герметичности ствола эксплуатационных скважин с использованием технологических колонн).

V_пром = V₁₁₄ + V_сбт – V_бж  м³         (8)

где  V₁₁₄ – внутренний объем промежуточной колонны;

V_сбт – внутренний объем по всей длине СБТ;