Технологические расчеты при тампонировании.

   При отсутствии долгих гидродинамических исследований технологий ликвидаций поглощения можно выбрать по табл. 3.1

Таблица 3.1

Категория погло-щения		Интенсив-ность поглоще-ния м3/ч	Мероприятия по ликвидации		Изоляционный материал	Объем доли напол-нения в жидкости	Объем напол-нения м3	Объем напол-нения
1		2	3		4	5	6	7
1		0 - 10	При бурении с промывкой бур. раствора
			Ввод наполните - ля в раствор и переход на роторное бурение		Комбинация наполните - лей размером 2 мм	2 - 5	-	6 - 10
1		0 - 10	Бурение с промывкой водой
			Ввод наполните - лей и переход на роторное бурение, малоглинистый раствор с наполнителем	Комбинация наполните – лей размером 2 мм     Тоже		2 – 5     2 - 5	-     -	6 – 10     6 - 12
2	10 - 50		Закачивание тампонажной смеси	Комбинация наполнителей размером 2 – 5 мм в растворе   комбинация наполнителей в растоворе размером 5 – 8 мм		5 – 6   5 - 6	30 – 40   30 - 40	1,5 – 2,5   1,5 – 2,5
3	>50		Намыв наполнителей	Тампонажные смеси с нполнителями 2 – 3 мм		4 - 5	12 - 16	0,5 – 0,8
				Комбинация наполнителей 4 – 5 мм в растворе		8 – 10	<100	8 - 10
				Комбинация наполнителей 8 – 10 мм в растворе		10 - 12	<100	10 - 12
			Закачивание тампонажной смеси   Спуск перекрывающих устройств, обсадных труб.	Тампонажная смесь с наполнителем 4 – 5 мм		4 - 5	20	0,7 – 1

  Такое определение количества и качества тампонажной смеси затруднено из-за отсутствия достоверных сведений геологического строения плата.

1)Волгоград НИПИ нефть рекомендует выбирать исходную пластическую прочность тампонажной смеси и размер частиц твердой фазы или наполнителя на величину раскрытия поглощаю поглощающих каналов.

- расход тампонажных материалов в зависимости от нинтенсивности поглощения.

Раскрытия каналов МП		0,25	1÷5	5÷20	>20
Пласт. прочность		Или (300 – 400) Па	(500 – 1000)Па	(2000 – 5000) Па	(5000-10000)
Т.с. в канале закачивания, кПа		0,3-0,4	0,5 -1,0	2-5	5-10
Размер частиц твердой фазы или наполнителя, мм		0,1 – 0,4	0,5 – 2	2 - 7	>7
Интенсивность поглощения, м3/л		2 - 3	10 -30	50 – 100	150 - 200
Расход тампонажного материала, Т.	5 - 7		7 -10; 10 - 15	15 – 20; 20 - 25	25 - 35

 

При прокачке тампонажной смеси через бурильные трубы их устанавливают выше кровли поглощающего пласта с целью предотвращения прихвата.

 

 – глубина спуска бурильных труб

 – площадь сечения (канала) бур. труб

 – высота столба продав жидкости в бур. трубах

 – статический уровень раствора в скважине.

 – высота столба тампонажной смеси оставленной в трбе для исключения перемешивания верхней части смеси при подъеме труб.

– плотность бурового раствора и продавочной жидкости.

Рис. 3.1. Схема по расчету объемов жидкостей при тампонировании.

Составим уравнение равновесия:

За колонной бурильных труб:

В нутрии колонны:

если:

то:

 

 

Рис. 3.2. Схема покачивания тампонажной смеси.

3)При прокачивании тампонажной смеси по колонне бурильных труб с пакером объем продавочной жидкости определяется из условия выдавливания смеси из труб и задавливание ее частично в пласт.

 – внутренне сечения труб;

 – глубина установки пакера;

 – площадь поперечного сечении скважины;

h – расстояние между пакером и уровнем тампонажной смеси после продавливания в пласт, h = 15 -20 м.

4)Бурильные трубы устанавливаются ниже подошвы пласта, для предотвращения разбавления тампонажной смеси.

Давление составного столба:

В случае установившегося положения после закачивания тампонажной смеси в пласт (рис. 3.3).

Рис.3.3. Схема процесса тампонирования с пакером.

 Объем продавочной жидкости:

Уточним уровень под пакером:

- уровень продавочной жидкости под пакером;

-уровень тампонажного раствора под пакером.

Определяем высоту столба продавочной жидкости:

 – перепад давления при закачке тампонажного раствора;

– перепад давления на трение тампонажного раствора о стенки труб(НКТ, бурильных);

 - уровень тампонажного раствора под пакером – уровень запаса.

В случае, если в качестве продавочной жидкости применяем буровой раствор, то при вскрытии можно определить :

Потребный объем продавочной жидкости:

 - объем пород жидкости в скважине;

 - объем пород жидкости в трубах (НКТ).

тогда:

 - длина труб;

- площадь канала труб;

 - площадь скважины в поперечном сечении.

Для предотвращения разбавления тампонажной смеси, плотность которой выше плотности бурового раствора, бурильные трубы опускают ниже подошвы интервала поглощения. С целью исключения прихвата нижняя часть бурильной колонны комплектуется хвостовиком из ЛБТ (рис. 3.4).

Рис. 3.4. Схема к расчету тампонирования

Нижняя часть хвостовика должна быть установлена на 5-10 м и ниже подошвы (рис. 3.4.). Исходя из значений гидростатических давлений за колонной и внутри неё при закрытом устье и бурильных труб:

По технологии H_тр = H_прод при P_затр =P _тр (в статике)

 

откуда                                   

Объем продавочной жидкости:

Из уравнения (3.21) давление, развиваемое насосом при цементировании:

При необходимости спуска обсадной колонны и ее обязательного цементирования, необходимо рассчитать количество продавочной жидкости из условий сохранения равенства давления в трубах () и затрубного пространства () при цементировании.

Рис. 3.5. Схема тампонирования через бурильные трубы.

 – давление в поглощающем горизонте.

 - считаем что давление поглощения компенсируется составным столбом за колонной.

Если  то:

Считаем, что в качестве продавочной применяем буровой раствор.

 откуда:

   

Объем продавочной жидкости: