Таким образом наилучшими коллекторскими свойствами обладают пласты ВС, причем приуроченные к купольным частям структур.
Необходимо также отметить, что породы верхнетурнейского подъяруса характеризуются микротрещиноватостью. Ее направление хаотичное с преобладанием субвертикального. Реже отмечается макротрещиноватость также субвертикального направления.
В табл. 2 представлены некоторые сведения по нефти и газу кизеловского горизонта.
Таблица 2
Свойства нефти и газа кизеловского горизонта
| № п/п | Наименование | Среднее значение |
| 1 | Давление насыщения нефти газом, МПа | 3,27 |
| 2 | Газосодержание при однократном разгазировании, м3 /т | 20,1 |
| 3 | Объемный коэффициент при однократном разгазировании, доли ед. | 1,0523 |
| 4 | Газосодержание при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3 /т | 16,34 |
| 5 | Суммарное газосодержание, м3 /т | не опред. |
| 6 | Плотность, кг/м3 | 872,5 |
| 7 | Вязкость динамическая, мПа·с | 20,8 |
| 8 | Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед. | 1,0416 |
Свойства девонской товарной нефти представлены в табл. 3.
Таблица 3
Результаты исследований товарной нефти по Бавлинскому ЛПДС, участок № 232
Температура, °С |
Плотность, кг/м3 |
Вязкость | |
| кинематическая, мм2 /с | динамическая, мПа·с | ||
| 15 | 879,7 | 21,5 | 18,91 |
| 20 | 876,3 | 17,7 | 15,51 |
| 25 | 872,9 | 14,67 | 12,81 |
| 30 | 869,5 | 12,43 | 10,81 |
| 35 | 866,0 | 10,64 | 9,21 |
2. КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИН
2.1. Конструкция скважин должна в целом отвечать требованиям разд. 2.3 Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ 08-624-03, Госгортехнадзор России, 2003 г.
2.2. Число обсадных колонн и глубины установки их башмаков должны отвечать общим "традиционным" требованиям разобщения зон с несовместимыми условиями бурения. Причем, в самостоятельную зону выделяется объект вскрытия в депрессионных условиях.
При этом должны быть соблюдены следующие обязательные требования:
- отсутствие газовой шапки в интервале работ на депрессии, надежная изоляция ее, в случае наличия, от объекта вскрытия на депрессии;
- отсутствие водоносных горизонтов;
- знание глубины ВНК.
В рассматриваемом случае кизеловский горизонт отвечает указанным требованиям (см. разд. 1 настоящего отчета).
2.3. Глубины спуска удлиненного направления и кондуктора должны соответствовать применяемой конструкции скважин на Бавлинском месторождении с учетом особенностей геологического разреза на Коробковском участке.
2.4. Ниже кондуктора скважина углубляется до кровли кизеловского горизонта под спуск промежуточно-эксплуатационной колонны; диаметр последней принимается 168, 3 мм.
Башмак 168,3-мм колонны устанавливается в уплотненных породах подкровельной части кизеловского горизонта с заглублением ниже кровли на 2,0 – 2,5 м до нефтенасыщенной части, характеризуемой ВС.
2.5. Конечная глубина скважины ниже 168,3-мм колонны определяется из расчета глубины забоя, не доходя 6 – 7 м до кровли ВНК; вскрытая толщина нефтеносной части пласта составит при этом 6,5 – 7,5 м.
2.6. Конструкция забоя скважины – открытый забой; номинальный диаметр ствола 144,0 мм.
2.7. Конструкция низа 168,3-мм колонны может иметь две модификации.
2.7.1. В случае ожидания избыточного давления на устье скважины (перелива раствора) по достижении проектной глубины, дегазации и очистки от шлама бурового раствора, в состав колонны включается клапан-отсекатель.
В таком случае оборудование низа колонны включает:
- башмак БКМ-168;
- обсадная труба Æ 168,3 мм длиной 8 – 10 м;
- клапан обратный ЦКОДМ-168;
- обсадная труба Æ 168,3 мм длиной 8 – 10 м;
- клапан-отсекатель стационарный КОС-119-168;
- обсадные трубы Æ 168,3 мм – остальное.
2.7.2. В скважинах, в которых перелив бурового раствора не ожидается, оборудование низа колонны "традиционное":
- башмак БКМ-168;
- обсадная труба Æ 168,3 мм длиной 8 – 10 м;
- клапан обратный ЦКОД-168;
- обсадные трубы Æ 168,3 мм – остальное.
2.8. Расчет обсадных колонн осуществляется в соответствии с инструкцией по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин АООТ "ВНИИТнефть" (согласована с Федеральным горным и промышленным надзором России, Министерством природных ресурсов РФ и др.). М., 1997 г.
3. РАЗРАБОТКА РЕЦЕПТУРЫ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ В УСЛОВИЯХ ДЕПРЕССИИ И ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИНЫ
3.1 Обоснование и выбор основных параметров исходного бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов (вертикальный или пологий ствол)
Вскрытие продуктивных пластов кизеловского горизонта с низким пластовым давлением (коэффициент аномальности 0,75 и ниже) предполагается провести в условиях депрессии с применением газожидкостной смеси. В качестве основы для газожидкостной смеси – исходного бурового раствора - предлагается загущенная УТЖ VIP местная товарная нефть. Плотность и свойства нефти приведены в табл. 3.
Определение параметров исходного бурового раствора, обеспечивающих качественную очистку ствола вертикальной или пологой скважины
Выбор необходимых показателей бурового раствора, обеспечивающих высокую транспортирующую и удерживающую способность и минимальные потери давления на трение, проводится на основании оценочных гидравлических расчетов. Расчет выполняется для кольцевого канала скважины. Критерием качественной очистки ствола скважины от шлама считается определенное соотношение между минимальной скоростью восходящего потока (V теч ) и скоростью осаждения движущейся частицы (V ос ). Для вертикальной скважины это соотношение равно 2, т.е. минимальная скорость восходящего потока рассчитывается по формуле:
V теч = 2∙ V ос .
Исходная информация для выполнения гидравлических расчетов в кольцевом канале: эксплуатационная колонна диаметром 168 мм (внутренний диаметр 150,1мм), БТ диаметром 88,9 мм, зазор кольцевого канала 30,6 мм, длина БТ 1230 м, соотношение диаметров скважины и инструмента приведено в табл. 4, механическая скорость бурения изменяется в интервале 1-3 м/ч, расход жидкости 6–10 л/с, диаметр сферической частицы шлама 0,004 м, плотность породы шлама 2500 кг/м3 . Плотность бурового раствора при 20 о С в зависимости от концентрации загустителя может изменяться от 888 до 910 кг/м3 ; для дальнейших расчетов взята плотность 900 кг/м3 .
Таблица 4
Соотношение диаметров скважины и инструмента
| Интервал, м | Диаметр скважины, мм | Диаметр инструмента, мм |
|
| Вариант 1 | Вариант 2 | ||
| 1240 - 1235 | 139,7 | 144,0 | 105 |
| 1235 - 0 | 150,1 | 150,1 | 88,9 |
Гидравлические расчеты выполнены по усовершенствованной методике Уолкера (OilandGasJournal – Oct.4, Oct.18,1976) для жидкостей, реологическое поведение которых описывается степенным законом: t = К ( g ) n , где t - напряжение сдвига (Па), g - скорость сдвига (с-1 ), К – коэффициент консистентности (Па сn ), n – показатель поведения потока.
Расчет проводится в следующей последовательности. Сначала определяются минимально допустимые значения К и соответствующие им значения n , при которых обеспечивается качественная очистка ствола скважины, т.е. выполняется соотношение V теч ≥ 2∙ V ос . Расчет выполнен при расходе 6-10 л/с для колонны, кольцевой канал в которой имеет максимальный зазор и, следовательно, минимальную скорость течения. Результаты расчета приведены в табл. 5. Из приведенных данных следует, что у жидкости, имеющей определенный показатель n , для обеспечения очистки ствола вертикальной скважины при заданном расходе коэффициент консистентности К должен бытьне ниже указанного в табл. 5. Например, загущенная жидкость, которую предполагается использовать при промывке с расходом 6 л/с, имеет следующие реологические характеристики: n =0,9, К = 0,02 Па∙сn . Минимальное значение К , обеспечивающее выполнение условия V теч ≥ 2∙ V ос , должно быть не ниже 0,042Па∙сn (см. табл. 5).
Затем определяются параметры жидкости, обеспечивающие поддержание во взвешенном состоянии частиц шлама при отсутствии циркуляции неочищенного бурового раствора. Расчетные значения скорости осаждения (Vн ) сферической частицы шлама диаметром 0,004 м в неподвижной жидкости приведены в табл. 6.
Таблица 5
Минимальные значения К , обеспечивающие качественную очистку вертикального ствола.
| Расход жидкости, л/с | n |
0,2 |
0,3 |
0,5 |
0,6 |
0,7 |
0,9 |
| 6 | K , Па·сn |
1,60 | 0,96 | 0,34 | 0,20 | 0,12 | 0,042 |
| 8 | 1,43 | 0,80 | 0,25 | 0,14 | 0,08 | 0,025 | |
| 10 | 1,31 | 0,70 | 0,20 | 0,11 | 0,06 | 0,017 |
Таблица 6
Параметры жидкости |
n | 0,2 | 0,3 | 0,5 | 0,6 | 0,7 | 0,9 |
| K , Па·сn | 1,6 | 0,96 | 0,34 | 0,20 | 0,12 | 0,042 | |
| Скорость осаждения в неподв. жидк., м/мин | 0,0095 | 0,106 | 0,756 | 1,26 | 1,762 | 2,58 | |
Расчет скорости осаждения (Vн) в неподвижной жидкости выполнен по формуле:
Vн = {(rч -r)gdч n+1 /[18K(3)n-1 ]}1/n , ( 1 )
где r, rч – плотность жидкости и породы частицы, соответственно, кг/м3 ; dч – диаметр частицы, м; g – ускорение свободного падения, м/с2 .
Из результатов, приведенных в табл. 6, следует, что системы с К < 0,12 Па∙сn при n > 0,7 имеют пониженную удерживающую способность: скорость осаждения на 46-105% выше, чем у систем с n = 0,7 и n = 0,6, а тем более, у систем cn > 0,6. Поэтому использование жидкостей с К < 0,12 Па∙сn при n > 0,7 не рекомендуется.
Таким образом, исходный буровой раствор, обеспечивающий очистку ствола скважины и обладающий достаточной удерживающей способностью, должен иметь следующие характеристики: показатель поведения потока n < 0,7 и коэффициент консистентности К > 0,12 Па∙сn .
Далее необходимо оценить величину потерь давления на трение при течении в кольцевом канале жидкостей с выбранными параметрами. Поскольку определяющим является течение в кольцевом канале колонны, а не в зоне продуктивного пласта, то оценочные расчеты выполнены для интервала колонны от 0 до 1230 м. Результаты расчетов приведены в табл. 7. Из полученных результатов следует, что потери давления на трение во всем диапазоне изменения параметров n и К невысоки, минимальные – при К = 0,12Па·сn и n = 0,7. Более высокие потери (на 15-20%) наблюдаются при значениях К > 0,96 Па·сn и соответствующих им n (n £ 0,3), поэтому их можно исключить из рассмотрения. При этом необходимо учесть, что это значение К относится к интервалу высоких и средних скоростей сдвига, которые наблюдаются при течении в кольцевом канале.
Таким образом, качественная очистка ствола скважины с незначительными потерями давления на трение достигается при следующих реологических характеристиках исходного бурового раствора:
0,3 < n < 0,7
К > 0,12 Па∙сn во всем интервале изменения скоростей сдвига
К < 1,0 Па∙сn при высоких и средних скоростях сдвига.
Таблица 7
Гидравлический расчет для кольцевого канала.
| n | 0,2 | 0,3 | 0,5 | 0,7 | Примечания |
| К , Па сn | 1,6 | 0,96 | 0,34 | 0,12 | |
| расход жидкости 6 л/с | |||||
| Общ потери, МПа | 0,352 | 0,333 | 0,29 | 0,249 | потери на 1230м |
| Vтеч/Vос | 2,8 | 2,8 | 2,8 | 2,8 | |
ЭПРж, кг/м3 |
902,9 |
902,7 |
902,4 |
902,1 |
эквивалентная циркуляционная плотность |
ЭПРш, кг/м3 V = 1 м/ч V = 3 м/ч |
2,03 6,23 |
2,01 6,19 |
2,02 6,22 |
2,03 6,24 |
рост экв. плотности за счет накопления шлама при разл. скорости бурения (V) |
ЭПРоб, кг/м3 V = 1 м/ч V = 3 м/ч |
904,9 909,1 |
904,7 908,9 |
904,4 908,6 |
904,1 908,3 |
суммарная эквивалентная плотность |
| расход жидкости 8 л/с | |||||
| Общ потери, МПа | 0,382 | 0,373 | 0,346 | 0,318 | потери на 1230м |
| Vтеч/Vос | 3,8 | 3,8 | 3,8 | 3,8 | |
ЭПРж, кг/м3 |
903,1 |
903,0 |
902,8 |
902,58 |
эквивалентная циркуляционная плотность |
ЭПРш, кг/м3 V = 1 м/ч V = 3 м/ч |
1,34 4,09 |
1,33 4,08 |
1,33 4,09 |
1,34 4,10 |
рост экв. плотности за счет накопления шлама при разл. скорости бурения (V) |
ЭПРоб, кг/м3 V = 1 м/ч V = 3 м/ч |
904,5 907,2 |
904,3 907,1 |
904,1 906,9 |
903,9 906,7 |
суммарная эквивалентная плотность |
| расход жидкости 10 л/с | |||||
| Общ потери, МПа | 0,4 | 0,399 | 0,387 | 0,371 | потери на 1230м |
| Vтеч/Vос | 4,7 | 4,7 | 4,7 | 4,7 | |
ЭПРж, кг/м3 |
3,25 |
3,24 |
3,15 |
3,02 |
эквивалентная циркуляционная плотность |
ЭПРш, кг/м3 V = 1 м/ч V = 3 м/ч |
1,0 3,05 |
0,99 3,04 |
1,0 3,05 |
1,0 3,05 |
рост экв. плотности за счет накопления шлама при разл. скорости бурения (V) |
ЭПРоб, кг/м3 V = 1 м/ч V = 3 м/ч |
904,25 906,3 |
904,2 906,3 |
904,1 906,2 |
904,0 906,1 |
суммарная эквивалентная плотность |
| Режим течения | ламинарный | во всех случаях при расходе 6, 8 и 10 л/с |
|||
| Режим осаждения | ламинарный | ||||
Методика расчетов движения псевдопластичных и аэрированных псевдопластичных жидкостей приведена в Приложении 1.
В табл. 7 использованы следующие обозначения и расчетные формулы:
ЭПРж - эквивалентная циркуляционная плотность, кг/м3 :
ЭПРж = r + DРтр /gH
ЭПРш – рост эквивалентной плотности за счет накопления шлама, кг/м3 :
ЭПРш = V Dк 2 (rч - r)/ [(Dк 2 – Dт 2 )(Uср – Vос )];
ЭПРоб – суммарная эквивалентная плотность, кг/м3 :
ЭПРоб = ЭПРж + ЭПРш;
DРтр – потери давления на трение при течении в канале, Па :
DРтр = 4tL/(Dк – Dт),
Uср , Vос – средняя скорость течения и скорость осаждения частицы в движущейся жидкости соответственно, м/с:
Uср = 4Q/ [p(Dк 2 – Dт 2 )], Vос = 0,268 tч [dч jч /(r)0,5 ],
где V – механическая скорость бурения, м/с; H – глубина кровли пласта по вертикали, м; L – длина канала, м; Dк – внутренний диаметр ЭК, м; Dт – наружный диаметр трубы (БТ), м; t, tч - напряжение сдвига жидкости и частицы соответственно, Па; Q – расход жидкости, м3 /с; jч – скорость сдвига частицы, 1/с.
Выбор состава исходного бурового раствора
В качестве основы исходного бурового раствора предполагается использовать местную товарную нефть с плотностью 876 кг/м3 . При лабораторных исследованиях состав бурового раствора подбирался для нефти, близкой по плотности (890 кг/м3 ). Реологические характеристики определялись по результатам замеров на 12-ти скоростном вискозиметре "Реотест-2". Концентрация УТЖ VIP изменялась от 2 до 10% мас. Результаты приведены в табл. 8. Помимо параметров n и К , для разработанной системы определялись традиционно измеряемые характеристики: динамическое напряжение сдвига (t о ), пластическая вязкость (h ) и условная вязкость.
Таблица 8
Реологические характеристики загущенных систем при Т = 20 о С
Плотность, кг/м3 |
Концентрация, VIP, % |
Скорость сдвига, с-1 | tо , дПа |
h , мПа·с |
Условная вязк., с | |||
| ниже81 | выше 81 | |||||||
| n | К , Па∙сn | n | К , Па∙сn | |||||
| 890 | 0 | - | - | - | - | 24 | 36 | 68 |
| 910 | 2 | 0,88 | 0,12 | 0,88 | 0,12 | 69 | 43 | 88 |
| 910 | 4 | 0,69 | 0,58 | 0,69 | 0,58 | 90 | 52 | 150 |
| 910 | 6 | 0,65 | 0,78 | 0,65 | 0,78 | 102 | 60 | 180 |
| 920 | 8 | 0,54 | 1,63 | 0,64 | 1,05 | 162 | 63 | 272 |
| 920 | 10 | 0,37 | 4,41 | 0,56 | 1,86 | 249 | 65 | 500 |
Как определено ранее, при лабораторных исследованиях исходный буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов кизеловского горизонта должен подбираться таким образом, чтобы его параметры находились в следующих границах: 0,3< n <0,7 и К>0,12 Па∙сn во всем интервале изменения скоростей сдвига, а при высоких и средних скоростях сдвига К< 1,0 Па∙сn . Следовательно, составы с концентрацией 2, 8,10% можно сразу отбросить. Остаются составы с интервалом изменения концентрации УТЖ VIP 4 – 6% мас., которые хорошо описываются одним участком во всем интервале изменения скорости сдвига. Системы с более высокой концентрацией характеризуются двумя участками, описываемыми степенным законом, точка перехода – j = 81 с-1 .
В качестве исходного бурового раствора отобраны системы с концентрацией VIP 4- 6%мас., которые имеют следующие характеристики: n = 0,69-0,65 и К = 0,58-0,78 Па·сn , t о = 125-136 дПа, h = 52-62 мПа·с и условную вязкость, равную 150-180 с. Гидравлические расчеты для кольцевого канала колонны, аналогичные предыдущим, были выполнены при тех же исходных данных: внутренний диаметр ЭК и наружный БТ соответственно 150,1 и 88,9 мм, длина 1230 м, механическая скорость бурения 1-3 м/ч, расход жидкости 6 – 10 л/с, диаметр сферической частицы шлама 0,004 м, плотность породы частицы 2500 кг/м3 . Результаты расчетов для выбранных загущенных систем приведены в табл. 9. Для сравнения там же приведены результаты расчетов для систем с концентрацией VIP 8%. Кроме того, выполнен гидравлический расчет для течения выбранных жидкостей в БТ (толщина стенки 9,35 мм, внутренний диаметр 70,2 мм) длиной 1230 м (см. табл. 9). Во всех случаях режим течения и осаждения ламинарный.
Как следует из табл. 9, все системы обеспечивают высокую степень очистки ствола скважины (V теч / V ос > 8,5) и имеют хорошую удерживающую способность (скорость осаждения частицы в неподвижной жидкости от 0,09 до 0,05 м/мин). Но при этом система с концентрацией VIP 8% (при К >1 Па сn )действительно имеет потери давления на трение значительно выше (на 28-49%), чем выбранные системы, как это и было определено в предварительном расчете.
Таблица 9
Гидравлический расчет для кольцевого канала колонны и для течения в БТ при использовании загущенных систем с различной концентрацией УТЖ VIP.
| Течение в кольцевом канале, плотность жидкости 900 кг/м3 | ||||||||
| Расход, л/с | 6 | 8 | 10 | |||||
| Концентрация VIP,% | 4 | 6 | 8 | 4 | 6 | 8 | 4 | 6 |
| Общие потери, МПа | 1,2 | 1,35 | 1,74 | 1,46 | 1,63 | 2,09 | 1,71 | 1,88 |
| Скор.теч./скор.осажден. | 8,5 | 9,7 | 14,7 | 11,3 | 13,0 | 19,5 | 14,2 | 16,2 |
| ППРж, кг/м3 | 9,76 | 11,0 | 14,1 | 11,9 | 13,2 | 17,0 | 13,9 | 15,3 |
ППРш, кг/м3 V = 1 м/ч V = 3 м/ч |
1,48 4,45 |
1,46 4,38 |
1,40 4,21 |
1,08 3,23 |
1,06 3,19 |
1,03 3,10 |
0,85 2,54 |
0,84 2,51 |
ЭПРоб, кг/м3 V = 1 м/ч V = 3 м/ч |
911,2 914,2 |
912,4 915,3 |
915,5 918,3 |
913,0 915,1 |
914,3 916,4 |
918,0 920,1 |
914,7 916,4 |
916,1 917,8 |
| Течение в трубах (БТ), режим течения ламинарный | ||||||||
| Общие потери, МПа | 1,55 | 1,71 | 2,20 | 1,90 | 2,07 | 2,64 | 2,21 | 2,39 |
| Суммарн. потери в трубах и затрубье, МПа | 2,75 |
3,06 |
3,94 |
3,36 |
3,70 |
4,73 |
3,92 |
4,27 |
Скор.осажден. в непод- вижной жидк., м/мин |
0,087 |
0,055 |
0,013 |
0,087 |
0,055 |
0,013 |
0,087 |
0,055 |
Таким образом, в качестве исходного бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов кизеловского горизонта выбрана загущенная нефть с концентрацией УТЖ VIP от 4 до 6% со следующими параметрами при 20о С: n = 0,69-0,65 и К = 0,58-0,78, t о = 90 –102 дПа, h = 52-60 мПа·с, условная вязкость - 150-180 с.
Перед началом работ на местной нефти необходимо уточнить концентрацию загустителя УТЖ VIP. Она может быть иной и изменяться от 3 до 7%. При ее выборе нужно обеспечить выполнение следующих требований: 0,3 < n < 0,7, К > 0,12 Па∙сn во всем интервале изменения скоростей сдвига, К < 1,0 Па∙сn - при высоких и средних скоростях сдвига, а такжеориентироваться на параметры загущенной нефти, приведенные в табл. 8.
Поддержание требуемых параметров бурового раствора в условиях поступления в ствол пластового флюида.
Как показали лабораторные исследования, разработанная углеводородная система сохраняет необходимые параметры при разбавлении нефтью до концентрации загустителя 3 - 3,5%. Максимально допустимый объем поступления пластового флюида составляет 7,5% от исходного объема. Для восстановления требуемых показателей бурового раствора необходимо на 1 куб. метр поступившей нефти добавить 2,5 л УТЖ VIP и 0,75л 30%-ного раствора каустика.
Требования к системе очистки промывочной жидкости от выбуренной породы.
Бурение на депрессии предъявляет жесткие требования к регулированию и поддержанию плотности буровых растворов и, следовательно, высокие требования к качеству его очистки от выбуренной породы. Эффективная механическая очистка достигается при использовании, например, разработанного в НПО "Бурение" наземного оборудования ДЦС "Комплекс оборудования для разделения твердых, жидких и газообразных фаз в составе бурового раствора при избыточном давлении".
3.2 Выбор раствора для глушения скважин
Необходимые расчеты и лабораторные исследования повыбору раствора для глушения проводятся в соответствии с требованиями, которым он должен удовлетворять.
Общие требования к растворам для глушения:
- плотность должна быть достаточной для обеспечения необходимого противодавления на пласт;
- реологические характеристики раствора должны обеспечить глушение без поглощений или при их минимальном объеме;
- при пластовой температуре сохранять стабильность свойств в течение заданного промежутка времени;
- не оказывать необратимого отрицательного воздействия на пласт.
Плотность жидкости глушения определяется из расчета создания столбом жидкости давления (Ргс ), превышающего пластовое (Рпл ), в соответствии с требованием Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности, вып.4, ПБ 08-624-03, 2003г.
Ргс ³ Рпл + 0,05 Рпл
Для глушения продуктивных пластов кизеловского горизонта при Рпл
= 9 МПа требуемое давление (Ргс
)min
= 9,45 МПа. Минимальная плотность при (Ргс
)min
= 9,45 МПа равна 783,2 кг/м3
. Поскольку при плотности местной нефти 876 кг/м3
Ргс
= 10,57 МПа и минимальная репрессия на пласт не может быть обеспечена, необходимо применить способ глушения, при котором создаваемая
29-04-2015, 00:32