, ( 2.81) где, n - коэффициент превышения гидростатического давления;
Ргр - давление столба глинистого раствора;
Ропр - давление опрессовки колонны.
n·rв·Н / 10 = rгр·Н / 10 + Ропр
при Ропр = 150 кгс/см2,
n = 2 и rв = 1 г/см3
rгр = 2 · 2000 / H
Откуда, для Н = 2970 м, rгр = 2 · 2000 / 2970 = 1,35 г/см3.
- Закачивают в скважину по НКТ: разделительную пачку нэ углеводородной жидкости или воды в объеме до 0,2 м3, 2-3-м3 12-15%-ной соляной кислоты, воду в количестве до объема НКТ. При этом давление на устье (на агрегате) составит:
Рагр = (Н rгр - Н·rв) /10 = Н (rгр·rв) / 10 (2.82)
где, rгр - плотность жидкости в затрубном пространстве
rв - плотность жидкости в трубах.
При средней плотности в трубах rв=1 для
Н=2970 м
rгр = 1,35 г/м3
Рагр = 2970(1,35 - 1,00) / 10 = 104 кгс/см2
На пласт в это время будет давление:
Рпл = Н · rгр =2970 · 1,35 = 401 кгс/см2.
- Закрывают затрубное и начинают задавку кислоты в пласт, доводя давление на затрубном до давления опрессовки колонны. Например, при Ропр = 150 кгс/см2 давление на устье будет 107 кгс/см2, а на пласт составит:
401 + 150 = 551 кгс/см2
т.е. в 2 раза превысит гидростатическое. Если величина «n» будет задана выше, потребуется раствор с большей плотностью.
Приведенные выше расчеты показывают возможность при Рэатр = 200 кгс/см2 иметь на устье давление превышающее 500 кгс/см2, т.е. такие же условия, которые задают обычно для работы с пакером.
- При разрыве пласта, факт которого устанавливают по наличию связи сважины с пластом, т.е. поглощению жидкости, продавку кислоты начинают кислотным раствором. В пласт закачивают жидкость в следующей очередности: кислотный раствор, продавочная жидкость (вода), снова кислотный раствор и снова вода.
- После задавки кислоты в пласт продавочной жидкостью, глинистый раствор вымывают из скважины прямой или обратной промывкой.
- Оставляют скважину на реагирование и в зависимости от положения уровня в скважине проводят работы по извлечению продуктов реакции.
- Исследуют приток и определяют фильтрационные параметры пласта.
При работе с пакерами могут быть использованы различные их модификации: с опорой на забой, шлипсовые, гидравлические. Пакер может быть установлен непосредственно над скважинным фильтром, на голове потайной колонны
( хвостовика) и в любом удобном для работы месте, если давление на колонну не будет превышать максимально допустимого для этой части колонны.
Для удержания пакера на месте, если недостаточно веса труб, необходимо использовать гидравлические якори. Размеры пакера и якоря должны соответствовать.
2.9.6 Методы интенсификации притока
Солянокислотные обработки относятся к методам химического воздействия на пласт с целью повышения проницаемости призабойной зоны пласта и являются методами интенсификации притока.
Для соляно─кислотных обработок применяется ингибированная соляная кислота. Заводы поставляют кислоту с сильно отличающейся начальной концентрацией (22─27%), поэтому перед каждой операцией следует устанавливать фактическую концентрацию с тем, чтобы использовать для обработки кислотный раствор с заданными параметрами. Концентрацию кислоты определяют по таблицам после замера плотности ее.
Приготовление раствора заданной концентрации может осуществляться как перед началом операции, так и в процессе закачки кислотного раствора в скважину. В этом случае концентрированная кислота и вода подаются по отдельным трубопроводам до тройника (смесителя), где они смешиваются.
Количество воды для приготовления раствора заданной концентрации определяется по формуле:
, ( 2.83)
где, Vр – объем раствора кислоты;
з ─плотность кислотного раствора заданной концентрации, [г/см3];
т ─ плотность товарной кислоты, [г/см3].
Для целей воздействия на пласт при испытании скважин рекомендуется 12-15%-ный раствор соляной кислоты.
Кислотная обработка проводится по плану. План включает в себя основные характеристики процесса: состав, концентрацию и объем кислотного раствора, объем продавочной жидкости, максимальные давления на устье, время ожидания реагирования, объем исследования до и после. Иногда при проведении специальных обработок предусматривают расход при нагнетании раствора и продавочной жидкости или мероприятия по облегчению вызова притока из скважины после обработки.
При проведении кислотной обработки башмак НКТ, как правило, должен быть установлен ниже нижних дыр перфорации (1─7 м).
Кислотный раствор закачивают в скважину по НКТ при открытых на затрубном задвижках. Задвижки закрывают после того, как весь интервал перфорации заполнен кислотным раствором.
Объем кислотного раствора на обработку при испытании скважин определяется, исхода из расхода 0,15 ─ 0,2 м3 на метр вскрытой мощности пласта. Ориентировочно рекомендуемые для условий белорусских месторождений объемы для первой обработки 6 м3, второй ─ 12 и третьей ─ 24 м3 кислотного раствора. Объем продавочной жидкости второй и последующих обработок в 2 раза больше, нежели при предыдущей обработке.
Время реагирования кислотного раствора устанавливают в зависимости от карбонатности пород, концентрации раствора и температуры скважины. Для концентраций 12 15% время реагирования после задавки в пласт не должно превышать 4 часов.
При значении пластового давления менее гидростатического необходимо предусматривать принудительную очистку пласта от продуктов реакции при депрессии, создаваемой, например, свабированием или снижением уровня с помощью компрессора. Эту работу следует проводить сразу по истечении времени реагирования.
Эффективность о6работки определяют по разности в производительности (приемистости) скважин на сопоставимых режимах, замеренных после и до обработки.
Перед демонтажем бурового оборудования в скважину, как правило, закачивают жидкость, давление гидростатического столба которой равно или превышает пластовое. Поэтому при освоении скважины приходится повторно вызывать приток из пласта. В связи с этим при глушении скважины следует использовать жидкости, не ухудшающие проницаемость, имеющуюся после испытания. Это хлоркальциевые растворы, пластовая вода, БИЭР, нефть.
Вытеснение жидкости глушения в фонтанной скважине осуществляется одним из методов снижения забойного давления. В насосных скважинах раствор, содержащий твердые частицы, следует заменить на рассол или пластовую воду до спуска насоса.
С целью сокращения промежутка времени между испытанием и вводом скважины в эксплуатацию, снижения затрат на освоение и получение дополнительной добычи продукции время испытания и освоения скважин следует совмещать.
Законченная испытанием (освоением) нефтяная и нагнетательная скважина подлежит передаче нефтегазодобывающему управлению для эксплуатации .
Воздействие на пласт с помощью многоциклового испытательного инструмента.
Возбуждение пласта при отсутствии притока можно осуществлять с помощью многоциклового испытательного инструмента (комплект МИГ и МИК).
Для этого:
- устанавливают пакер на 1-2 м выше интервала перфорации;
- проводят депрессионное и депрессионно-репрессионное воздействие. Депрессионное воздействие проводят в случае, если скважина заполнена рабочей жидкостью, содержащей твердую фазу (например буровым раствором);
- при депрессионном воздействии после запакеровки необходимо открыть впускной клапан и мгновенно создать депрессию на пласт. Выдержать пласт под депрессией 5-10 мин., закрыть клапан и 10-15 мин. ожидать восстановления давления. Проводят 10-15 циклов депрессионного воздействия;
- при депрессионно-репрессионном воздействии после запакеровки следует открыть впускной клапан и создать на пласт мгновенную депрессию. Выдерживают пласт под депрессией 5-10 мин., закрывают клапан и снимают пакер. В результате на пласт воздействует репрессия, равная разности давлений между гидростатическим и пластовым. Под репрессией пласт выдерживают 4-5 мин, снова запакеровываются и процесс повторяют. В таком режиме проводят 10-15 циклов воздействия.
после как депрессионного, так и депрессионно-репрессионного воздействия без подъема инструмента испытывают объект в режиме приток - восстановление давления с регистрацией кривой притока и восстановления давления. Испытание проводят в один или два цикла.
Общее время периода притока должно составлять 2-5 часов, а восстановление давления - 3- 6 часов.
3 ЭФФЕКТИВНОСТЬ ОТ ВНЕДРЕНИЯ ДОЛОТ У-139,7 ST ѕ 7 ПРОИЗВОДСТВА ФИРМЫ «УДОЛ» РОССИЯ.
Снижение стоимости строительства скважин и повышение эффективности бурения при использовании новых типов породоразрушающего инструмента неразрывно связано с их испытаниями и инженерно-технологическим сопровождением буровых работ.
На базе литературной проработки, информации, получаемой на международных конференциях и выставках, применительно к условиям Беларуси, выбираются, закупаются и реализуются испытания новых типов долот, производимых различными зарубежными фирмами и заводами России. В условиях нестабильных цен на долота, выпускаемые заводами России, Украины и известными зарубежными фирмами, необходимо быстрое реагирование технических служб и служб обеспечения основного производства на меняющую «ценовую политику» основных поставщиков бурового инструмента и оборудования. Поэтому выявление, в результате промысловых испытаний, наиболее производительных типов породоразрушающего инструмента, экономическая оценка их работы, своевременная информация и рекомендации по их приобретению весьма актуальна в снижении стоимости буровых работ.
В целом можно отметить, что вышеприведенный научно обоснованный и планомерный подход к испытаниям и более широкое внедрения новых типов долот ежегодно давали положительный эффект.
Экономический эффект от внедрения долот российской фирмы «Удол» обусловлен:
- увеличением проходки на долото;
- ростом механической скорости проходки.
Показателями для экономической оценки сравниваемых конструкций долот являются:
- проходка на долото, [м];
- стойкость долота, [час];
- механическая скорость проходки, [м/час];
- цена долота, [долл. США].
Для расчета экономического эффекта от внедрения долот американских и российских фирм, возьмем:
- Дубровскую площадь;
- 1 соль, галитовая подтолща.
Сравниваемые долота:
У 139,7 ST-3/4 7 – алмазное долото фирмы «Удол» с поликристаллическими алмазами.
5 Ѕ STХ-50 – трехшарошечное долото фирмы «Хьюз Кристенсен» США.
Стоимость долот:
фирмы «Удол» - 8100 $
фирмы «Хьюз Кристенсен» - 7909 $
С целью соблюдения условий сопоставимости, показатели базовых долот взвешиваются по объему использования новых долот.
Проходку на базовое долото определяем:
, (3.1) 
Проходку на новое долото определяем:
, (3.2)
где, Н- интервал бурения, [м];
, 
- количество отработанных базовых и новых долот в интервале соответственно, шткук.
Затраты времени на механическое бурение принимаем по фактическим данным:
29-04-2015, 01:07