Проект строительства эксплуатационной скважины глубиной 1720 м на Южно-Харьягинском месторождении нефти

Определим режим течения раствора в бурильных трубах по формуле:

(2.24)

где (Q=30 дм3/с=0,03 м3/с-расход бурового раствора; d=127-2?9=108 мм=0,108м-внутренний диаметр бурильных труб).

Подставляя данные из условия задачи, получаем

Следовательно, режим турбулентный.

Определим потери давления в бурильных трубах по формуле:

(2.25)

где - безразмерный коэффициент гидравлических сопротивлений трубы, при турбулентном режиме .

Подставляя приведённые выше значения, получаем:

Определение потерь давления в кольцевом пространстве.

Определим режим течения бурового раствора в кольцевом пространстве:

(2.26.)

где - средняя скорость течения жидкости по кольцевому пространству.

(2.27.)

где D - наружный диаметр бурильных труб.

Подставляя данные из условия задачи, получаем:

т.е. режим течения ламинарный.

Определим потери давления в кольцевом пространстве по формуле:

(2.28.)

где - коэффициент гидравлического сопротивления кольцевого пространства, при ламинарном режиме .

Подставляя полученные выше значения, получаем:

Определение потерь давления в УБТ.

Эти потери наиболее удобно определять по методу эквивалентных длин по формуле:

(2.29.)

где d - внутренний диаметр бурильных труб; dу - внутренний диаметр утяжелённых труб.

Потери давления в утяжелённых бурильных трубах рассчитывают по формуле:

(2.30.)

где = 0,0236 - безразмерный коэффициент гидравлических сопротивлений трубы.

Подставляя данные из условия задачи, получаем:

Определение потерь в бурильных замках.

Потери давления в замковых соединениях могут быть определены через эквивалентную длину местных сопротивлений по формуле:

(2.31.)

где = 0,0236 - безразмерный коэффициент гидравлических сопротивлений замка; - эквивалентная длина замкового соединения, ; - среднее расстояние между замками.

Подставляя данные, получим:

Определение потерь давления в промывочных отверстиях долота.

Эти потери с достаточной для практических расчётов точностью можно определить по формуле:

(2.32.)

где F - суммарное сечение промывочных отверстий долота (F=17 см2).

Тогда

Определение потерь давления в обвязке буровой установки.

Потери давления в элементах обвязки (ведущей трубе, вертлюге, буровом шланге, подводящей линии) удобно определять по методу эквивалентных длин.

Сначала определим эквивалентную длину ведущей трубы:

Определим эквивалентную длину вертлюга:

Определим эквивалентную длину бурового шланга:

Эквивалентная длина подводящей линии =100 м.

Суммарная эквивалентная длина всех элементов обвязки:

Тогда суммарные потери давления в обвязке определяется по формуле:

Таким образом, суммарные потери давления во всей циркуляционной системе:

(2.33.)

При этом максимальное паспортное давление используемого насоса УНБ-600 равно 25 МПа, что вполне устраивает, поскольку это больше, чем общие потери давления в циркуляционной системе.

2.7 Проектирование режимов бурения

Под режимом бурения понимают комплекс субъективных факторов, которые определяют эффективность работы породоразрушающего инструмента на забое скважины. Каждый из этих факторов называется режимным параметром. При турбинном бурении изменение одного из параметров режима бурения сразу оказывает влияние на другие, поскольку рабочая характеристика турбобура связывает ряд параметров. В качестве основных режимных параметров можно выделить: осевая нагрузка на долото - , кН; Частота вращения долота - n, мин-?; расход промывочной жидкости. при этом меняется автоматически.

Расчет осевой нагрузка на долото

Осевая нагрузка как режимный параметр бурения, обеспечивает внедрение элементов долота в горную породу. Естественно, что с увеличением осевой нагрузки на долото увеличивается и эффективность разрушения породы. Но необходимо отметить, что при увеличении нагрузки скорость проходки растет до определенного предела и, дойдя до максимального своего значения, снижается, что необходимо учитывать при расчете.

Наиболее точным методом расчета осевой нагрузки на долото считается статистический метод расчета осевой нагрузки. После расчета полученное значение сравнивается с допустимой нагрузкой на долото (по паспорту) и принимается нагрузка в пределах вычисленных величин.

Осевая нагрузка на долото рассчитывается по следующей формуле:

(2.34.)

где Dд - диаметр долота, м; go - удельная нагрузка на 1 м диаметра долота для бурения в породах данной категории, кН/м.

Для данного района работ рекомендуется применять следующие удельные нагрузки:

- для мягких и мягких абразивных пород: go? 200 кН/м;

- для мягких пород с вкраплениями пород средней твердости: go? 200 - 400 кН/м;

- для пород средней твердости, абразивных пород средней твердости и пород средней твердости с вкраплениями твердых: go? 400 - 800 кН/м.

Для бурения в интервале 0 - 30 м go=180 кН/м, так как в интервал сложен мягкими породами. Тогда по формуле:

Расчетное значение осевой нагрузки не должно превышать 80% от допустимой по паспорту долота:

где - допустимая нагрузка на долото по паспорту, кН.

Для долота III393,7М-ЦВ =470 кН, тогда по формуле:

Условие выполняется. Из полученных данных следует, что на интервале бурения под направление осевая нагрузка составит 71 кН.

На интервале бурения под кондуктор 30 - 730 м представлены мягкие и средние породы, поэтому gо=250 кН/м. Тогда по формуле:

Для долота III 295,3 МС - ЦВ = 400 кН, тогда по формуле:

Условие выполняется, следовательно, на интервале бурения под кондуктор осевую нагрузку принимаем равной 74 кН.

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 730 - 1722 м go=500 кН/м, так как интервал представлен породами средней твердости. Тогда по формуле:

Для долота III 215,9 СЗ - ГВ = 250 кН, тогда по формуле:

Условие выполняется, следовательно, на интервале 73 - 1720 м осевая нагрузка составит 108 кН.

Принятые осевые нагрузки с учетом всех условий и расчетов приведены в таблице 2.13.

Таблица 2.13.

Расчет частоты вращения долота

При выборе оптимальных величин частоты вращения долота и осевой нагрузки на долото необходимо использовать результаты исследований бурения опорно-технологических скважин на данной площади или на площадях с аналогичными геологическими условиями. При отсутствии таких сведений можно воспользоваться методом математической статистики, если имеется достаточная информация.

Каждому классу пород соответствуют свои оптимальные скорости вращения долота, превышение которых вызывает снижение механической скорости бурения. Также превышение частоты вращения долота снижает долговечность их работы вследствие более интенсивного износа опор и сокращает проходку долота за рейс.

Оптимальные частоты вращения долот находятся в диапазонах:

- для долот типа М 250 - 400 об/мин;

- для долот типа МС 150 - 300 об/мин;

- для долот типа СЗ 100 - 200 об/мин.

Существует 3 метода расчета частоты вращения:

1. Технологический метод (по износу опор долота).

2. Аналитический метод (по времени контакта зубьев долота с породой).

3. Статистический метод (по предельной окружной скорости).

Расчет оптимальной частоты вращения долот статистическим методом производится по формуле:

(2.35.)

где - рекомендуемая линейная скорость на периферии долота, по таблице:

Таблица 2.14

Подставляя в формулу численные значения получаем:

для III393,7М-ЦВ об/мин

для III 295,3 МС - ЦВ об/мин

для III 215,9 СЗ - ГВ об/мин

Расчет оптимальной частоты вращения долот технологическим методом по износу опор производится по формуле:

(2.36.)

где - константа, характеризующая стойкость опор долота, которая определяется по формуле:

- коэффициент, характеризующий свойства горной породы: для М, МЗ = 0,7 0,9; для С, СТ = 0,5 0,7.

Тогда по формуле получим:

для III 393,7М-ЦВ об/мин

для III 295,3 МС - ЦВ об/мин

для III 215,9 СЗ - ГВ об/мин

Условие выполнено, рассчитанное число оборотов не превышает ограничения.

Принятые по расчетам данные сводим в таблицу:

Таблица 2.15.

Расчет необходимого расхода промывочной жидкости

Грамотно рассчитанный расход промывочной жидкости должен обеспечить:

- эффективную очистку забоя скважины от шлама;

- транспортирование шлама на поверхность без аккумуляции его в кольцевом пространстве между бурильными трубами и стенками скважины;

- нормальную (устойчивую) работу забойного двигателя;

- сохранение целостности и нормального диаметра ствола скважины (предупреждение эрозии стенок скважины и гидроразрыва пород).

Определяем максимальную подачу буровых насосов при бурении с “нуля” (L=0) по формуле:

(2.37.)

где - полезная мощность бурового насоса, кВт;

A - коэффициент потерь давления, не зависящий от глубины скважины;

Полезная мощность бурового насоса УНБ-600 составляет 510 кВт.

Коэффициент A определяется по формуле:

(2.38.)

где - коэффициент потерь давления в манифольде (так как диаметр проходного отверстия ведущей трубы составляет 100 мм, то );

- коэффициент потерь давления в УБТ. Для УБТ диаметром 178 мм ;

- коэффициент потерь в промывочных отверстиях долота, который определяется по формуле: , где F - суммарная площадь промывочных отверстий долота,см2.Для долота диаметром 295,3 мм F=21 см2.

Подставив значения этих величин в формулу, получим:

Определяем расход бурового раствора:

Согласно характеристике бурового насоса УНБ-600 можно получить подачу 84 дм3/с, если на двух насосах будут диаметры поршней 180 мм (подача одного насоса при этом составляет 42 дм3/с).

Определяем допустимую глубину бурения при подаче 84 дм3/с по формуле:

(2.39.)

где B - коэффициент потерь давлений, зависящий от глубины бурения и определяемый по формуле:

(2.40.)

где - коэффициент потерь давлений в бурильных трубах, ;

- коэффициент потерь давлений в бурильных замках

- среднее расстояние между замками, для расчетов принимается равным 10 м;

- коэффициент потерь давлений в затрубном пространстве,

Следовательно,

Определяем допустимую глубину бурения:

Предварительно принимаем =730 м, так как с глубины 730 м плотность бурового раствора составляет 1,04 г/см3 и диаметр долота 215,9 мм. Для новых условий определяем , , A, B.

Определяем допустимую глубину бурения при подаче 84 дм3/с:

Для увеличения допустимой глубины бурения принимаем на двух насосах диаметры поршней равными 170 мм. Тогда подача одного насоса составит 36 дм3/с, а подача двух насосов соответственно 72 дм3/с.

Определяем допустимую глубину бурения при подаче 84 дм3/с:

Расход промывочной жидкости, необходимый для очистки забоя

Минимально необходимый расход Q1 из условия нормальной очистки забоя определяется по формуле

; (2.41)

где q=0,57-0,65 м/с - удельный расход жидкости, необходимый для удовлетворительной очистки забоя; - площадь проекции забоя.

;

При бурении под кондуктор

.

Под эксплуатационную колонну

.

Расход жидкости, необходимый для выноса шлама

Расход, обеспечивающий вынос шлама должен обеспечивать такую скорость восходящего потока, которая превышает скорость падения твердых частиц, что базируется на данных практики бурения. При бурении на структурированном растворе скорость восходящего потока обычно выбирается м/с.

; (2.42)

где - скорость восходящего потока бур. раствора; - площадь кольцевого пространства.

При бурении под кондуктор

При бурении под эксплуатационную колонну

2.8 Расчет параметров спускоподъемных операций

Расчет на прочность эксплуатационной колонны

Определение наружных давлений

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 2.5. Расчетная схема цементирования

В незацементированной зоне

, (2.50)

где - высота незацементированного участка, м, - плотность промывочной жидкости, которую использовали при бурении эксплуатационной колонны, кг/м3.

В зацементированной зоне до затвердевания цемента

(2.51)

где - высота поднятия цемента м, - плотность цементного раствора, кг/м3.

Это значение удовлетворяет условию

МПа.

В зацементированной зоне после затвердевания цемента

После ОЗЦ в зацементированной зоне в интервале межколонного пространства наружное давление определяют по давлению составного столба бурового раствора и столба воды В зацементированной зоне открытого ствола ОЗЦ наружное давление определяют с учетом пластового или горного давлений. В интервалах сложенных непроницаемыми устойчивыми породами наружное давление определяют так же как в интервале межтрубного пространства.

(2.52)

Рис 2.6. График наружных давлений

Определение внутренних давлений

Внутреннее давление в период ввода в эксплуатацию нефтяных скважин, при закрытом устье

(2.53)

Значение нормативного давления опрессовки, при испытании колонны на герметичность выбираем по таблице, исходя из диаметра обсадной колонны. В нашем случае

Тогда,

(2.54)

Высота подъема нефти в конце эксплуатации

, (2.55)

где - пластовое давление на конец эксплуатации, МПа.

Рис. 2.7 График внутренних давлений

Определение избыточных наружных и внутренних давлений

Внутреннее избыточное давление

(2.56)

Наружное избыточное давление без учета коэффициента разгрузки (К)

 (2.57)

Наружное избыточное давление с учета коэффициента разгрузки (К)

(2.58)

Рис.2.8. График избыточных наружных и внутренних давлений

Расчёт секций обсадных колонн по избыточным давлениям

Этот расчёт выполняется с использованием графиков избыточных наружных и внутренних давлений. Для первой секции колонны рекомендуется использовать трубы с повышенной толщиной стенки и стали самой низкой группы прочности.

I секция:

Длина первой секции выбирается равной мощности продуктивного пласта плюс 50 м. Длину первой секции принимаем 120 м.

На уровне конца первой секции

.

Такое давление выдерживают трубы группы прочности Д с толщиной стенки мм, МПа.

Вес первой секции

(2.59)

где - масса одного метра труб,

II секция:

Для второй секции выбираем трубы с меньшей толщиной стенки т.к. Рнар. уменьшается. Ркр=16.7 МПа; ;кН.

Тогда с учетом растягивающей нагрузки:

. (2.60)

Длина 2 секции определяется с учетом возможного страгивания резьбы

, (2.61)

Принимаем =1600 м.

Кроме того, трубы 2 секции проверяются и на действие нагрузки при которой напряжения в трубе достигают предела текучести.

, (2.62)

где - коэффициент запаса прочности, для данных условий .

(условие выполняется).

Вес 2 секции:

Результаты расчёта секций обсадных колонн по избыточным давлениям представлены в табл. 2.17.

Таблица 2.17

Расчет одноступенчатого цементирования обсадных колонн

Способ цементирования скважин заключается в том, что в спущенные в скважину обсадные трубы - 2 через цементировочную головку - 1 закачивают цементный раствор - 3, который вытесняет находящийся в трубах буровой раствор - 4 и поднимается в затрубном пространстве на заданную высоту. Операция считается законченной после посадки верхней цементировочной пробки - 5 на стоп-кольцо - 6.

Эксплуатационную колонну цементируем от забоя (1720 м) и выше кондуктора на 100 м (630 м). Высота поднятия цемента - 1090 м.

Расчет объема тампонажного раствора необходимого для цементирования эксплуатационной колонны на заданном интервале скважины

, (2.63)

где - коэффициент резерва (кавернозности) на высоте подъема цементного раствора, вводимый для компенсации факторов неподдающихся учетам, - высота поднятия цемента, м, - высота цементного стакана, , м, - диаметр скважины, м, - наружный диаметр обсадной колонны, м, - внутренний диаметр обсадной колонны, м.

м3.

Масса тампонажного цемента, необходимого для приготовления тампонажного раствора

, (2.64)

где - коэффициент, учитывающий потери цемента при погрузочо-разгрузочных работах и при приготовление раствора, , - масса цемента для приготовления 1 м3 раствора заданной плотности.

, (2.65)

где - относительно водосодержание раствора , т.е. отношение массы воды к массе сухого цементного порошка в 1 м3 раствора. = 0,5; плотность тампонажных цементов (ГОСТ 1581-85) колеблется в пределах , в данной задаче = 1800 .

;

.

Объем воды для приготовления тампонажного раствора

. (2.66)

м3.

Необходимое число смесительных машин для приготовления тампонажного раствора

, (2.67)

где - плотность сухого цемента, = 3000 ; - объем бункера смесительной машины. В расчетах используем смесительную машину марки 2СМН-20 (технические характеристики представлены на стр. 371 справочного пособия Р.А. Ганджумян «Инженерные расчёты при бурении глубоких скважин»), где м3.

.

Объем продавочной жидкости

, (2.68)

где - коэффициент сжимаемости продавочной жидкости, , - высота поднятия цемента, м, - высота цементного стакана, м, - внутренний диаметр обсадной колонны, м.

м3.

Объем буферной жидкости

, (2.69)

где длина столба буферной жидкости в кольцевом пространстве (150-200 м).

.

Необходимое число цементировочных агрегатов

, (2.70)

где - скорость подъема тампонажного раствора в кольцевом пространстве у башмака колонны, для кондуктора и промежуточной колонны не менее 1,5 м/с; для эксплуатационной колонны не менее 1,8 - 2 м/с; - производительность цементировочного агрегата на IV скорости, м3/с. Для агрегата ЦА-320М с диаметром втулки 100 мм = 8,6 л/с или = 0,516 м3/с, (согласно табл. 16.8 стр. 369 справочного пособия Р.А. Ганджумян «Инженерные расчёты при бурении глубоких скважин»).

Продолжительность процесса цементирования

Предусматриваем закачивание 0,98 с помощью цементировочных агрегатов на III передаче. Оставшиеся 0,02 будут закачиваться одним агрегатом при той же подаче, что необходимо для ловли момента посадки верхней пробки на упорное кольцо.

Т.к. < , то гидравлические давления будут меньше расчетных, тогда можно взять = 8,6 м3/с.

, (2.71)

где - время приготовления цементного раствора; , , - время закачки буферной жидкости цементного раствора и продавочной жидкости.

; (2.72)

мин.

Время не должно превышать срока начала загустевания (схватывания) тампонажного раствора . Исходя из этого, находим время начала схватывания

. (2.73)

Результаты расчетов сведены в табл. 2.18.

Таблица 2.18

Расчет режима спуска обсадных колонн

Скорость спуска обсадной колонны приходится ограничивать из-за опасности возникновения высокого гидродинамического давления, которое может быть причиной разрыва пород и поглощения промывочной жидкости, смятия обсадной колонны либо разрушения обратного клапана.

Среднюю эффективную скорость восходящего потока вытесняемой жидкости можно определить по формуле Буркхардта

, (2.74)

где - скорость спуска обсадной колонны; - поправка, учитывающая искажение профиля скоростей течения в заколонном пространстве под влиянием слоев жидкости прилипших к колонне, .

м/с.

Во избежание поглощения раствора должно выполняться условие

, (2.75)

где - коэффициент гидравлических сопротивлений в заколонном пространстве

;

- ускорение движения жидкости; - глубина пласта, в который возможно поглощение; - коэффициент, учитывающий увеличение гидравлических сопротивлений в заколонном пространстве за счет муфт на обсадных трубах и элементов технологической оснастки,

; (2.76)

- коэффициент местных сопротивлений для муфтовых сужений

; (2.77)

- длина обсадной колонны

;

;

.

Приняв , можно определить предельно допустимое значение скорости течения в заколонном пространстве

; (2.78)

2,7 м/с;

; (2.79)

м/с.

Величина критической скорости, соответствующей смене режимов течения

, (2.80)

где - критическое значение числа Рейнольдса

, (2.81)

- число Хедстрема

, (2.82)

где и - динамическое напряжение сдвига и пластическая вязкость промывочной жидкости. Отечественный и зарубежный опыт показывает, что предел пластической вязкости должен составлять для раствора с кг/м3 - Па, Па?с.

;

;

м/с.

Выбор метода вторичного вскрытия

Основная задача вторичного вскрытия - создание совершенной гидродинамической связи между скважиной и продуктивным пластом без отрицательного воздействия на коллекторские свойства призабойной зоны пласта, без значительных деформаций обсадных колонн и цементной оболочки. Решение этой задачи обеспечивается выбором условий перфорации, перфорационной среды, оптимальных для данных условий типоразмера стреляющей аппаратуры и плотности перфорации.

Для перфорации при репрессии на пласт, в скважину через НКТ закачивают перфорационную и буферную (при необходимости) жидкости из расчета заполнения интервала перфорации и на 100-150 м выше. Устье скважины оборудуется противовыбросовым устройством (задвижкой с превентором).

Оптимальная плотность перфорации определяется фильтрационно-емкостными свойствами пласта, однородностью, уплотненностью и методов перфорации. В табл. 2.19 приводится рекомендуемая плотность перфорации для условия создания конечной плотности за один этап, т.е. без промежуточного освоения пласта между отдельными спусками перфоратора.

Таблица 2.19 Рекомендуемая плотность перфорации для пласта

Выбираем бескорпусной кумулятивный перфоратор ПКС-105 с повышенной термобаростойкостью, с зарядами в стеклянных оболочках. Область применения данного перфоратора:

1. Вскрытие пластов, когда допускаются деформации (без разрушения) обсадной колонны и затрубного цементного камня;

2. Под колонной НКТ или при герметизированном устье скважины;

3. При искривлении, слипании узких проходных разрезов в колоннах труб.

Таблица 2.20 Минимально допустимые зазоры между кумулятивным перфоратором и стенкой обсадной колонны по диаметру

Таблица 2.21 Основные технические характеристики кумулятивного перфоратор ПКС-105

Освоение и испытание

Освоение скважины -- это комплекс работ, проводимых в скважине с целью очистки зоны продуктивного пласта от загрязнения и получения промышленного притока пластового флюида. Для освоения в эксплуатационную колонну спускают насосно-компрессорные трубы, глубину спуска которых определяет добывающее предприятие. Устье скважины герметизируется при помощи фонтанной арматуры, крестовину которой устанавливают на верхний фланец колонной головки.

В основе всех способов освоения лежит уменьшение давления столба жидкости в скважине ниже пластового, создание депрессии, достаточной для преодоления сопротивлений фильтрации. Уменьшение противодавления на пласт производится переводом скважины на более легкую жидкость - с промывочной жидкости на воду. После получения притока из продуктивного пласта отключают насос, а скважине дают поработать до получения промысловых значений давлений.

Испытатель пластов применяют и в обсаженных скважинах, в частности, при испытании пластов с низким пластовым давлением, для очистки призабойной зоны, для испытания обсадных колонн на герметичность и выявления в них участков нарушения герметичности и при других работах, когда в ограниченном объеме ствола скважины надо создать депрессию.

Современный пластоиспытатель включает в себя инструменты, аппараты и приборы, скомпонованные воедино для выполнения функций, необходимых при испытании пласта и проведении измерений. Такой испытатель называется комплектом испытательных инструментов (КИИ).

Где 1-бурильные трубы, 2-циркуляциоонный клапан, 3-глубинный манометр, 4-запорный поворотный клапан, 5-гидравлический испытатель пластов, 6-ясс, 7-безопасный переводник, 8-пакер, 9-фильтр, 10-местоположение глубинных манометров, 11-хвостовик, 12-опорный башмак

Таблица 2.22

Гидравлический испытатель пластов (5) - главное звено пластоиспытателя - оснащен уравнительным и приемным клапанами. Уравнительный клапан в открытом состоянии обеспечивает гидравлическую связь между подпакерным и надпакерным пространствами, уравнивая в них гидростатическое давление, а также служит для пропуска жидкости при спуске и подъеме КИИ во избежание эффекта поршневания. По истечении определенного промежутка времени после закрытия уравнительного клапана срабатывает специальное гидравлическое реле времени, управляющее приемным клапаном. Он открывает доступ пластовому флюиду в бурильную колонну над пластоиспытателем. Реле времени срабатывает под воздействием сжимающей нагрузки, возникающей при частичной разгрузке бурильной колонны на забой (на 60-120 кН). По окончании испытания под действием растягивающего усилия приемный клапан закрывается.

Запорный поворотный клапан закрывается вращением бурильной колонны с поверхности и служит для перекрытия проходного канала в бурильную колонну. После его закрытия регистрируется процесс восстановления давления в подпакерном пространстве. Имеются одно- и многоцикловые запорно-поворотные клапаны.

Циркуляционный клапан, установленный над запорным поворотным клапаном, служит для возобновления циркуляции бурового раствора по стволу скважины. Для его срабатывания необходимо, чтобы давление внутри бурильной колонны на 7-10 МПа превышало внешнее гидростатическое давление.

В комплект КИИ входит также несколько глубинных манометров, которые помещают в приборном патрубке и устанавливают в других местах для записи изменения давления. Одновременное использование нескольких манометров позволяет контролировать достоверность полученной информации об изменении давления и надежность срабатывания систем пластоиспытателя. Проверку осуществляют сопоставлением диаграмм, записанных в разных пунктах.

Пластоиспытателями управляют с поверхности. В соответствии с командами пластоиспытатель выполняет следующие функции: изолирует интервал ствола скважины против исследуемого объекта от остальной его части, вызывает приток пластового флюида созданием депрессии на пласт, отбирает пробы пластового флюида на исследование, регистрирует восстановление давления в подпакерной зоне.

Регистрация изменений давления происходит автоматически в течение всего периода нахождения пластоиспытателя в скважине в пределах ресурса рабочего времени манометра.

При испытании рассматриваемой скважины применяются прямые методы, основанные на вызове притока из пласта. Выбираем метод «сверху - вниз». Для его реализации целесообразно использовать пластоиспытатели, спускаемые в скважину на колонне бурильных труб. Использовать пластоиспытатель предполагается сразу после вскрытия продуктивного пласта.

Выбираем многоцикловой пластоиспытатель МИГ - 95. Характеристика данного пластоиспытателя представлена в табл. 2.23

Таблица 2.23 Технические характеристики пластоиспытателя МИГ-95

Задача опробования - вызвать приток флюида из пласта, отобрать его пробу для анализа, определить свободный дебит скважины.

В процессе испытания и опробования скважины производится вызов притока из пласта и отбор его пробы для анализа. Для испытания скважины выбирается комплект испытательных инструментов типа МИГ-95. Над кровлей пласта (на глубине 1650 м по вертикали) устанавливается пакер ПЦ-95. Качество пакеровки контролируется по уровню раствора в скважине.

После установки пакерующей системы в интервале продуктивного объекта создается депрессия, значение которой может быть оценено по следующему соотношению.

(2.83)

Во избежание разрушения объекта испытания величина депрессии не должна превышать 7,2 МПа. Для создания депрессии буровой раствор в скважине заменяется технической водой (плотность ). Глубина (по вертикали), до которой скважина должна быть заполнена водой, определяется по формуле:

 (2.84)

Избыточное наружное давление, действующее на пластоиспытатель и пакер, которое достигает максимума в начальный момент опробования, определяется по формуле ( - глубина установки пакера).

(2.85)

Выбранный пластоиспытатель и пакер могут работать при перепаде давления до 35 МПа, поэтому при проведении работ по опробыванию скважины достаточно установить один пакер над кровлей объекта испытания. Окончательно для испытания продуктивного пласта скважины выбирается комплект испытательных инструментов МИГ-95 и пакер ПЦ-95 (табл. 2.24), спускаемых в скважину на колонне бурильных труб.

Таблица 2.24 Характеристики пакера ПЦ-95

Освоение скважин.

В основе всех способов освоения лежит уменьшение давления столба жидкости в скважине ниже пластового и создание депрессии, достаточной для преодоления сопротивлений фильтрации пластовой жидкости к скважине.

На данном месторождении предусмотрен способ вызова притока снижения уровня жидкости в эксплуатационной колонне, т.к. в ряде скважин данного месторождения не был получен приток пластового флюида в скважину после замены бурового раствора в скважине на облегченную жидкость.

Предельное значение глубины статического уровня жидкости , при котором слив оттесняемой воздухом воды станет невозможным

, (2.86)

где - давление на компрессоре УКП-80, МПа; - плотность воздуха при атмосферном давлении, кг/м3; - атмосферное давление; , - площадь поперечного сечения канала НКТ и межколонного пространства.

Выберем НКТ с мм, мм. Тогда

м2; (2.87)

(2.88)

где - средний внутренний диаметр ЭК. Тогда

скважина нефть месторождение харьягинский

После получения притока из пласта скважине дают некоторое время поработать, чтобы очистилась от загрязнения приствольная зона. Так, если получен фонтанирующий приток из нефтяного пласта, струю жидкости направляют через верхний боковой отвод фонтанной елки и штуцер в сбросовый амбар.

Консервация и ликвидация скважины

Скважину ликвидируют, если при испытании ее не получен промышленного значения приток пластовой жидкости ни из одного горизонта. Для этого против каждого испытанного пласта устанавливают цементный мост; подошва моста должна находиться не менее чем на 20 - 30 м ниже, а кровля - выше соответственно нижней и верхней границ интервала перфорации. Если пласты расположены поблизости один от другого, цементный мост может быть сплошным. Кровля цементного моста, устанавливаемого для изоляции самого верхнего, из испытанных горизонтов, должна находиться, как минимум, на 50 м выше верхних перфорационных отверстий.

Если на рассматриваемой площади нет газовых или нефтегазовых залежей, а также горизонтов с напорными минерализованными водами (с kа>1), которые могут загрязнять пресные или целебные воды, разрешается перед ликвидацией скважины извлекать из нее обсадные трубы.

На устье ликвидированной скважины устанавливают репер, на котором при помощи электросварки указывают номер скважины, названия площади и предприятия, пробурившего скважину, дату окончания бурения.

Если обсадные трубы не извлечены, устье скважины закрывают глухой заглушкой или глухим фланцем с вваренным вентилем; заглушка и болты, скрепляющие фланец с колонной, должны быть прихвачены сваркой. Если верхние трубы эксплуатационной колонны извлечены, в кондуктор или промежуточную колонну спускают на глубину не менее 2 м пробку и над ней колонну заполняют бетоном. Над устьем скважины устанавливают бетонную тумбу размером 1х1х1 м.

В тех случаях, когда при испытании из пласта получен приток Промышленного значения, но площадь или участок площади не подготовлены к эксплуатации, скважину консервируют. Консервацию нужно делать так, чтобы скважину можно было повторно ввести в эксплуатацию, и коллекторские свойства приствольной зоны за время консервации существенно не ухудшились.

Способ консервации зависит от длительности ее и коэффициента аномальности пластового давления. Если kа>l,0, нижний участок скважины следует заполнить промывочной жидкостью на нефтяной основе или другой, не вызывающей ухудшения коллекторских свойств пласта; над интервалом перфорации установить цементный мост высотой не менее 25м, а остальную часть эксплуатационной колонны заполнить седиментационно устойчивой жидкостью.