14. Каротажный кабель герметизируется и крепится в кабельном переводнике, для каждого диаметра каротажного кабеля имеются свои размеры герметизирующих элементов и фиксаторов. Проверяется крепление кабеля фиксаторами, для этого, крюкоблок, с подвешенным на крюке каротажным роликом, опускается на 1-2 м. При возникшем ослаблении натяжения, каротажный кабель не должен проскальзывать в узле крепления. Затем навинчивается верхняя часть кабельного переводника.

15. На кабельный переводник навинчивается кабельный центратор.

Примечание: на кабельный переводник ПЛС-127, применяемый в обсадной колонне диаметром 168 мм, центратор кабельный не устанавливается, из-за превышения суммарным диаметральным размером от поверхности прилива переводника кабельного до противоположной ему по диаметру планки ЦК-138 внутреннего диаметра обсадной колонны.

16. Каротажный ролик перевешивается с крюка крюкоблока на его серьгу, с помощью чалки и серьги.

17. Навинчивается ведущая бурильная труба.

18. Кабельный переводник визуально проверяется на герметичность при рабочем режиме промывки.

19. Каротажный кабель крепится на кабельном переводнике и кабельном центраторе прядями пенькового каната. Для свободного пропуска каротажного кабеля в отверстие стола ротора необходимо вытащить из него вкладыши.

20. Ведущая бурильная труба спускается до захода квадратной части в стол ротора. В ротор устанавливаются роторные вкладыши и клинья роторные с прорезью и фиксатором. При этом кабель пропускается через внутренний паз клиньев и фиксируется планкой от выхода из паза.

21. Квадратные клинья фиксируются в роторе с помощью шпилек или подвески от клиньев ПКР.

22. Включаются буровые насосы, и ориентируется отклонитель. Поворот инструмента производится ротором только по часовой стрелке.

23. После поворота инструмента на требуемый угол следует несколько раз расходить его на 2-3 м, принимая меры предосторожности от выскакивания квадратных клиньев. При этом необходимо по индикатору "ОТКЛОНИТЕЛЬ" контролировать значение угла или азимута направления отклонителя. В случае его изменения в процессе бурения, необходимо поворотом колонны добиться нужных показаний и продолжить бурение скважины.

24. В условиях сложности пропуска каротажного кабеля внутри ротора и устьевого оборудования нужно предпринимать дополнительные меры для обеспечения сохранности каротажного кабеля. Необходимо установить между ПК и ВБТ бурильную трубу, оснащенную протектором каротажного кабеля с центраторами кабельными над и под ней

25. Во время бурения необходимо постоянно держать каротажный кабель натянутым с помощью приспособления для натяжения каротажного кабеля. Освободившийся в процессе углубления ведущей бурильной трубы кабель укладывается в безопасное место на мостках.

При отрывах долота от забоя приспособление для натяжения каротажного кабеля снимается и каротажный кабель натягивается вручную.Кроме того можно закреплять каротажный кабель на грани ведущей бурильной трубы прядями пенькового каната меняя вязки по мере углубления инструмента.

26. Во время бурения на середине бурильной трубы, подготавливаемой для наращивания, закрепляется протектор каротажного кабеля.

27. При наращивании производятся следующие дополнительные работы.

27.1. С лебедки каротажного подъемника сматывается кабель и укладывается на землю, перед мостками, в безопасное от транспорта место. Для наращивания необходимо подготовить не менее 15 м кабеля.

27.2. С каротажного кабеля снимается приспособление для натяжения

каротажного кабеля.

27.3. При подъеме ведущей бурильной трубы необходимо следить за сохранностью кабеля поднимающегося вслед за ней с мостков.

27.4. Перед концом подъема из ротора квадратной части ведущей бурильной трубы квадратные клинья освобождаются от шпилек или подвесок ПКР и вытаскиваются из ротора вручную.

27.5. Бурильная колонна устанавливается на стол ротора на элеваторе.

Каротажный кабель удерживается под натяжением в свободном пространстве отверстия стола ротора.

27.6. После отворота ведущей бурильной трубы, при установке ее в шурф,

освободившийся каротажный кабель убирается в безопасное место на мостках.

27.7. Каротажный ролик остается подвешенным на серьгу крюкоблока.

Каротажный кабель страхуется от повреждения при совместном движении с наращиваемой бурильной трубой и при навинчивании бурильной трубы, при этом удерживаются под натяжением обе ветви каротажного кабеля идущие от каротажного ролика.

27.8. После наращивания устанавливаются средства защиты каротажного кабеля:

- после первой бурильной трубы второй кабельный центратор устанавливается под ведущей бурильной трубой или ФЗК-127 являющийся альтернативным вариантом при использовании бурильных труб диаметром 127 мм,

- во время следующих наращиваний на замковое соединение бурильных труб

диаметром 127 мм, с помощью легости, надеть защитные фонари каротажного кабеля или устанавливаются ЦК соответствующих размеров,

- во время спуска наращенной бурильной трубы каротажный кабель натягивается

вдоль тела трубы через каротажный ролик и привязывается прядями пенькового каната над и под устройствами защиты, в канавках кабельных центраторов и протекторов, к телу бурильной трубы для создания плотного соединения трубы и кабеля. Вязки недолжны мешать свободному движению фонаря защитного. В процессе крепления кабеля необходимо разворачивать его вокруг бурильной трубы в свободное от прижатия пространство отверстия стола ротора.

27.9. После навинчивания ведущей бурильной трубы квадратные клинья и приспособление для натяжения каротажного кабеля устанавливаются как указано выше.

27.10. При наращивании нужно обращать особое внимание на положение каротажн ого кабеля в свободном пространстве ротора и предохранять его от повреждения бурильной колонной в устье скважины, элеватором, АКБ, машинными ключами и т.д.

27.11. При затруднении в свободном пропуске кабеля через отверстие стола ротора необходимо вытащить роторные вкладыши и перед установкой бурильной колонны на элеваторе на ротор установить их обратно.

27.12. Один работник каротажной партии во время наращивания должен находиться на мостках, выбирать и подавать каротажный кабель.

28. Перед подъемом бурильной колонны до кабельного переводника каротажный ролик снимается с серьги крюкоблока и укладывается возле блок баланса.

29. В процессе подъема бурильных труб освободившийся после снятия защитных устройств каротажный кабель выбирается из скважины вручную с постоянной натяжкой над устьем скважины и наматывается на лебедку подъемника.

30. Каротажный кабель во время подъема обмывается водой от прилипшего бурового раствора.

31. После подъема из скважины кабельного переводника каротажный ролик подвешивается на крюк крюкоблока. Крюк крюкоблока расстопаривается и поднимается на 15-20 м. Перед раскреплением узла фиксации ПК каротажный кабель натягивается лебедкой каротажного подъемника. Натяжка каротажного кабеля необходима для того, чтобы при раскреплении узла фиксации в кабельном переводнике, кабель под своим весом не начал движение в колонну бурильных труб. Наличие петель и сгибов уложенного на мостках или возле подъемника кабеля при раскреплении узла фиксации в кабельном переводнике, и последующем его движении в колонну бурильных труб может привести к травмам работающих членов бригады.

32. Машинными ключами раскрепляется и цепным ключом отвинчивается верхний переводник ПК и снимается при помощи легости.

33. Каротажный кабель освобождается из узла крепления и герметизации кабельного переводника. Торцовым ключом отворачиваются пробки и вытаскиваются фиксаторы, при помощи съемника извлекается герметизирующая втулка. Каротажный кабель вместе с контактной муфтой при помощи подъемника извлекается на поверхность. Отрыв контактной муфты от контактного стержня УКГП следует производить на минимальной скорости для предотвращения разрушения контактного стержня от возникающего разряжения в соединении контактных муфты и стержня. С крюка крюкоблока снимается ролик, с ротора блок баланс и производится дальнейший подъем бурового инструмента.

34. После подъема, на устье скважины, корпус УКГП промывается внутри и снаружи пресной водой для удаления остатков бурового раствора.

35. При необходимости производства следующего рейса с телесистемой, производится проверка телесистемы в вертикальном положении. При этом визуально, с помощью ручного фонаря, через верхний переводник УКГП проверяется состояние контактного стержня кабельного ввода УКГП, целостность, центрирование, крепление, чистота. При необходимости докрепления или очистки контактного стержня нужно, машинными ключами, отвернуть и аккуратно, чтобы не повредить направляющую корзину, снять верхний переводник и после профилактики собрать УКГП и продолжить проверку телесистемы в вертикальном положении.

36. Перед следующим рейсом с телесистемой необходимо проверить состояние контактной муфты и груза: целостность, крепление, очистить окислившиеся медные контакты спиртом и проверить изоляцию МК прибором Ц 4353 или мегомметром.

Заключительные работы на буровой

1. Разобрать схему и свернуть кабели. Помыть и собрать: МК, грузы, кабельный переводник, ключи, съемники, инструмент, приборы, устройства защиты каротажного кабеля.

2. Подготовить оборудование комплектов телесистем к транспортировке: собрать и зашплинтовать фонари защитные, надеть на замковые резьбы защитные колпачки, уложить оборудование, инструмент, приборы в транспортные контейнеры.

3. Заполнить документацию по работе с телесистемой.

4. Произвести контрольный инклинометрический замер интервала, пробуренного отклоняющей компоновкой под контролем телесистемы.

Проверка работоспособности телесистемы и отбивка метки "ноль" .

Проверка телесистемы.

1.1. Установить УКГП в горизонтальное положение.

1.2. Собрать электрическую схему .

1.3. Подать питание на схему и выдержать УКГП под напряжением до выхода на рабочий режим (показания вольтметра и миллиамперметра ИПН-МЗ, УПН начинают изменяться с помощью регулятора силы тока).

1.4. При помощи регулятора силы тока установить устойчивые показания цифровых индикаторов ПНЗ-МЗ, УПН.

1.5. Произвести проверку телесистемы по следующим показателям.

1.5.1. Индикатор ЗЕНИТНЫЙ УГОЛ должен показать 30° ± 5° (УКГП в горизонтальном положении). Индикаторы АЗИМУТ и ОТКЛОНИТЕЛЬ любые не устойчивые нулевые значения.

1.5.2. При нажатии кнопки "контроль 100%" индикатор ЗЕНИТНЫЙ УГОЛ должен показать 60° ± 1°.

1.5.3. Показания индикатора АЗИМУТ должны изменяться при перемещении постоянного магнита массой 50 - 100 г по боковой образующей корпуса УКГП в месте расположения БД.

1.5.4. Показания индикатора ОТКЛОНИТЕЛЬ в режиме УГОЛ ОТКЛОНИТЕЛЯ,

(тумблер переключателя режимов работы датчика отклонителя в нижнем положении, сигнальная лампа не горит), должны соответствовать положению метки "ноль" на корпусе УКГП. Показания 360° или 0° соответствуют верхнему положению метки. При вращении корпуса по часовой стрелке на 90°, 180°, 270°, 360° показания индикатора должны изменяться соответственно повороту корпуса УКГП.

1.5.5. Индикатор ОТКЛОНИТЕЛЬ в режиме АЗИМУТ ОТКЛОНИТЕЛЯ, (тумблер переключателя режимов работы датчика отклонителя в верхнем положении, горит сигнальная лампа), должен высвечивать сумму предыдущих показаний индикаторов АЗИМУТ и УГОЛ ОТКЛОНИТЕЛЯ.

1.6. В журнале проверок телесистем записать рабочий диапазон силы тока и напряжения, изменяя их с помощью регулятора силы тока ИПН-МЗ, УПН.

1.7. При плохом контакте муфты контактной со стержнем кабельного ввода необходимо заменить рабочую муфту контактную на муфту, специально подготовленную для проверки, с отверстием для удаления воздуха из места контакта.

1.8. При отсутствии показаний индикаторов ПНЗ-МЗ, УПН по причинам утечки тока, короткого замыкания (малое напряжение, большой ток на приборах ИПН-МЗ, УПН), или плохого контакта (большое напряжение и малый ток), необходимо проверить цепь с помощью тестера путем последовательного отключения элементов цепи. После нахождения неисправного элемента цепи заменить его резервным или устранить неисправность.

Установка метки "ноль" на концевом переводнике корпуса УКГП

2.1. Установить тумблер переключателя режимов работы датчика отклонителя на ПНЗ-МЗ в нижнее положение (сигнальная лампа не горит), при этом, индикатор ОТКЛОНИТЕЛЬ высвечивает угол отклонителя (УО).

2.2. Поворачивать корпус УКГП плавно цепным ключом по часовой стрелке, если смотреть со стороны верхнего переводника, до показания индикатором ОТКЛОНИТЕЛЬ 360° или 0°.

2.3. На нижнем переводнике УКГП, строго на верхней образующей, с помощью отвеса, нанести мелом метку шириной 1 - 2 мм.

2.4. Повторить операцию поворота корпуса и убедиться, что показания индикатора ОТКЛОНИТЕЛЬ плавно изменяются по мере поворота, и метка соответствует показаниям 360° или 0°.

2.5. Забить предыдущие метки и нанести новую метку длиной 30 мм на расстоянии 10 мм от торца нижнего переводника.

Ориентирование отклонителя в скважине

а) Вертикальный ствол скважины

1.1. При наклоне ствола скважины менее 3° стабильно работает только индикатор ОТКЛОНИТЕЛЬ в режиме "азимут отклонителя".

1.2. На пульте ПНЗ-МЗ тумблер переключателя режимов работы датчика отклонителя устанавливается в верхнее положение, при этом загорается сигнальная лампа.

1.3. Турбинный отклонитель ориентируется в направлении проектного азимута скважины Ап.

1.4. Находится необходимый азимут установки УКГП телесистемы Астт н.

Астт н = Ап + г,

где г - угол смещения, замеренный по часовой стрелке от метки отклонителя до метки "ноль" телесистемы.

1.5. Определяется угол доворота УКГП телесистемы в

в' = Астт н - Астт ф.,

где Астт ф. - фактические показания индикатора ОТКЛОНИТЕЛЬ в режиме "азимут отклонителя" при работающем с полной нагрузкой турбобуре.

Если угол в' положителен, то в = в'

Если угол в' отрицателен, то в = 360° - в'

1.6. Колонна бурильных труб поворачивается на угол в. В начале бурения без нагрузки на долото, индикатор ОТКЛОНИТЕЛЬ должен показывать значение Астт н. Если этого не произошло из-за закручивания бурильной колонны, производится расхаживание инструмента. Доворот инструмента производится только по часовой стрелке.

1.7. С целью зарезки ствола скважины в нужном направлении первые 5-6 м необходимо пробурить с нагрузкой на долото 3-4 тс.

1.8. Увеличение осевой нагрузки на долото и доворот инструмента на угол от действия реактивного момента турбобура необходимо производить постепенно, по мере вписывания отклоняющей компоновки в образующуюся дугу ствола скважины.

1.9. В процессе бурения все время поддерживают указанные показания индикатора ОТКЛОНИТЕЛЬ.

2.0. После набора зенитного угла больше 3°, тумблер переключателя режимов работы датчика отклонителя устанавливается в нижнее положение. Дальнейшее ориентирование инструмента производится при работе индикатора ОТКЛОНИТЕЛЬ в режиме "угол отклонителя". При этом показания индикатора АЗИМУТ должны быть близки к Астт н., а показания индикатора ОТКЛОНИТЕЛЬ к значениям г.

б) Наклонный ствол скважины

2.1. При зенитных углах более 3° инструмент ориентируется по показаниям индикатора ОТКЛОНИТЕЛЬ в режиме "угол отклонителя".

2.2. Необходимый угол установки отклонителя по отношению направления искривления скважины Ун. определяется по общепринятой методике.

2.3. Находится необходимый угол установки УКГП телесистемы Устт н.

Устт н.. = Ун + г

2.4. Определяется угол доворота УКГП телесистемы б.

б'= Устт н - Устт ф.,

где Устт ф. - фактические показания индикатора ОТКЛОНИТЕЛЬ в режиме "угол отклонителя" при работающем с полной нагрузкой турбобуре.

Если угол б' положителен, то б = б'

Если угол б' отрицателен, то б = 360° - б'

2.5. Поворот бурильной колонны на угол б' производится при неработающем турбобуре. При бурении после доворота индикатор ОТКЛОНИТЕЛЬ должен показывать значение Устт н. Если это не произошло из-за закручивания бурильной колонны, производится расхаживание бурового инструмента.

2.6. При расхаживании бурового инструмента квадратные клинья и роторные вкладыши должны оставаться на месте. Для уменьшения силы трения внутреннюю поверхность квадратных клиньев необходимо смазывать.

4.2 Режим бурения

4.2.1 Общие положения

Под режимом бурения понимается определенное сочетание регулируемых параметров, влияющих на показатели бурения. К числу таких параметров режима бурения относятся:

- осевая нагрузка на долото, P ж;

- число оборотов долота, n;

- количество прокачиваемого раствора, Q;

- качество бурового раствора (плотность, вязкость, водоотдача, статическое напряжение сдвига, процент содержания песка, плотность фильтрата и др.).

Сочетание этих параметров, позволяет получить более высокие качественные и количественные показатели бурения при данной технической вооруженности буровой и называется рациональным режимом бурения.

Основными факторами, определяющими выбор способа бурения являются:

- глубина и форма профиля ствола скважин (вертикальные или наклонные);

- физико-механические свойства пород, подлежащих разбуриванию.

а)Влияние параметров режима бурения на показатели работы долот

Влияние осевой нагрузки

При поддержании на долоте осевой нагрузки, соответствующей скорости V=max, реализуются критерии максимума механической скорости; при нагрузке, отвечающей проходке на долото h=max, бурить будут с максимальной проходкой на долото. Оптимальный режим с максимумом рейсовой скорости, очевидно будет достигнут при средней величине осевой нагрузки между Рд, соответствующей V=max, и Рд, соотвествующей h=max.

Влияние скорости вращения долота

При бурении шарошечными долотами с увеличением скорости вращения, уменьшается глубина разрушения за один оборот.

В тоже время увеличение скорости вращения ведет к увеличению числа поражений забоя зубцами шарошек, скорости ударов зубцов о породу; эти и некоторые другие факторы увеличивают эффективность работы долота, но резко сокращают его долговечность износостойкость.

При бурении в хрупких и пластично-хрупких горных породах с небольшим коэффициентом пластичности теоретически возможный максимум скорости бурения достигается при очень высокой скорости вращения (несколько тысяч оборотов в минуту), а для пород высокопластичных и особенно для пород не дающих общего хрупкого разрушения, максимальная механическая скорость достигается при небольших скоростях вращения.

Влияние качества бурового раствора

Наилучшие результаты работы долот достигаются, когда выбуренная порода своевременно удаляется с забоя; в противном случае она оказывает дополнительное сопротивление долоту. Чистота забоя скважины, а следовательно, и механическая скорость проходки зависит от качества бурового раствора. Очистка скважины от мелкого шлама лучше обеспечивается при глинистых растворах с малой вязкостью и малой прочностью структуры. Крупные куски шлама лучше удаляются при вязких растворах. Увеличение плотности, увеличивает подъемную способность глинистых растворов.

Но, из опыта бурения следует, что с уменьшением плотности раствора механическая скорость проходки на долото увеличивается.

С увеличением плотности бурового раствора увеличивается давление на забой скважины, сопротивляемость пород разрушению увеличивается, следовательно показатели бурения уменьшаются.

Влияние количества бурового раствора, подаваемого на единицу площади забоя скважины

При постоянной осевой нагрузке и скорости вращения с увеличением количества бурового раствора, подаваемого на единицу площади забоя скважины, механическая скорость проходки увеличивается.

Увеличение количества раствора, подаваемого на забой, независимо от природы и свойств промывочного агента, свойств разбуриваемых пород и модели долота, всегда ведет к увеличению проходки на долото.

При Q( 0,057-0,065 )xFзаб (1/сек.)/см2, h = f(Q) растет настолько незначительно, что практического значения дальнейшее увеличение производительности не целесообразно.

Скорость истечения потока жидкости из отверстия долота и расположения этих отверстий по отношению к шарошкам и забою скважины способствует увеличению скорости бурения.

С увеличением скорости истечения бурового раствора из долотных насадок, улучшается очистка забоя скважины, а следовательно, увеличивается механическая скорость бурения.

Взаимосвязь между параметрами режима бурения

При турбинном бурении основным параметром режима бурения является количество прокачиваемого бурового раствора Q.

Осевая нагрузка на долото Pд находится в зависимости от количества прокачиваемого бурового раствора Q, т.е. Рд= (Q).

Число оборотов долота в турбинном бурении переменно и зависит от количества прокачиваемого бурового раствора ( Q ) и осевой нагрузки (Рд), т. е. n= (Q; Рд).

Подбор рациональных параметров режима бурения

Перед подбором рациональных параметров режима бурения необходимо тщательно изучить физико-механические свойства пород, стратиграфию, тектонику района, в котором предполагается бурить скважину.

Для разработки рациональных параметров режима бурения следует: установить зоны возможных осложнений (нарушение целостности колонны, выбросы, поглощения бурового раствора, и др.), а также определение пластового давления продуктивных горизонтов, а также изучить возможность самопроизвольного искривления ствола скважины и профилактические меры, ранее предусматривавшиеся против искривления, а также влияние эффективности этих мер.

В соответствии с геологическими условиями бурения следует:

-выбрать буровой раствор, задаться его параметрами для разбуривания отдельных горизонтов;

-произвести поинтервальный выбор способа бурения;

-выбрать типы долот для разбуривания отдельных горизонтов.

В зависимости от способа бурения, механических свойств пород, качества бурового раствора и выбранных типов долот приступить к определению необходимых значений осевой нагрузки, количества прокачиваемого бурового раствора и числа оборотов долота. При этом следует руководствоваться (не зависимо от способа бурения) следующими положениями:

-потенциальные возможности буровой установки должны быть максимально использованы;

-для промывки скважины должна быть выбран буровой раствор с минимально возможными параметрами (плотностью, вязкостью, статическим напряжением сдвига и др.);

-количество бурового раствора должно быть достаточным для очистки забоя и выноса частиц выбуренной породы (шлама) на поверхность и др.

С учетом вышеизложенного, а также опыта бурения соседних скважин Светлогорским УБР, Речицким УРБ и результатов НИР, проведенных ВНИИБТ, УкрГИПРОНИИнефть, БелНИПИнефть по обработке долот и режимов бурения, сделан подбор рациональных способов и режимов бурения по интервально:

-способ бурения;

-тип забойного двигателя;

-типоразмеры долот;

-осевая нагрузка;

-скорость вращения долота;

-производительность насосов;

-давление на стояке;

-компоновка низа бурильной колонны ( КНБК );

-параметры бурового раствора и др.

( подробно см. ГТН ).

Выбор способа бурения

Способ бурения выбирается с учетом особенностей и условий проводки скважин. При этом следует принимать во внимание область рационального использования того или другого способа бурения.

Наклонно направленную скважину при забуривании в необсаженной колонне с набором зенитного угла в интервале искривления до 600 рациональнее бурить турбинным способом. К тому же при бурении гидравлическим забойным двигателем обеспечивается непрерывный процесс искривления ствола скважины.

В турбинном бурении энергия, предназначенная для разрушения породы, подводится к забою потоком промывочной жидкости. Генератором гидравлической энергии являются буровые насосы, преобразующие механическую энергию привода в гидравлическую энергию потока бурового раствора. Часть энергии потока теряется на преодоление гидросопротивлений в нагнетательной линии, бурильных трубах, замках, долоте и затрубном пространстве. Оставшаяся часть энергии используется в турбине турбобура для преобразования ее в механическую энергию, которая при помощи долота затрачивается на бурение.

Наибольшую гидравлическую мощность на турбине турбобура при неизменном максимальном давлении на нагнетательной линии буровых насосов можно получить при условии:

Рт = 2Ро / 3 ,

где Рт - перепад давления в турбобуре;

Ро - давление на нагнетательной линии буровых насосов.

Т. к. в процессе бурения гидросопротивления в бурильных трубах, замках и затрубном пространстве беспрерывно возрастают, то для обеспечения данного равенства необходимо было бы по мере углубления скважины непрерывно снижать подачу насосов и соответственно изменять характеристику турбобуров таким образом, чтобы перепад давления на турбине, несмотря на уменьшение расхода жидкости, протекающей через нее, оставался постоянным.

Практически характеристики турбобура можно менять только ступенчато, применяя на различных участках скважины турбобуры различных типов. Подача буровых насосов регулируется также только ступенчато путем смены цилиндровых втулок. Основная задача проектирования режима турбинного бурения как раз и заключаетcя в установлении режима работы буровых насосов, подборе типов турбобуров и осевой нагрузки на долото для различных участков ствола скважины таким образом, чтобы получить наиболее высокие качественные и количественные показатели бурения.

4.2.2 Оборудование для бурения скважины

Буровое оборудование включает в себя:

буровая установка 3Д-76;

вышка ВБ-53 M;

лебедка ЛБУ-1200;

кронблок УКБ-6x270;

талевый блок,

крюкоблок УТБК-5x225;

вертлюг УВ-250;

ротор Р-700;

привод ротора дизельный;

насосы УНБ-600;

привод насоса дизельный;

двигатель 71H-12/B2-450;

очистная система ЦС-3Д-76.

Оборудование для обработки и очистки буровых растворов

Для приготовления и очистки буровых растворов применяется следующее оборудование:

- циркуляционная система ( 2 емкости по 40 м3)

- очистная система (вибросито ВС-1, пескоотделитель ПГ-50, илоотделитель ИГ-45).

Таблица 5

Суммарная потребность компонентов бурового раствора на скважину

Название компонентов бурового раствора	Потребность компонентов бурового раствора, т
ОМС Сода кальцинированная Графит СМАД Сода каустическая Крахмал картофельный ССБ Оскаль Соль (отх. сильвинита)	122.96 11.16 9.50 25.27 8.14 1.96 20.47 14.44 64.32

4.3 Способы и режимы бурения скважины № 281 Речицкой площади

Бурение под кондуктор 324 мм ( 0-210 м ) производится долотом

444,5 С-ЦВ при следующем режиме бурения:

способ бурения - роторный;

осевая нагрузка - в.и. до 8 тс;

скорость вращения - 90-120 об/мин;

производительность насосов - 28 л.с.;

давление на стояке - 40-45атм;

параметры бурового раствора:

- плотность ?=1,14 г/см3 ;

- вязкость Т=80-100 с;

- водоотдача В=8-10 см3/30мин (способность глинистого раствора отдавать воду пористым породам);

- статическое напряжение сдвига СНС 1/10=50/100 мг/см3 (усилие, которое требуется приложить, чтобы вывести глинистый раствор из равновесия).

КНБК: Д444,5; УБТ 229 - 16 м; КС-393,7; УБТ 203 - 75 м; бурильные трубы.

Бурение под промежуточную колонну 245 мм ( 0-1990 м ) производится долотами 295,3 М-ГВ ( до глубины 490 м ) и 295,3 С-ГВ (490-1990 м) при следующих режимах бурения:

способ бурения:

- роторный (на глубине 210-800, 900-1000, 1100-1210 м)

осевая нагрузка - 16-18 тс;

скорость вращения - 90-120 об/мин;

производительность насосов - 50 л.с.;

давление на стояке - 120-130 атм;

параметры бурового раствора:

- плотность ?=1,16 г/см3 ;

- вязкость Т=25-30 с;

- водоотдача В=8-10 см3/30мин;

- статическое напряжение сдвига СНС 1/10=15/20 мг/см3.

КНБК: Д295,3; кольмататор; УБТ 229 -18 м; КС-295,3; УБТ 203 - 100 м; бурильные трубы.

способ бурения:

- турбинный с отклонителем ( на глубинах: 800-900, 1000-1100, 1210-1530, 1640-1760 м )

тип забойного двигателя -А9Ш;

осевая нагрузка - 10-12 тс;

производительность насосов - 50 л.с.;

давление на стояке - 120-130 атм;

параметры бурового раствора:

- плотность ?=1,16 г/см3 ;

- вязкость Т=25-30 с;

- водоотдача В=8-10 см3/30мин;

- статическое напряжение сдвига СНС 1/10=15/20 мг/см3.

КНБК: Д295,3; КС-295,3; ШО 1,5 А9Ш; СТТ; АБТ 147- 37 м; бурильные трубы.

способ бурения:

- турбинный без отклонителя (на глубинах: 1530-1640,1760-1990 м)

тип забойного двигателя -3А9Ш;

осевая нагрузка - 16-18 тc;

производительность насосов - 25 л.с.;

давление на стояке - 90-100 атм.;

параметры бурового раствора:

- плотность ?=1,31 г/см3 ;

- вязкость Т=30-40 с;

- водоотдача В=8-10 см3/30мин;

- статическое напряжение сдвига СНС 1/10=20/40 мг/см3.

КНБК: Д295,3; КС-295,3; 3А9Ш с центрирующими планками на расстоянии 1,5-1,8 и 12-14 м от долота; УБТ 203- 25 м; бурильные трубы.

Под промежуточную колонну (хвостовик) 194 мм ( 1900-2720 м ) бурим долотом 215,9 С-ГВ при следующих режимах бурения:

способ бурения:

- турбинный без отклонителя (на глубинах: 1990-2410, 2545-2720 м)

тип забойного двигателя -3А7Ш;

осевая нагрузка - 14-16 тс;

производительность насосов - 22 л.с.;

давление на стояке - 115-120 атм;

параметры бурового раствора:

- плотность ?=1,31 г/см3 ;

- вязкость Т=30-40 с;

- водоотдача В=8-10 см3/30мин;

- статическое напряжение сдвига СНС 1/10=20/40 мг/см3.

КНБК: Д215,9; КС-215,9; 3А7Ш с центрирующими планками на расстоянии 1,5-1,8 и 12-14 м от долота; УБТ 178 - 25 м; бур. трубы.

способ бурения:

- турбинный c отклонителем ( на глубине: 2410-2545 м )

тип забойного двигателя -А7Ш;

осевая нагрузка - 10-12 тс;

производительность насосов - 25 л.с.;

давление на стояке - 115-120 атм;

параметры бурового раствора:

- плотность ?=1,31 г/см3 ;

- вязкость Т=30-40 с;

- водоотдача В=8-10 см3/30мин;

- статическое напряжение сдвига СНС 1/10=20/40 мг/см3.

КНБК: Д215,9; КС-215,9; ШО 1,5 А7Ш; СТТ; АБТ 147- 37 м; бурильные трубы.

Бурение под эксплуатационную колонну 140x168 мм ( 0-3650 м ) производится долотом МКРС при следующем режиме бурения:

способ бурения - роторный ( 2720-3650 м );

осевая нагрузка - 8-10 тс;

скорость вращения - 60-90 об/мин;

производительность насосов - 15 л.с.;

давление на стояке - 105-115 атм;

параметры бурового раствора:

- плотность ?=1,17 г/см3 ;

- вязкость Т=25-30 с;

- водоотдача В=6-8 см3/30мин;

- статическое напряжение сдвига СНС 1/10=50/100 мг/см3;

КНБК: Д165,1; КС-165,1; УБТ 133 - 175 м; бурильные трубы.

Подробнее см. ГТН.

Глава 5. Расчет бурильных и обсадных колонн

5.1 Расчет бурильной колонны

Расчет первой секции

Вес КНБК:

-вес долота 6,5EHP-73

-вес калибратора КС165

-вес 175 м. УБТ133

- вес 1 п. м. УБТ133

Коэффициент, учитывающий Архимедову силу:

-удельный вес бурового раствора

-удельный вес стали

Допустимая растягивающая нагрузка для труб 1-ой секции:

Нагрузка, соответствующая пределу текучести труб:

-запас прочности на растяжение при роторном бурении наклонно направленной скважины

Дополнительная нагрузка, создаваемая перепадом давлений на долоте:

-перепад давления при бурении ротором с гидромониторным и алмазным долотом

-площадь поперечного сечения труб ПВ-102*8 Д

Допустимая глубина спуска 1-ой секции:

-вес 1 п м труб ПВ-102*8 Д

Длина спуска труб ПВ-102*8 Д:

Поскольку, если мы пустим колонну диаметром 102 мм. длинной 155 м., то тогда будет перегружена колонна диаметром 127 мм., поэтому мы принимаем длину секции из ГТН равную:

Вес 1-ой секции:

Фактическая растягивающая нагрузка:

Расчетный коэффициент запаса:

условие прочности выполняется.

Расчет второй секции

- вес 1 п м труб ПК-127*9 Д

- допустимая растягивающая нагрузка для труб

ПК-127*9 Д

Нагрузка, соответствующая пределу текучести труб

ПК-127*9 Д:

Допустимая глубина спуска 2-ой секции:

Вес 2-ой секции:

Фактическая растягивающая нагрузка:

Расчетный коэффициент запаса:

условие прочности выполняется.

Глубина наращивания бурильного инструмента

5.2 Расчет эксплуатационной колонны

Эксплуатационные колонны диаметром 168 мм или 146мм или в сочетаниях 168, 146 и 140 мм спускаются одной секцией. Глубина спуска эксплуатационной колонны должна быть не ниже 50 м нижних дыр перфорации. Искусственный забой в скважине должен находиться на расстоянии не менее 20 м от нижних дыр перфорации, уменьшение этого расстояния необходимо согласовать с заказчиком. В комбинированных колоннах интервалы установок труб различного диаметра определяется в зависимости от конструкции скважины по согласованию с проектной организацией и заказчиком. Цементный раствор до устья. Если колонна цементируется не до устья, то высота подъёма цементного раствора за эксплуатационной колонной над кровлей продуктивного горизонта или МСЦ должна быть не менее 150-300 м для нефтяных и 500 м для газовых скважин.

5.2.1 Определение наружного избыточного давления

Эксплуатационная колонна согласно СТП 39-20-00 (крепление нефтяных скважин) рассчитывается на наружное избыточное давление в интервалах залегания 1-ой и 2-ой солей с учетом горного давления. При наличии “двойной крени” в интервалах залегания 1-ой соли эксплуатационная колонна рассчитывается без учета горного давления.

Расчет PНИ ведем по цементному кольцу за эксплуатационной колонной.

zH

z - расстояние от устья скважины до рассчитываемого сечения, м.

H- расстояние от устья скважины до уровня жидкости в колонне, м.

- расстояние от устья скважины до башмака колонны, м.

PНИ=0,1(ЦРz-Фz-H)(1-K) , кгссм2

При z=0 PНИ=0 кгссм2

При z=1850 PНИ=(0,11,951850)(1-0,25)=270 кгссм2

При z=2000 PНИ=(0,11,952000)(1-0,25)=293 кгссм2

При z=2585 PНИ=0,1(1,952585-0,6922585-2000(1-0,25)=348 кгссм2

При z=2585с PНИ=0,1(2,32585-0,6922585-2000(1-0,25)=554 кгссм2

При z=2800с PНИ=0,1(2,32800-0,6922800-2000(1-0,25)=589 кгссм2 При z=2800 PНИ=0,1(1,952800-0,6922800-2000(1-0,25)=368 кгссм2

При z=3650 PНИ=0,1(1,953650-0,6923650-2000(1-0,25)=448 кгссм2

5.2.2 Определение внутреннего избыточного давления на устье скважины

PВИ=PОП(У)=(PПЛ-0,1ФH)1,1 кгссм2

PВИ=PОП(У)=(289-0,10,6922950)1,1=94 кгссм2

Так как давление опрессовки на устье больше давление опрессовки эксплуатационной колонны, то для расчетов принимаем PОП=94кгссм2

Внутреннее избыточное давление определяем по формуле:

PВИ=PОП+0,1(165-ПЖ)z

При z=0 PВИ =210+0,1(1,65-1,17)0=210 кгссм2

При z=3650 PВИ =210+0,1(1,65-1,17)3650=385 кгссм2

5.2.3 Построение эпюры распределения давления

После определения расчетных давлений строим эпюру распределения давления, позволяющую представить характер изменения нагрузки по длине колонны (рис.1).

5.2.4 Подбор труб

После построения эпюры приступаем к подбору труб для отдельных секций колонны. Прочностные и весовые характеристики приведены в таблице 6.

По этой же таблице выбираем группу прочности и толщину стенки для скважины № 281 Речицкой площади.

Таблица 6

Параметры обсадных труб

Интервал установки равнопрочной секции, м.	1850-3650	350-1850	0-350
Длина секции, м.	1800	1500	350
Масса секции, т.	60,3	44,4	11,45
Номинальный наружный диаметр, мм.	140	168	168
Код типа соединения	БАТРУ	ОТТМБ	ОТТМБ
Марка трубы	Р-110	Д	Д
Толщина стенки, мм.	10,54	8,5	9,5
Распределение давления	Наружное, кгс/см2	расчетное	448	270	51,2
		допустимое	10,21	290	345
	Внутреннее, кгс/см2	расчетное	385	299	227
		допустимое	1021	387	432
	Страгивания, кгс/см2	расчетное	60,3	104,7	116,15
		допустимое	241	107	119
Коэффициенты запаса прочности при	Избыточном давлении	наружном, n1	2,28	1,07	>3
		внутреннем n2	2,65	1,29	1,90
	растяжении, n3	>3	1,02	1,02

Глава 6. Рекомендации по заканчиванию скважины

Заканчивание скважины - это процесс, включающий в себя первичное вскрытие продуктивного пласта, его крепление и испытание.

6.1 Организация работ при испытании скважин

Испытание объектов в разведочных и эксплутационных скважинах производится силами буровой бригады, осуществляющей проводку скважины.

Руководство работами по испытанию скважин осуществляется через технологические группы по испытанию, имеющимися в управлениях буровых работ, или технологом, назначенным ответственным за проведение работ.

Планы работ на испытание и отдельные технологические операции составляют технологический и геологический отделы.

Программы работ по испытанию разведочных и поисковых скважин утверждаются заместителями Генерального директора по бурению и геологии после согласования с "БелНИПИнефть".

В планах работ на испытание должна выдерживаться следующая очередность выполнения операций: перфорация, замена на воду, соляно-кислотная ванна, определение приемистости. При приемистости свыше 50 м3/сут. - кислотная обработка, вызов притока путем снижения уровня, исследование притока. При приемистости ниже 50 м3/сут. - возбуждение пласта методом переменных давлений, гидроразрыв пласта, соляно-кислотная обработка, вызов притока и исследование притока.

В случае, если после выполнения всех работ, включенных в план, возникает необходимость продолжать работы по испытанию скважины составляется дополнительный план.

6.2 Перфорация колонны

Для перфорации может применятся кумулятивная, пулевая, или гидроабразивная перфорация. Выбор типа перфоратора обуславливается геолого-техническими особенностями скважины, наличием необходимого оборудования и материалов.

Кумулятивная перфорация может производиться при равновесии, репрессии или депрессии на пласт. Порядок выполнения операций по перфорации, тип перфоратора, плотность, количество одновременно спускаемых зарядов и др. особенности оговариваются в плане работ на испытание скважины (объекта).

Кумулятивную и пулевую перфорацию производят геофизические организации по заявкам буровых или нефтедобывающих предприятий. Ответственность за соблюдение "Правил безопасности" и "Единых правил взрывных работ" несут как заказчик, так и подрядчик.

Выбор перфораторов и режимов перфорации производят, исходя из следующих основных принципов:

- достижение необходимой гидродинамической связи с пластом, обеспечивающей приток жидкости из пласта с минимальными сопротивлениями;

- обеспечение условий, при которых без осложнений возможно проводить работы по испытанию и последующей эксплуатации скважин;

- осуществление процессов вскрытия пластов перфорацией при минимальных затратах труда, средств, материалов, оборудования и времени.

При выборе перфоратора учитывают цель перфорации и следующую информацию о скважине:

- минимальный внутренний диаметр труб, через который должен пройти перфоратор;

- минимально допустимый зазор между перфоратором и обсадной колонной;

- давление и температуру в скважине;

- свойства жидкости в скважине и пласте, наличие и величину перепада давлений между скважиной и пластом;

- глубину залегания объектов, подлежащих испыганию;

- состояние обсадной колонны и качество цементирования в зоне перфорации.

При выборе типа перфоратора учитывают его конструктивный габарит (по диаметру) и пределы температуры, при которых могут использоваться кумулятивные заряды.

Для уменьшения вредного влияния попавшей в пласт при перфорации жидкости на его проницаемость до подъема НКТ под перфорацию нижняя часть колонны заполняется жидкостью, попадание которой в пласт не ухудшит его проницаемость. Такими жидкостями являются нефть и др. углеводородные жидкости, пластовая вода, водные растворы ПАВ, известково-битумные и кальциевые растворы. Выбор тапа раствора зависит от величины пластового давления. В отдельных случаях перед перфорацией можно закачивать раствор соляной кислоты, и уже в процессе перфорации подвергать пласт, а в первую очередь околоствольную зону, обработке.

План работ на проведение перфорационных работ должен содержать в себе информацию о геолого-техническом состоянии скважины, а также количестве одновременно взрываемых зарядов по интервалам.

Работы по перфораций выполняются в присутствии ответственного представителя заказчика.

Перед перфорацией на устье скважины устанавливают перфорационную задвижку или другое устройство, которую опресовывают на указанное в плане работ давление, обычно на давление опрессовки колонн.

Спуск зарядов в скважину разрешается после проверки скважины с помощью шаблона, спускаемого на кабеле. Диаметр и длина шаблона не может быть меньше диаметра и длины перфоратора, которым будут вскрывать пласт.

Перфорацию колонны производят, вскрывая сначала самую нижнюю часть интервала, и доведя плотность до предусмотренной планом и затем переходят к перфорации интервалов, располагающихся выше.

После каждого выстрела доливают скважину замеренным количеством жидкости для установления факта поглощения ее во время перфорации. Информацию о поглощении заносят в акты о проведенных работах.

Перфорацию скважины при депрессии на пласт, как правило, осуществляют через спущенные в скважину насосно-компрессорные трубы, причем на устье устанавливают фонтанную арматуру и лубрикатор для возможности извлекать перфоратор при избыточном давлении. Уровень в скважине до перфорации снижают с помощью компрессора или сваба. Величину депрессии задают, исходя из величины пластового давления.

Использование перфораторов типа ПНК для перфорации продуктивных горизонтов в скважинах, подлежащих передаче в эксплуатацию, нежелательно. В других случаях их использование не исключается.

Гидропескоструйная перфорация (ГПП) является наиболее эффективным методом вторичного вскрытия пласта и используется там, где от применения других методов вскрытия получены неудовлетворительные результаты. ГПП планируется как обязательная при нео6ходимости вскрывать пласт через две и более колонны и при вскрытии пластов мощностью менее 5м.

Для проведении процесса ГПП предпочтительнее использовать насосные агрегаты ЦА-400 н 4АН-700 и пескосмесители ЗПА.

Для ГПП используют серийные (АП-6М,АП-5М) перфораторы или перфораторы, изготовленные в мастерских предприятий. Для перфораций колонн диаметром 114 мм число работающих насадок должно быть не более двух.

Место установки перфоратора определяют с помощью геофизических приборов (гамма-метод, магнитный локатор). Для расчетного контроля за удлинением труб за счет перепада давлений в насадках используют формулу:

L= PSL / FE

где, L - приращение длины, см;

P - перепад давления, кгс/.см2;

S- площадь внутреннего сечения труб, см2;

F - площадь поперечного сечения труб, см2;

Е - модуль Юнга, кгс/см2.

6.3 Вызов притока

6.3.1 Общие положения

Движение жидкости из пласта к забою скважины возможно только при соблюдении следующего неравенства:

PплPзаб+Pсоп

где Рпл - пластовое давление;

Рэаб - забойное давление;

Рсол - давление, необходимое для преодоления сил сопротивления движению пластовой жидкости к перфорированной части пласта.

В статическом состоянии забойное давление зависит от глубины скважины по вертикали (Н) и плотности жидкости (), которой заполнена скважина:Рзаб=Н / 10

Сопротивления движению жидкости в пласте нередко столь высоки, что при созданной депрессии приток вызвать не удается. Поэтому мероприятия по вызову притока должны предусматривать как создание депрессии, так и возбуждение пласта одним или несколькими описанными ниже методами.

Создание депрессии в зависимости от геолого-технических характеристик пласта и скважины осуществляют:

- уменьшением плотности жидкости в скважине (заменой бурового раствора на воду, воды на нефть, закачкой в скважину пены, аэризацией);

- снижением уровня (с помощью сваба, компрессора, погружной насосной установки, струйных насосов и др.).

6.3.2 Методы снижения забойного давления

6.3.2.1 Замена бурового раствора на воду

Операции по замене бурового раствора на воду осуществляют с помощью цементировочных агрегатов. Перед началом работ обвязку агрегатов опрессовывают полуторократным ожидаемым давлением. Трубопроводы, предназначенные на сброс, закрепляют анкерами.

Замену бурового раствора на воду осуществляют по схеме обратной ромывки, при которой значительно лучше условия выноса механических взвесей и сокращается время работы агрегатов при повышенных давлениях.

Замена бурового раствора на воду может быть ступенчатой и прямой. Ступенчатая предусматривает замену тяжелого бурового раствора на более легкий, а затем на воду. Ее следует применять при ожидаемом давлении нагнетания выше давления опрессовки колонн.

При замене в скважине на воду утяжеленного бурового раствора, между водой и утяжеленным раствором располагают глинистый раствор без утяжелителя. Это мероприятие направлено на предупреждение выпадения утяжелителя из раствора.

Закачка воды в скважину с целью замещения бурового раствора проводится до появления на устье чистой воды. Объем закачиваемой воды не менее 1,5 объемов колонны.

При отсутствии фонтанного притока после непродолжительной (20-30 мин.) остановки в затрубное пространство закачивают воду в объеме НКТ плюс 1-2 м3 и наблюдают за выходом "забойной" пачки. При наличии большого числа механических взвесей операции следует повторить.

При замене бурового раствора на воду возможно поглощение бурового раствора или интенсивный выход жидкости из скважины. Первое устраняют уменьшением расхода на агрегатах, второе - установкой на выкидных трубопроводах штуцирующих устройств. Диаметр штуцера выбирают, исходя из расхода и давления на агрегатах.

После замены бурового раствора на воду (если это не оговорено планом) наблюдают за поведением скважины в течение 6-8 часов. При этом за счет нагревания воды и выделения из нее газа может быть незначительный перелив, который уменьшается во времени. Перелив за счет работы пласта более интенсивен и стабилен.

Наблюдая за притоком из скважины, периодически замеряют дебит ее, при незначительных переливах с помощью сосуда, объем которого выверен, а при значительных - в емкостях. Результаты замеров заносят в вахтовой журнал.

6.3.2.2 Снижение уровня в скважине

Снижение уровня в скважине может осуществляться различными методами: вытеснением жидкости газом, свабированием, откачкой жидкости погружными (в т.ч. струйными) насосами. Глубина снижения или расстояние от поверхности земли до уровня в скваживе задается и указывается в плане работ на испытание скважины.

Вытеснение жидкости газом может осуществляться способом прямого вытеснения, продавкой газа через пусковые отверстия, закачкой в скважину воздушных пачек.

6.4 Возбуждение пласта и интенсификация притока

6.4.1 Общие положения

При первичном и вторичном вскрытии пласта искусственно могут быть созданы условия, при которых между продуктивной частью пласта и скважиной образуется буферная зона. непроницаемая для пластовых флюидов при перепадах, созданных при вызове притока. Эту зону необходимо разрушить одним или комбинацией методов, описанных ниже.

Проницаемые каналы могут появиться как за счет очистки загрязненных зон при повышении перепада давлений; разрушения перемычек знакопеременными нагрузками или химическими средствами, так и за счет создания новых каналов.

Для создания проницаемых каналов для условий белорусских месторождений применяются солянокислотные ванны, совмещенные с операцией повышения перепада давлений (определение приемистости пласта), метод переменных давлений, солянокислотный и гидравлический разрыв пласта, воздействие на пласт с помощью струйных насосов.

6.4.2 Кислотные ванны и определение приемистости пласта

Кислотные ванны предназначены для очистки поверхности, в первую очередь фильтра от продуктов разрушения кумулятивных зарядов, обломков породы и цементного камня, а также нерастворимых в воде химических соединений.

Кислотные ванны устанавливают как в скважинах с открытым стволом, так и обсаженных и затем перфорированных. Обязательным условием при установке ванны является установка башмака насосно-компрессорных труб ниже нижних дыр перфорации.

Объем кислотного раствора для ванны определяется как 5-6 объемов обрабатываемой зоны, обеспечивающий выполнение следующей технологической схемы: сначала заполнить обрабатываемый интервал, а затем через 15-20 минут стояния кислотный раствор заменить свежим. Избыток кислотного раствора предусматривается использовать для оценки приемистости скважины.

Концентрация кислотного раствора 12 - 15%. Для удаления глинистой корки или глинистых отложений предпочтительнее использовать глинокислоту, т.е. смесь соляной и плавиковой кислот. Объем плавиковой кислоты в смеси к объему соляной должен составлять 4 - 8%.

Время реагирования кислоты при кислотной ванне устанавливается по данным опыта, но не должно превышать 2 часов.

Продукты реакции при солянокислотной ванне вымываются обратной промывкой, водой двумя объемами НКТ.

6.4.3 Метод переменных давлении

В случае, если отсутствует приемистость при проведении кислотной ванны, а снижением давления на забой скважины не удается вызвать приток из скважины, приступают к возбуждению пласта методом переменных давлений (МПД).

Насосным агрегатом создают избыточное давление в затрубном пространстве до величины опрессовки колонны, затем агрегат останавливают и быстро открывают кран на трубках. После прекращения истечения жидкости кран закрывают и операцию повторяют. Закачка жидкости и ее стравливание составляют цикл. При МПД необходимо осуществить не менее 30 циклов, причем при каждом цикле замерять количество закачиваемой в скважину жидкости. Увеличение объема во времени указывает на наличие связи скважины с пластом.

6.4.4 Гидрокислотный и гидравлический разрыв пласта

При отсутствии связи скважины с пластом, что определяют, создавая избыточное давление на устье до давления опрессовки колонны, проводят работы по гидравлическому разрыву пласта. Если жидкостью разрыва является соляная или другая кислота, разрыв пласта называют гидрокислотным.

Особенностью гидрокислотного разрыва является то, что закрепление созданных разрывом трещин расклинивающим материалом можно не производить, так как неравномерное воздействие на породу создает "несмыкающиеся" трещины.

Гидроразрыв пласта может быть осуществлен с пакером и без пакера. При проведении разрыва, без пакера давление с колонны снимается столбом утяжеленного глинистого раствора. Поэтому его иногда называют гидроразрывом с противодавлением глинистого раствора.

При проведении процесса разрыва пласта без пакера выполняют следующую технологическую схему:

- Заполняют скважину утяжеленным глинистым раствором,

- Закачивают в скважину по НКТ: разделительную пачку не углеводородной жидкости или воды в объеме до 0,2 м3, 2-3-м3 12-15%-ной соляной кислоты, воду в количестве до объема НКТ.

- Закрывают затрубное и начинают задавку кислоты в пласт, доводя давление на затрубном до давления опрессовки колонны.

- 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.

6.5.5 Воздействие на пласт с помощью многоциклового испытательного инструмента.