1 Ступень:

Рис. 12.

2 Ступень:

Рис. 13.

ОБОСНОВАНИЕ СПОСОБА КОНТРОЛЯ КАЧЕСТВА

ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ.

Герметичность эксплуатационной колонны проверяется опрессовкой её на наибольшее из ожидаемых давлений.

Ропр=1,1∙(Рпл-Рн)

Рпл=12,25 МПа на глубине по вертикали 1260 метров.

Рн=0,877∙1260/100=11,05 МПа ρ=0,877г/см³ - плотность нефти.

Ропр=1,1∙(12,25-11,05)=1,32 МПа.

Однако для экспл. колонны диаметром 146 мм. минимальное значение давления опрессовки составляет 12,5 МПа, следовательно колонна опрессовывается на давление 12,5 МПа.

Согласно проекту комплекс промыслово-геофизических исследований должен включать следующие исследования в колонне:

- Цементометрия колонны приборами: АКЦ, СГДТ.

- Локация муфт.

- Гамма каротаж.

- Нейтронный каротаж (ИНК).

- Термометрия.

Обоснование способа вторичного вскрытия продуктивных горизонтов.

В соответствии с проектом испытание скважины предусматривается с передвижной установки типа А-50 либо аналогичной с грузоподъемностью не менее 50 т.

На момент проведения работ по вторичному вскрытию и испытанию эксплуатационная колонна заполнена водой, оставшейся после ее опрессовки.

В соответствии с рекомендациями специалистов ОАО “Удмуртнефть”

вторичное вскрытие продуктивного пласта С2b производится после проведения геофизических исследований в колонне, перфорацией эксплуатационной колонны при репрессии на пласт на водном растворе хлористого калия KCl с применением гидромеханического щелевого

перфоратора ПГМЩ 140/146-1 по плану работ, утвержденному техническим

руководителем бурового предприятия и согласованным с Заказчиком.

В соответствии с п.2.9.1, 2.9.2 «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» устье скважины перед перфорацией оборудуется превенторной установкой по схеме, разработанной УБР и согласованной с территориальными службами Ростехнадзора и ПФВЧ. После установки на устье превентор опрессовывается на 12,5МПА (давление опрессовки эксплуатационной колонны).

В проекте для проведения перфорации пласта на репрессии принимается оборудование устья малогабаритной превенторной установкой типа ПМТ2.2-156х21 по ТУ 3661-023-27005283-98.

Перед вторичным вскрытием продуктивного пласта на репрессии эксплуатационная колонна должна быть заполнена не содержащей твердой фазы жидкостью, плотность которой должна обеспечить создание минимального противодавления на вскрываемый пласт.

Проектом предусматривается заполнение всей эксплуатационной колонны от искусственного забоя до устья водным раствором хлористого калия модифицированного ПАВ (гидрофобизатор-дэмульгатор).

Плотность раствора хлористого калия равна для пласта С2b - 1,07 г/см3.

Вторичное вскрытие продуктивного пласта предусматривается гидромеханическим щелевым перфоратором ПГМЩ 140/146-1

спускаемым на НКТ.

Привязка перфоратора к разрезу производится по записи магнитного локатора муфт (МЛМ) и ГК.

Перед перфорацией объекта (С2b) необходимо произвести шаблонирование эксплуатационной колонны и заменить техническую воду на солевой раствор KCl с ПАВ. Для чего в скважину до искусственного забоя спускается шаблон (диаметром 124 мм и длиной L=2 м.) на рабочем комплекте НКТ 73 мм.

Одновременно с шаблоном в нижней части колонны НКТ спускается седло опрессовочного клапана и производится замена воды на

солевой раствор KCl с ПАВ во всей скважине, затем колонна НКТ опрессовывается на 170 кгс/см2 и НКТ поднимаются из скважины.

Замена технической воды на солевой раствор, опрессовка НКТ и вымыв шара опрессовочного клапана производится одним агрегатом ЦА-320М.

Длина интервала перфорации - h = 30 м.