Долота и бурильные головки

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943Вывоз притока

Обычно

рср = 2,3 и 2,5 г/см3.

Данные о коэффициенте Пуассона приведены в таблице 4. Способ создания депрессии выбирается исходя из конкрет ных условий: глубины скважины, пластового давления, техни ческого состояния скважины, наличия оборудования, матери

алов, технических средств и опыта освоения аналогичных объектов.

Модуль упругости и коэффициент Пуассона для горных пород

Способы вызова притока.

А. Замена бурового раствора жидкостью с меньшей плот( ностью.

Закачивают жидкость меньшей плотности в затрубное про странство до полной замены ею раствора. Иногда закачку жидкости ведут в НКТ. Преимущество закачки жидкости в за трубное пространство заключается в том, что при получении притока до окончания замены раствора создаются нормаль ные условия для работы скважины и вынос твердых частиц из интервала перфорации более полный в связи с высокой скоростью движения жидкости.

vk.com/club152685050Вывоз притока | vk.com/id446425943

Б. Использование пен.

Сущность вызова притока флюида из продуктивного пла ста состоит в замене имеющейся в скважине жидкости (по сле перфорации) на двухфазную пену. В качестве жидкости могут быть буровые растворы или вода.

Вызов притока жидкости и газа может осуществляться дву мя способами:

•с применением двухфазной пены;

•с одновременной очисткой призабойной зоны пласта с помощью пен.

Наличие ПАВ в жидкости (воде) резко снижает скорость всплывания пузырька газа, увеличивает прочность оболочек пузырьков, способствует образованию более мелких пузырь ков газа, препятствует коалесценции — слиянию отдельных мелких пузырьков газа с образованием более крупных.

Способ освоения скважины с одновременной очисткой при забойной зоны пласта с помощью пен предназначается для вызова притока жидкости и газа из пласта в скважинах, вво димых в эксплуатацию из бурения, для периодической очист ки призабойной зоны пласта (ПЗП) от кольматирующих ве ществ в эксплуатирующихся скважинах, а также для освоения скважин после производства в них ремонтных работ.

Сущность технологии очистки призабойной зоны пласта состо ит в том, чтобы в скважинах, вводимых в эксплуатацию из буре ния, до вызова притока очистить пласт от твердой и жидкой фаз бурового раствора. В добывающих скважинах, находящихся дли тельное время в эксплуатации, необходимо периодически очи щать призабойную зону пласта от глинистых частиц, асфальтос молистых веществ, парафина и т.д. Кроме того, призабойную зо ну как в новых, так и в старых скважинах следует очищать от во ды, проникшей в низкопроницаемые зоны продуктивной толщи.

В. Вызов притока с помощью струйного насоса УГИС.

Устройство типа УГИС состоит из корпуса со встроенным струйным насосом, имеющего проходной канал диаметром 51 мм, и набора функциональных вставок, спускаемых на ка беле. УГИС позволяет создавать на пласты депрессию, осу ществлять воздействие на пласты жидкими реагентами, про

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943Вывоз притока

водить исследования пласта геофизическими приборами на кабеле, обработку пласта ультразвуковым генератором и пер форацию малогабаритными перфораторами во время работы УГИС, производить измерение гидродинамических параме тров пласта. Насос работает в паре с установленным ниже не го пакером. Работа струйного насоса возможна, когда напор ный и всасывающий клапан разобщены и ток жидкости проис ходит через сопло. Разобщение выполняется с помощью функциональных вставок. Действие насоса (депрессия на пла сты) создаётся только в подпакерной зоне, по остальному стволу скважины сохраняется первоначальное давление.

Типовая компоновка устройства состоит:

•воронка (расширитель), устанавливается не ближе 20 м от кровли пласта;

•хвостовик (НКТ диаметром 73 мм);

•пакер;

•одна или несколько труб НКТ диаметром 73 мм;

•струйный насос;

•НКТ диаметром 73 мм до устья;

устье скважины оборудуется превентором, фонтанной ар матурой и лубрикатором.

При спуске УГИС трубы шаблонируются шаблоном диаме тром 59,5 мм, длиной 500 мм. Все резьбовые соединения между пакером и струйным насосом, резьбовые соединения НКТ уплотняются смазкой ГС.

По окончании работ по вызову притока и очистке призабой ной зоны пласта производятся гидродинамические исследо вания объекта.

Конструкция струйного насоса типа УГИС и комплекс вспо могательного оборудования позволяют производить через не го воздействие на пласт жидкими химреагентами. Возможно также прокачивание жидкости через УГИС напрямую в меж колонное пространство. После окончания исследований в ин тервал пласта через колонну НКТ и УГИС закачивается пер форационная жидкость. Затем через струйный насос в обсад ную колонну (в межколонное пространство и в НКТ), в интер вал выше пласта, закачивается жидкость глушения. Таким способом производится глушение скважины.

vk.com/club152685050Методы воздействия на призабойную| vk.com/id446425943зону пласта

Термические:

•электропрогрев

стационарный,

периодический;

•паротепловые обработки;

•импульсно дозированное тепловое воздействие (ИДТВ).

Комбинированные:

•термокислотная обработка;

•термогазохимическое воздействие (ТГХВ);

•гидрокислотный разрыв пласта;

•направленное кислотное воздействие в сочетании с ГПП;

•кислотно ацетоновое (гликолевое) воздействие;

•повторное вскрытие перфорацией в специальных ра створах кислоты, ПАВ, Растворителей и др.

•кислотные обработки при повышенных депрессиях;

•ТГХВ в активной среде (кислоты, растворители МЛ 80);

•термоакустическое воздействие;

•электрогидравлическое воздействие;

•внутрипластвове окисление легких углеводородов;

•последовательное воздействие пульсатором и упра вляемыми циклическими депрессиями;

•одновременная обработка и очистка с применением тандемной установки «пульсатор забойный эжектор» и введением добавок ПАВ в рабочий агент;

•то же, с одновременным физико химическим воздей ствием.

Солянокислотная обработка (СКО)

СКО заключается в закачке в пласт солянокислотного ра створа с удельным расходом, зависящим от количества про веденных ОПЗ на скважине. Для первой обработки расход кислоты составляет 0,5м3/м, для скважин, обработанных нео днократно, удельный расход должен составлять до 1,5м3/м. Необходимый объем кислотного состава для каждой скважи ны рассчитывается индивидуально.

vk.com/club152685050Методы воздействия на призабойную| vk.com/id446425943зону пласта

Расчет объема кислотного состава производится по формуле:

— радиус (глубина) обработки, м; определяется по радиусу загрязненной зоны, который в свою очередь определяется по кривым КВД;

— радиус скважины, .м.

Значение параметров Н, m и Rоб в формуле определяется для каждого конкретного случая.

Глинокислотная обработка (ГКО)

Порядок расчета ингредиентов для приготовления глинокислоты

Глинокислотная композиция образуется при добавлении не больших обьемов плавиковой кислоты в раствор соляной. Ос новной раствор соляной кислоты с заданной концентрацией рассчитывается на основании таблицы 1.

Количество исходной (товарной) кислоты, необходимое для получения 1 м3 рабочего кислотного раствора с заданной кон центрацией (указанной в плане работ), рассчитывается по формуле:

V = А , Ат

где:

V– объём исходной (товарной) соляной кислоты

вм3 для приготовления1 м3 рабочего кислот ного раствора с заданной концентрацией

А– содержание в килограммах 100% НC1

в1 литре с заданной концентрацией

vk.com/club152685050Методы воздействия на призабойную| vk.com/id446425943зону пласта

Плотность растворов соляной кислоты различных концентраций при 150С.

Примечание: обычная концентрация товарной кислоты соста вляет 24 28%.

Основой для расчета добавки плавиковой кислоты являются данные таблицы 2.

Количество 100% HF (А в кг) необходимое для получения 1мЗ глинокислоты с содержанием в % HF в солянокислотном растворе с заданной плотностью р (соответствующей