Анализ и исследование эффективности выполнения работ по строительству БС в условиях терригенных отложений девона. диплом. Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования
 Скачать 0.62 Mb.
|
 Рисунок 2.5.1 – Продолжительность эффекта скважин с БС на Западно-Сотниковском месторождении На дату анализа 01.01.2021 продолжительность эффекта в 39,5 месяцев, достигнут на скважине *225, по скважине *207 продолжительность эффекта составляет 27,5 месяцев.  Рисунок 2.5.2 – Среднемесячная добыча нефти скважин c БС Западно-Сотниковского месторождения Рассмотрим среднемесячную добычу нефти на рисунке 2.5.2, наибольшее значение достигнуто на скважине *207 – 349 тонн нефти в месяц. В скважине *225 – 345 тонн нефти в месяц.  Рисунок 2.5.3 – Накопленная добыча нефти в тоннах скважин с БС на Западно-Сотниковском месторождении Благодаря более длительному сроку эксплуатации скважины *225, накопленная добыча нефти составила 13627,5 тонн нефти. Для скважины *207 9597,5 тонн. Для дальнейшего анализа рассмотрим, затраты на строительство и удельные затраты на получение дополнительной нефти (таблица 2.5.1)  Рисунок 2.5.4 Затраты на строительство БС на Западно-Сотниковском месторождении Как видно по рисунку 2.5.5, на строительство БС приходится 6740,5 тыс.рублей для скважины *225 и 6810,5 тыс.рублей для *207. Это на 1,01 % больше чем для *225.  Рисунок 2.5.5 – Удельные затраты на получение нефти тыс.руб/т на Западно-Сотниковском месторождении  БС Под удельным технологическим эффектом рисунок 2.5.5 подразумевается затраты, приходящиеся на 1 тонну добытой нефти по состоянию на 01.01.2021 год без учета переменных затрат на добычу, эксплуатацию, проведение ремонтов и др. Из данных представленных на гистограмме видно, что минимальные затраты пришлись на добычу одной тонны нефти по скважинам *225 в сравнении со скважиной *207. Так, удельные затраты анализируемых скважин составляет 0,494 тыс.р/т для *225 и    БС 0,709 тыс.р/т для *207.  Рисунок 2.5.6 – Динамика добычи нефти, жидкости и обводненность скважины *225 до и после строительства БС Как следует из анализа рисунок 2.5.7 (ПРИЛОЖЕНИЕ В.1.1) до проведения БС добыча жидкости составляла 70,2 т/мес, причем количество добытой нефти при таком объеме жидкости составлял всего 10,5 т/мес. После строительства БС объем месячной добычи жидкости увеличился, и составил в среднем 710,8 т/мес. Объем месячной добычи нефти при этом увеличился до 356 т/мес., то есть при увеличенной добыче жидкости, дебит нефти тоже увеличился. Также из рисунка 2.5.6 видно снижение обводненности после проведения БС на скважине, до мероприятия среднемесячная обводненность составляла 99,1 %, после – 5,5 %. На декабрь 2020 года она составляла 62,3%. Скважина *225 выведена в бездействие в июле 2017 года по причине 99 % обводненности. После операций произведенных КРС в 2017 году по строительству БС на кыновский горизонт Д0 произошло снижение обводненности до 5,5 %, дебит нефти возрос с 0,9 т/сут до 12,86 т/сут, а дебит жидкости увеличился более чем в 2,1 раза и составил 23,7 т/сут. На текущую дату 12.2020 обводненность составляет 62,3 %, дебит нефти снизился до 11,1 т/сут, а дебит жидкости равен 19 т/сут. Технология БС оказалась эффективной. Продолжительность эффекта для скважины *225 на 12.2020 года составила 39,5 месяцев с учетом накопленной добычи нефти, сроку эффекта и удельной технологической эффективности можно ссудить о эффективности технологии.    БС По аналогии проанализируем данные скважины *207 (ПРИЛОЖЕНИЕ В.1.2.)  Рисунок 2.5.7 – Динамика добычи нефти, жидкости и обводненность скважины *207 до и после строительства БС Скважина *207 простаивала в бездействии с конца августа 2017 года по причине аварии, обрыв штанг НКТ. После КРС по строительству БС на кыновский горизонт в сентябре 2018 года, скважина начала работать с дебитами по нефти 11,03 т/сут и по жидкости 23,73 т/сут, обводненность составила 5,2 %. Постепенно в процессе эксплуатации происходило повышение обводненности продукции с одновременным снижением добычи нефти. На текущую дату 01.01.2021 года обводненность составляет 34,43 %, дебиты нефти и жидкости соответственно 10,71 и 23,51 т/сут, что свидетельствует о высокой эффективности и длительной продолжительности эффекта. По рисунку 2.5.7 видно сильное снижение обводненности после строительства БС на скважине. До мероприятия среднегодовая обводненность составляла 57,9 %, после – 5,2 %. На отчетный 2020 она составляла 39,2%, т.е. обводненность продукции растет. В результате выполненного анализа была выявлена эффективность использования боковых стволов. В анализируемых скважинах виден прирост добычи нефти, а также снижение обводненности продукции скважин, но снижение обводненности временное, так как дебит воды стремительно растет. 2.6 Анализ параметров эксплуатации скважин с БС на объекте Эксплуатация скважин с боковыми стволами налагает определенные ограничения на применяемое насосное оборудование. Значительная кривизна ствола, малые диаметры эксплуатационной колонны, большие углы отклонения от зенитного угла являются определяющими критериями для тщательного подбора оборудования в целях исключения возникновения проблем и аварий при добыче. Для нормальной работы насосного оборудования оно должно быть спущено на определенную глубину ниже динамического уровня. Динамический уровень в скважинах с боковыми стволами может располагаться в основном стволе, на уровне строительство БС или ниже него – в самом стволе. Спуск насосного оборудования в боковой ствол связан с определенными сложностями в связи с малым внутренним диаметром ствола и требует наличие специального оборудования. Для проведения анализа рассмотрим данные (таблица 2.6.1) Таблица 2.6.1 – Параметры эксплуатации скважин с боковым стволом на Западно-Сотниковском месторождении
В соответствии с данными (таблица 2.6.1) две рассматриваемые скважины после внедрения бокового ствола ввелись в эксплуатацию со штанговыми насосами марок RHAM (вставной толстостенный насос с верхним механическим креплением замка) диаметрами 44,5 и с насосами THM (трубный толстостенный с механическим креплением) диаметром 57,2 мм. При равных диаметрах насосов трубный насос обеспечивает большую подачу, чем вставной. Все насосное оборудование спущено под динамический уровень в основном стволе.  Рисунок 2.6.1 – Длина хода полированного штока скважин с БС на Западно-Сотниковском месторождении Согласно рисунку 2.6.1 одна скважина *225 эксплуатируется с длиной хода плунжера 6 м, для скважины *207 длина хода также составляет 6 м. Улучшению режима работы скважины можно, увеличивая длину хода полированного штока, либо уменьшая число качаний станка-качалки. Увеличение числа качаний при снижении длины хода плунжера приводят к увеличению нагрузок на штанги и насос.  Рисунок 2.6.2 – Число качаний станка-качалки скважин с БС на Западно-Сотниковском месторождении Согласно рисунку 2.6.2 скважина *225 находится в эксплуатации с числом качаний станка-качалки в минуту - 6, число качаний скважины *207 также 6. Таблица 2.6.2 – Параметры эксплуатации скважин с боковым стволом на Западно-Сотниковском месторождении
Основным показателем эффективности работы насосов является коэффициент подачи насоса, который служит показателем правильного подбора оборудования и режима его работы. Удовлетворительная работа насоса обеспечивается при коэффициенте подачи более 0,6-0,65.  Рисунок 2.6.3 – Коэффициент подачи насоса скважин с БС на Западно-Сотниковском месторождении После внедрения БС оптимальным коэффициентом подачи выше 0,6 характеризуется работа обоих скважин . Если насосы работают с пониженной подачей, это может привести к перегреву двигателя, износу подшипников и снижению КПД насоса. Выбор параметров эксплуатации насосов тесно связан со свойствами откачиваемой жидкости, глубиной спуска насоса и ожидаемым коэффициентом подачи, поэтому подбор ГНО является индивидуальным для каждой скважины. Движение плунжера не совпадает с движением штанг, поэтому фактическая подача, замеряемая на поверхности, отличается от теоретической, снижая коэффициент подачи. На него оказывают влияние такие факторы как наличие свободного газа, усадка откачиваемой жидкости, утечки. Оптимизация режима работы насосов достигается путем уменьшения длины хода полированного штока, снижения числа качаний, сменой насоса на насос меньшего диаметра. 2.7 Последовательность выполнения работ по строительству БС Технологии строительства боковых стволов имеет следующую этапы: После спуска готовят цементный раствор и подают в хвостовик, через башмак заполняется пространство между скважиной и обсадной колонной, продавка пробки в стоп патрубок и из-за скачка давления закрываются обратные клапана, транспортировочная колонна отсоединяется и приподнимается, производится промывка. Технологии строительства боковых стволов имеет следующую последовательность : 1. На начальном этапе геологической службой НГДУ производится подбор скважины-кандидата, составляется проект на бурение БС и оцениваются экономические, геологические и технологические параметры бурения. При этом следует учитывать, что траектория ствола должны исключать вероятность пресечения с существующими и проектными скважинами, профиль проектного ствола должен минимизировать затраты на его проводку, подход к каждой скважине должен быть индивидуальным. 2. В целях обследования состояния колонны, наличия и качества цементного кольца, наличия заколонных перетоков, уточнения пространственного расположения ствола и параметров эксплуатационного объекта производится комплекс геофизических исследований скважин. Устраняют негерметичности колонны и производят ликвидацию заколонных перетоков. В случае отсутствия цементного камня в верхней части эксплуатационной колонны производится цементирование или вырезание и подъем колонны. Далее производится шаблонирование ствола, изоляционно-ликвидационные работы «низа» скважин и опрессовочные работы. 3. Различают следующие технологические способы забуривания БС: а - вырезание окна в эксплуатационной колонне; б- вырезание части эксплуатационной колонны; в - извлечение верхней незацементированнои части эксплуатационной колонны; г - комбинированный способ бурения бокового ствола; д -- бурение бокового ствола с открытого забоя; 1 - клин-отклонитель; 2 - цементный мост,. в настоящее время широко используются следующие технологии: вырезание «окна» с помощью райбера или фрезов типа РФУ-146, РФУ-168 по ориентированному клин-отклонителю; удаление участка эксплуатационной колонны и забуривание ствола с цементного моста (осуществляется с помощью универсального вырезающего устройства УВУ-146 и УВУ-168). Фрезерование и расширение окна продолжают до выхода рабочей части фрезера на 0,3-0,5 м за обсадную колонну. Существует два варианта установки клин-отклонителя: - с упором на забой (цементный мост); - с установкой якоря с зацеплением за стенки или муфтовые соединения колонны. КБК при забуривании БС включает трехшарошечное долото диаметром 124, 144 мм, калибратор, винтовой забойный двигатель-отклонитель с углом искривления переводника 1°30’ - 3°, диаметром 85, 105, 106, 127 мм, легкосплавные бурильные трубы (ЛБТ) диаметром 73, 90, 103 мм длиной 9-12 метров, стальные бурильные трубы диаметром 73, 89, 102 мм, утяжеленные бурильные трубы диаметром 108 и 120 мм, толстостенные бурильные трубы 81 и 102 мм диаметром. УБТ и ТБТ служат для создания дополнительной осевой нагрузки, при большом наклоне ствола скважины между КНБК и ТБТ включают СБТ и ЛБТ. В соответствии с горно-геологическими условиями применяются такие виды буровых растворов как: глино-меловой, полимерный, полимерно-глинистый, полимерно-солевой, биополимерный. Буровые растворы со свойствами ингибирования следует применять с целью замедления процесса набухания и разупрочнения терригенных пород. После окончания бурения проводится геофизические исследования открытого ствола. 4. Заканчивание скважин из бурения и крепление ствола производят либо спуском хвостовика с последующим его цементированием (на терригенных отложениях), либо оставляют открытым забой со спуском фильтра или без. После установки хвостовика спускается колонна на бурильных трубах и производится вторичное вскрытие пласта перфорацией. 5. Производят освоение скважин вызовом притока и вводом в эксплуатацию. Описание и последовательность работ по строительству БС рассмотрим на примере скважины *225. Работы начались 14.08.2017. Произвелись подготовительные работы: выкопали шламовые амбары, для временного накопления в них буровых сточных вод, бурового раствора, бурового шлама (выбуренной породы) и других технологических жидкостей, и произвели их гидроизоляцию, смонтировали подъемник А-60/80 и другое технологическое оборудование, установили на устье скважины противовыбросовое оборудование ППМ-180×21 согласно утвержденной схеме. Смонтированное ПВО было опрессовано на давление 90 атм – герметично. Произвели сборку и спуск в скважину роторной компоновки: фрезер 147 мм, скребок, стальные бурильные трубы-73 мм, провели шаблонирование, скреперование и проработку ствола в интервале 1442-1451 м с промывкой технической водой в течение двух циклов со скоростью промывки не более 50 м/час. Подняли КНБК. Собрали БС-168 с клин-отклонителем с включением «репера», произвели привязку по инклинометрии и ориентирование компоновки по азимуту в северо-западном направлении. Фрезерование «окна» выполнили компоновкой: БС-168, фрезер ФР-147, СБТ-73, УБТ-108, обратный клапан, ориентационный переводник, СБТ-73, «репер», СБТ-73 в интервале 1442-1451 м. Подняли КНБК. Спустили в скважину компоновку: долото 144 мм, задвижка высокого давления ЗВД, немагнитные утяжеленные бурильные трубы НУБТ-105, СБТ-73 для набора параметров согласно проектному профилю, произвели бурение до глубины 1876 м. Далее добурили до 1681 м. Перед вскрытием продуктивного пласта исследовали скважину на приемистость при давлении 35 атм – приемистости нет. 19.08.2017 произвели спуск 102 мм хвостовика: башмак на глубине 1881 м, стоп-кольцо –1876м. 22.08.2017 выполнили крепление хвостовика 12 тоннами цемента с добавлением 20 кг ТПФН, 11 кг ПВС, 2 литров ПЕНТА при рабочем давлении 67 атм. Оставили скважину на 24 часа для ожидания затвердевания цемента. После ОЗЦ спустили компоновку с долотом 144мм и проработали ствол скважины до головы хвостовика, подняли компоновку. Произвели спуск компоновки: фрез 83мм, Д-76, НКТ 2"- 370м и СБТ-73 с промывкой дошли до искусственного забоя 1874 м. После чего выполнили ГИС в колонне. По АКЦ выявлено, что цемент в затрубном пространстве поднят по всему интервалу спуска хвостовика. Искусственный забой по ЛМ -1681., голова хвостовика на 1426,4м. 26.08.2017 хвостовик был опрессован гидравлическим методом на 75 атмосфер с дальнейшим свабированием – скважина герметична. 28.08.2017 произвели 1 1850,9-1853,7м – 30 отверстий. Спустили НКТ 2" - 1862 м до глубины 1862 м и 18-19.07.2017 выполнили свабирование скважины с понижением уровня жидкости до 490 м с получением притока технической воды с пленкой нефти. 31.08.2017 произвели геофизические исследования по определению заколонных перетоков записью СТД, ДГД, резистивиметрии, влагометрии, термометрии ГК и ЛМ до и после свабирования. Отобрано жидкости 24,8м3 плотностью 1,03-1,05г/см3 с плёнкой нефти. По заключению наблюдается наличие притока жидкости из интервала перфорации 1850,9-1853,7 м Произвели очистку и планировку прилегающей территории, сдали скважину представителю цеха добычи по акту. 2.8. Выбор скважин-кандидатов для строительства БС на объекте Бурение БС производят в целях смены и перехода на другой продуктивный пласт, смены назначения скважины, для ликвидации аварий и восстановления скважины из простаивающего фонда, вывод скважин из консервации, при обводнении скважин пластовыми и подошвенными водами, когда применение традиционных технологий и технических средств может оказаться неэффективным. Помимо этого, бурение боковых стволов позволяет ввести в разработку ранее не охваченные зоны продуктивного пласта. Рекомендуемые для строительства БС геолого-физические факторы представлены в таблице 2.8.1 Таблица 2.8.1 – Выбор профиля БС в зависимости от геолого-физических факторов
Подбор скважин для восстановления строительством боковых стволов производится с учетом потенциальной величины запасов нефти и минимального начального дебита, состояния скважины и эксплуатационной колонны, целесообразности строительства БС в зависимости от пространственного расположения скважины. Основными требованиями к заложению боковых стволов являются: минимальные затраты на проводку ствола с учетом технических возможностей буровой установки, инструментов и глубиной бурения; исключение вероятности пересечения траекторий забуриваемого ствола с существующими и проектными стволами соседних скважин. При забуривании БС необходимо закладывать траекторию ствола через участки пласта с максимальной нефтенасыщенностью и остаточными извлекаемыми запасами. Участок вскрытия БС выбирается в устойчивых интервалах пород на 30-50 м выше кровли или 10-20 м ниже подошвы неустойчивых пород. Минимальная толщина по вертикали для проведения бокового ствола в терригенных породах девона составляет два метра, при этом продуктивная толщина должна составлять не менее 0,8-1,0 м. Это связано с тем, что башмак обсадной колонны устанавливается в кровле продуктивного пласта для минимизации прорывов воды и образования конусов заводнения. В кыновском горизонте водонефтяной контакт составляет 3-4 м, в пашийском – 5 м. В качестве скважин кандидатов для строительства боковых стволов на Западно-Сотниковском месторождении выбраны скважины *210, *223. Таблица 2.8.2 – Параметры скважин кандидатов Западно-Сотниковского месторождения для строительства бокового ствола
Потенциальная величина запасов нефти для скважины *210 составляет 53 тыс.тонн нефти , с минимальным начальным дебитом 20-30 т/сут. Состояние скважины и эксплуатационной колонны удовлетворительное. Пространственное расположение позволяет исключить вероятность пересечения траекторий забуриваемого бокового ствола. Причиной для строительство является низкий дебит нефти, высокая обводненность 99 %, эксплуатировать скважину *210 на данный момент не рентабельно. Скважина *223 находится в бездействии по причине аварии, обрыв штанг, НКТ. До аварии суточный дебит нефти составлял 12 т/сут. Потенциальная величина запасов нефти 36 тыс.тонн. Для того чтобы вернуть скважину *223 в добывающий фонд рекомендуется построить боковой ствол. Бурение БС производят в целях смены и перехода на другой продуктивный пласт, смены назначения скважины, для ликвидации аварий и восстановления скважины из простаивающего фонда, вывод скважин из консервации, при обводнении скважин пластовыми и подошвенными водами, когда применение традиционных технологий и технических средств может оказаться неэффективным. Помимо этого, бурение боковых стволов позволяет ввести в разработку ранее не охваченные зоны продуктивного пласта. На Западно-Сотниковском месторождении на конец 2020 года в эксплуатации находятся 2 скважины с боковыми стволами, пробуренные на кыновско-пашийский горизонты. Особенности конструкций боковых стволов влияют на множество факторов, характеристика которых определяет способы дальнейшей эксплуатации и ремонта скважин. 2.9 Выводы и рекомендации по эффективности строительства БС на объекте Западно-Сотниковское месторождение находится на IV стадии разработки, что характеризуется снижением темпов выработки от начальных извлекаемых запасов, относительным постоянством добычи. На площади все большее значение приобретает проблема старения фонда скважин. Западно-Сотниковское месторождение интенсивно разбуривалась, в основном, в начале 2000-х годов, поэтому на фоне значительного снижения темпа разбуривания, идет рост доли скважин с возрастом от 18 до 22 лет и достигает - 43,5%. Увеличивается доля скважин, выходящих в простаивающий фонд по причине аварий, обводненности, нерентабильности и другим причинам. Бурение новых скважин в таких условиях приводит к необоснованным затратам, а дальнейшая разработка месторождений становится нерентабельной. Анализ и обобщение опыта строительства и эксплуатации скважин с боковыми стволами доказал целесообразность и эффективность их применения для подключения в разработку низкопродуктивных пластов небольшой мощности, для разработки сложнопостроенных залежей с близким расположением водоносных пластов, для вовлечения в разработку нерентабельных при традиционных способах бурения продуктивных горизонтов, для повышения производительности малодебитных скважин. Преимуществами технологии БС являются: меньшая стоимость бурения и использование существующей инфраструктуры на месторождении; восстановление продуктивности аварийных скважин, доступ к интервалу эксплуатации которых затруднен или невозможен; увеличение объемов добычи из малодебитных скважин за счет вскрытия менее дренированного участка пласта; возможность вскрытия изолированных пропластков, тупиковых и линзовидных зон с высокой нефтенасыщенностью. Недостатками данной технологии являются: риск расхождения между фактическими и рассчитываемыми данными скважины, проявление пластовых флюидов в процессе бурения, сложные конструкции профилей стволов, малый диаметр стволов и значительная интенсивность набора кривизны. Выбор профиля второго ствола необходимо осуществлять, учитывая возможные осложнения, возникающие на месторождении, и эффективные способы борьбы с ними, технические возможности бурения и крепления ствола. Особенностью конструкций боковых стволов является обсаживание пробуренного ствола хвостовиком малого диаметра 102 и 114 мм. За период 1998-2020 годы в целом из залежей Западно-Сотниковского месторождения с начала разработки добыто 659 тыс.т нефти или 64,3 % от НИЗ, жидкости –792,4 тыс.т. Текущий КИН составил 0,49. Накопленная закачка – 1366,2 тыс.м3, накопленная компенсация отборов закачкой – 82 %. Средний отбор нефти на одну скважину - 29,98 тыс.т, жидкости - 143,4 тыс.т. За 2020 год добыто: 22,9 тыс.т нефти (2,2% от НИЗ), 32,7 тыс.т жидкости. Средняя обводненность составила 51,8%. Средний дебит скважин по нефти составил - 5,5 т/сут, по жидкости - 28,7 т/сут. С начала разработки Западно-Сотниковского месторождения прошло уже 22 года, с каждым годом добыча нефти неуклонно снижается. Обводненность на площади постепенно возрастает, за 2020 год составила 51,8%. С учетом вышеизложенного, отметим, что на IV стадии разработки основная задача заключается в поддержании добычи нефти на прежнем уровне. Добывающий фонд скважин считается среднедебитным, а также обводненным. Строительство боковых стволов может осуществляться при помощи различных средств, параметры которых определяются технологией, особенностью скважины, экономической эффективностью, целесообразностью применения, и типами применяемого оснащения. У каждого инструмента есть особенности технических показателей, с каждым годом они совершенствуются. Технологии строительства боковых стволов становятся всё более продуманными, надежными и практичными в использование. Достаточное многообразие методов исследования и обследования скважин на всех этапах ремонтных работ по строительсво БС позволяет восполнить неполноту информационного обеспечения при проектировании, проводке БС, а также технологических решений при их освоении, что способствует оптимизации процесса бурения и успешности строительства боковых стволов. На скважинах Березовской площади при строительстве дополнительного ствола были проведены следующие исследования: ГК-ЛМ ( камма-каротаж с привязкой локатора муфт), АКЦ (аккустическая цементометрия), ИК (индукционный каротаж),, влагометрия терометрия, резистивиметрия, СТД (скважинная термо-дебитомерия), инклинометрия, МК (микрокаротаж), ЭМД (электромагнитная дефектоскопия), РК (радиоактивный каротаж), ЯМК (ядерно-магнитный каротаж). На обоих скважинах Западно-Сотниковское месторождения (*225, *207) строительство БС для восстановления скважин было эффективным мероприятием. Постепенно снижается дебит нефти и увеличивается обводненность и дебит жидкости. В целом причины капитального ремонта по проводке БС были устранены, задача «реанимации» скважин, находившихся в простое или нерентабельном фонде, была решена. Эксплуатация скважин с боковыми стволами налагает определенные ограничения на применяемое насосное оборудование. Значительная кривизна ствола, малые диаметры эксплуатационной колонны, большие углы отклонения от зенитного угла являются определяющими критериями для тщательного подбора оборудования в целях исключения возникновения проблем и аварий при добыче. После внедрения БС работа обоих скважин характеризуется оптимальным коэффициентом подачи выше 0,6. Подбор скважин для восстановления строительством БС производится с учетом потенциальной величины запасов нефти и минимального начального дебита, состояния скважины и эксплуатационной колонны, целесообразности строительства БС в зависимости от пространственного расположения скважины. Основными требованиями к заложению боковых стволов являются: минимальные затраты на проводку ствола с учетом технических возможностей буровой установки, инструментов и глубиной бурения; исключение вероятности пересечения траекторий забуриваемого ствола с существующими и проектными стволами соседних скважин. 3 РАСЧЕТНЫЙ РАЗДЕЛ 3.1 Расчет подготовительных работ при ремонте скважин-кандидатов: глушение, промывка забоя и освоение. Перед началом ремонтных работ с целью предупреждения ГНВП и открытого фонтанирования необходимо проводить глушение скважины. Таблица 3.1.1 - Исходные данные для расчета глушения скважины *223
Определим категорию скважины по опасности возникновения газонефтеводо- ……...проявлений. Необходимо сравнивать Pпл и Pг. Pпл известно из таблицы 3.1.1, найдем Pг: Pг = pж • ɡ • (hпер - hст), где рж – плотность жидкости, кг/м3 ; hпер – интервал перфорации, м; hст – статический уровень, м; Pг = 1025 • 9,81 • (1867 - 165) = 15,5 МПа Так как гидростатическое давление ниже пластового больше чем на 10 % то скважина относится к 1 категории по опасности возникновения ГНВП. Определим допустимое давление на Э/К во время ремонта. Максимальное давление испытания для труб типа Ø146 составляет 18 МПа. Величина снижения максимального давления испытания в зависимости от срока эксплуатации: толщина стенки эксплуатационной колонны 7 мм и получается величина снижения давления 14%. Расчет по скважине *210 в (ПРИЛОЖЕНИЕ Д) Рсниж = 0,14 • 18 = 2,52 МПа; Pдоп = 18 – 2,52 = 15,48 МПа. Расчет глушения скважины: Перед проведением ремонтных работ в скважину закачивается жидкость глушения скважин (ЖГС) с плотностью, обеспечивающей предотвращение поступления флюида из продуктивного пласта в скважину. Пластовое давление рассчитывается по формуле: Рпл=рв • g • H=1064 • 9,81 • 1681 • 10-₆=15,5 МПа Необходимая плотность ЖГ рассчитывается по формуле: | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||