Данные замеров

Расход жидкости для каждого участка падения уровня определяется по формуле ,

где d_скв -диаметр скважины на участке измерения, м;

Т_п -время между двумя последовательными замерами, ч;

H_п - статический уровень, м.

Н_п =(H_п -1- H_п +1)/2.

Перепад давления для соответствующего расхода, Q_п, определяется по формуле ,

где Δ Р_п-1 и Δ Р_п+1 -перепады давления в соседних точках замера, создаваемые столбом промывочной жидкости, превышающим статический уровень.

По результатам прослеживания уровня и расчетов строится индикаторная диаграмма зависимости: Р=f(Δ Q).

Кроме определения δ по приведенным методикам с построением индикаторных диаграмм, среднюю эквивалентную раскрытость каналов трещинных пород можно оценить из выражения

,

здесь Q - расход нагнетания жидкости при максимальном давлении в процессе гидродинамических исследований, м³/ч;

Т_п - время нагнетания жидкости при максимальном расходе, с;

Δ Р_п - перепад давления нагнетания, соответствующий максимальному расходу жидкости, Па;

τ ₀ - предельное напряжение сдвига жидкости нагнетания, Па. τ ₀=0, 15[φ 600-1, 5(φ 600-φ 200)], Па,

где φ 600, φ 200 - показания ротационного вискозиметра ВСН-3 при соответствующих частотах вращения.

Следует заметить, что величину раскрытости трещин можно определить наравне с методами гидродинамических исследований по результатам закачки паст с наполнителями в поглощающий пласт, по фракционному составу шлама (отсутствие фракций шлама до определенного размера).

Оценка сложности предстоящих работ. Степень сложности предстоящих изоляционных работ может быть предварительно оценена по характеру индикаторной кривой и области ее расположения относительно граничных индикаторных зависимостей приемистости поглощающего пласта (рис. 2.).

Категории сложности работ определяют по табл. 3.5, причем сложность работ определяется по худшему классифицирующему признаку.

Метод установившихся отборов (при переливе жидкости из скважины). Устье скважины герметизируется и определяется давление, под действием которого жидкость переливается из скважины. Затем жидкость отбирают из скважины при различных установившихся давлениях.

Для каждого режима жидкость закачивается с постоянной производительностью. Закачка или отбор производится до получения постоянных значений перепада давления в скважине. При этом плотности закачиваемой и находящейся в скважине жидкости должны быть одинаковыми.

По полученной индикаторной линии (р – Q) определяют интенсивность поглощения и коэффициент приемистости поглощающего пласта.

В скважинах, где возможен недоподъем цементного раствора за обсадной колонной из-за поглощения его в процессе цементирования, необходимо перед спуском обсадной колонны произвести исследование всех поглощающих пластов с помощью пакера на давление, которое ожидается на эти пласты при цементировании. По результатам исследования определяется необходимость проведения изоляционных работ перед спуском обсадной колонны.

Устье скважины герметизируется и в нее закачивается жидкость с постоянным расходом до установления определенного давления. Режим считается установившимся, если давление и расход остаются постоянными в течение 10-15 мин. Затем изменяют расход, и добиваются постоянства нового значения давления. При положении статического уровня на глубине 20-30 м. первые точки индикаторной линии получают путем регистрации установившихся уровней при герметизированном устье с помощью глубинного манометра или путем экстрополяции индикаторной линии до начала координат.

H_ст ≤ 30м.

Заключение

Способ нагнетания в пласт нефтяных газов применяют в России и за рубежом. Однако использование этого метода ограничивается тем, что для перехода пленочной нефти в газовую фазу необходимы, как показали опыты Т. П. Жузе, достаточно высокие давления - 60 - 70 МПа. Создание таких давлений компреми-рованием нефтяных газов до глубин 5 км представляет определенные трудности, хотя в перспективе метод газовой репрессии на больших глубинах может оказаться одним из рентабельных способов извлечения нефти. Поэтому снижение давления гомогенизации пластовой нефти или давления, когда пленочная нефть может перейти в газовую фазу или раствориться в другом, например жидком растворителе - важная научно-техническая проблема.
Выбор способа нагнетания и его режима определяется состоянием породы. МПа и более, применять циркуляционный способ, а при меньших давлениях начинать нагнетание нажимным способом и при уменьшении удельного поглощения раствора до 5 - 15 л / мин переходить на циркуляционный. Очень глубокие скважины инъецируют обычно нажимным способом, так как оборудование скважины установкой циркуляционного типа в этом случае затруднено.

Список литературы

1. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. – Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин. Учебник для вузов. - М., Недра, 2000.

2. Заливин В.Г., Осложнения при бурении нефтегазовых скважин: учеб. пособие. – Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2013. – 248 с.

3. Заливин В.Г., УМК Осложнения при бурении нефтегазовых скважин. Краткое описание практических занятий.