Страницу Назад
Поискать другие аналоги этой работы
Виды жидкостей глушения (курсовой проект)ID: 218161Дата закачки: 17 Мая 2021 Продавец: Abibok (Напишите, если есть вопросы) Посмотреть другие работы этого продавца Тип работы: Работа Курсовая Форматы файлов: Microsoft Word Описание: КУРСОВОЙ ПРОЕКТ по дисциплине «Заканчивание скважин» специальный вопрос: «Виды жидкостей глушения» ВВЕДЕНИЕ 3 1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 4 1.1. Общие сведения 4 1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины 5 1.3. Давление и температура по разрезу скважин 7 1.4. Физико – механические свойства горных пород по разрезу скважины 8 1.5. Нефтегазоводоносность по разрезу скважины 9 1.6. Возможные осложнения по разрезу скважины 11 1.7. Промыслово-геофизические исследования по интервалам бурения 14 2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 16 2.1. Конструкция скважины 16 2.2. Расчет обсадных колонн 18 2.2.1. Выбор равнопрочной эксплуатационной колонны 18 2.3. Расчет деталей и узлов низа эксплуатационной колонны 25 2.3.1. Расчёт башмачного патрубка 25 2.3.2. Расчет обратного клапана 25 2.3.3. Расчет количества и метода установки центрирующих фонарей 26 2.4. Определение натяжения эксплуатационной колонны 27 3. ВИДЫ ЖИДКОСТЕЙ ГЛУШЕНИЯ 30 3.1 Физика процесса 30 3.2 Основные цели и задачи глушения 34 3.3 Технология глушения скважин. 37 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 38 1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 1.1. Общие сведения Назначение скважины, проектная глубина и горизонт Скважина № 979 Кулешовского месторождения проектируется для эксплуатации пласта ДIII живетского яруса с целью добычи нефти. Вид скважины - наклонно-направленный Проектная глубина: - по вертикали – 3350 м - по стволу – 3370 м. Проектный горизонт – Архей. Средний отход от вертикали – 260 м. Сведения о районе буровых работ. Административное расположение: - Российская Федерация - Самарская область - Нефтегорский район. Температура воздуха, ℃: - среднегодовая +3,6 - наибольшая летняя +40 (июль) - наименьшая зимняя -40 (январь). Максимальная глубина промерзания грунта: 1,8 м. Продолжительность отопительного периода, сут.: 206 (с 04.10 -27.04). Многолетнемерзлые породы: отсутствуют. Сведения о площадке строительства буровой Рельеф Площадка скважины № 979 расположена к юго-востоку от существующей АГЗУ. Рельеф площадки ровный. Толщина, см.: - снежного покрова: 70 - почвенного слоя: 40. Растительный покров: Описываемый район расположен в лесостепной полосе Европейской части России и характеризуется, преимущественно травянистой растительностью. Небольшой лесной массив приурочен к пойме рек. В экономическом отношении район является, сельскохозяйственным и земли в пределах рассматриваемой территории заняты сельскохозяйственными угодьями. Кустарники, встречаются в верховьях оврагов. Почвы: Черноземы обыкновенные. 2.3. Расчет деталей и узлов низа эксплуатационной колонны 2.3.1. Расчёт башмачного патрубка Определение количества отверстий в башмачном патрубке производится из условия равенства площадей внутреннего сечения обсадных труб и площади отверстий в патрубке (π∙D^2)/4=n∙d^2/4 где D – внутренний диаметр обсадных труб, мм; d – диаметр отверстия башмачного патрубка, мм. n=D^2/d^2 =〖120,6〗^2/〖55〗^2 =5 отв. Таким образом, башмачный патрубок должен иметь 5 отверстий и диаметром 55 мм. 2.3.2. Расчет обратного клапана Рисунок 2.6 - Обратный клапан Тарелка обратного клапана рассчитывается на изгиб. Напряжения изгиба могут быть определены по формуле Баха: σ_из=φ*(R^2*P)/δ^2 , откуда толщина тарелки клапана определится: δ=R*√(φ*P/σ_из ); δ=62,3*√(0,8*11,52/400)=9,912 мм, где R - радиус тарелки клапана или внутренний радиус трубы, см;  - коэффициент, зависящий от способа закрепления клапана, =0,8; изг -допускаемое напряжение на изгиб для чугуна 400 Па; Р - внешнее сминающее давление. P=0,5*P_нCL=0,5*23,04=11,52 МПа. Стрела прогиба тарелки клапана определяется из выражения: f=η*(R^4*P)/(δ^3*E); f=0,745*(〖62,3〗^4*11,52)/(〖9,31〗^3*0,75*〖10〗^6 )=0,203 мм, где  - коэффициент 0,745; Е - модуль упругости; для чугуна Е=0,75106Па. Стрела прогиба не должна быть более 0,2. f<0,2δ 0,203<1,9824 2.3.3. Расчет количества и метода установки центрирующих фонарей Расчет количества фонарей сводится к тому, чтобы определить точки соприкосновения колонны со стенкой скважины и в этом месте поставить центрирующие фонари. Длина полуволны в сжатой части колонны определяется по формуле Эйлера: l_кр=∛((2*π^2*E*I)/q), где – экваториальный момент инерции трубы. l_кр=∛((2*〖3,14〗^2*2*〖10〗^5*0,802*〖10〗^(-5))/0,265)=4,924 м. I=π/64*(D_н^4-d_вн^4 ); I=π/64*(〖0,140〗^4-〖0,1246〗^4 )=0,802*〖10〗^(-5) Н*м. где Dн – наружный диаметр труб, м; Dвн – внутренний диаметр труб, м; q – вес 1 погонного метра трубы, кН. Длина сжатой части колонны определяется по формуле: L=(0,1*Q)/q, где Q – вес колонны, кг. L=(0,1*984,31)/0,252=390,6 м. Количество фонарей определяется по формуле: n=L/l_KP +4; n=390/4,924+4=83,2=84 Места установки фонарей в скважине помимо расчета уточняются по кавернограмме так, чтобы фонари оказались установленными в местах номинального диаметра, а не в кавернах. 2.4. Определение натяжения эксплуатационной колонны Производится расчет натяжения обсадной колонны диаметром 140 мм группы прочности «М» – 7,7. Уровень подъёма цементного раствора от устья составляет 1800 м. Данные для расчета представлены в таблице 2.3. Таблица 2.3 – Исходные данные Глубина скважины, м L 4155 Высота подъема цементного раствора от устья, м h 1800 Плотность бурового раствора, кг/м3 р 1240 Плотность внутрискважинной жидкости, кг/м3 ж 827 Температура на забое, оС Tо 74 Температура жидкости за колонной на устье в процессе эксплуатации, оС T3 30 Температура колонны до эксплуатации на устье, оС Т1 8 Внутреннее устьевое давление, МПа Р 11,5 Коэффициент запаса прочности при расчете на растяжение для резьбового соединения n3 1,15 Данные по обсадной колонне приведены в таблице 2.4. Таблица 2.4 – Конструкция обсадной колонны диаметром 140 мм Номер секции Толщина стенки, мм Длина секции, м Страгивающая нагрузка, кН Масса 1 м труб, кН Масса секции, кН 1 7,7 4155 1510 0,252 984,31 1.Внутренний диаметр незацементированного участка обсадной колонны: d_вн=0,1246 м. 2. Определяем среднюю площадь сечения обсадной колонны: F=π*(D_н^2-d_вн^2)/4; F=3,14*(〖0,140〗^2-〖0,1246〗^2)/4=0,003218 м^2. Среднему внутреннему диаметру 0,1246 м соответствует площадь сечения 0,003218 м2. 3. Определяем значения температуры колонны до эксплуатации и температуры жидкости за колонной в процессе эксплуатации по формулам: T_2=T_1+(T_0-T_1 )*h/l; T_2=8+(74-8)*1800/4155=36 ℃ T_4=T_3+(T_0-T_3 )*h/l; T_4=30+(74-30)*1800/4155=49 ℃ Определяем среднюю температуру охлаждения колонны: ΔT=((T_3-T_1 )+(T_4-T_2))/2; ΔT=((30-8)+(49-36))/2=17,5 ℃ 4. Определяем вес незацементированной части колонны: Q=q*h; Q=0,252*1800=453,6 кН. Определяем значение натяжения обсадной колонны: Q_н=Q+P_1+P_2+P_3, где P_1 – осевое усилие возникающее в колонне в результате температурных изменений, кН; P_2 – осевое растягивающее усилие, возникающее в результате действия внутреннего устьевого давления в процессе эксплуатации, кН; P_3 – осевое усилие, возникающее в колонне за счёт разности действия внешнего и внутреннего гидростатического давления, кН; P_1=α*E*F*∆T, где α – коэффициент линейного расширения, для стали α =12•10-6 1/оС; Е – модуль упругости, для стали Е = 2,1•1011 Па. P_1=12*〖10〗^(-6)*2,1*〖10〗^11*0,003218*17,5=1,42 кН. P_2=0,031*P_y*d_вн^2*〖10〗^3; P_2=0,031*11,5*〖0,1246〗^2*〖10〗^3=5,53 кН. P_3=0,655*h*(d_н^2*p_р-d_вн^2*p_ж )*〖10〗^(-3); P_3=0,655*1800*(〖0,140〗^2*1240-〖0,1246〗^2*827)*〖10〗^(-3)=13,5 кН. Q_н=453,6+1,42+5,53+13,5=474,05 кН. 5. Проверим прочность колонны, натянутой с усилием Q_н=474,05 кН в процессе эксплуатации. Расчет прочности произведем без учета влияния Р1 при Q0=0 кН. Определяем осевое растягивающее усилие, возникающее в результате действия внутреннего устьевого давления: P_2=0,47*P_y*d_вн^2*〖10〗^3; P_2=0,47*11,5*〖0,1246〗^2*〖10〗^3=83,9 кН. Определяем осевое усилие, возникающее в колонне в результате действия внешнего и внутреннего гидростатического давления: P_3=0,235*h*(d_н^2*p_р-d_вн^2*p_ж )*〖10〗^(-2); P_3=0,235*1800*(〖0,140〗^2*1240-〖0,1246〗^2*827)*〖10〗^(-2)=48,5 кН. Определяем левую часть выражения: Q_Н+P_2-P_3; 474,05+83,9-48,5=509,5 кН. Определяем коэффициент запаса прочности на растяжение для резьбового соединения: n_3=Р_ст/Q=1510/509,5=2,9>1,15 Из второго условия: n_3=Р_ст/Q=2638/474,05=3,2>1,15 Условие прочности выполняется.   3. ВИДЫ ЖИДКОСТЕЙ ГЛУШЕНИЯ 3.1 Физика процесса Глушение скважин – это технологический процесс, в результате которого создаётся противодавление на пласт и прекращается добыча пластового флюида. Для глушения скважин используют жидкости с плотностью, обеспечивающей создания необходимого противодавления на пласт. Жидкость для глушения должна обладать определенными физико-химическими свойствами, соответствующими конкретным условиям: быть химически инертной к породе, коллектору; исключать необратимую кольматацию пор и трещин продуктивного пласта; не оказывать коррозионного воздействия на металл скважинного оборудования и промысловых коммуникаций; обладать стабильностью в конкретных термобарических условиях в течение времени, необходимого для выполнения предусмотренных работ. Кроме того, все жидкости должны быть взрывопожаробезопасными и нетоксичными, высокотехнологичными в приготовлении и использовании. При глушении скважины в затрубное пространство при расчётной производительности агрегатов закачивается жидкость глушения. При этом для создания заданной репрессии на пласт создаётся противодавление на устье с помощью регулируемого штуцера, установленного на линии трубного пространства. При закачке жидкости глушения в затрубное пространство забойное давление должно поддерживаться постоянным, но превышающим пластовое давление на заданную величину. По мере закачки жидкости глушения давление в трубах перед штуцером должно поддерживаться постоянным. Давление в затрубном пространстве при этом будет снижаться. Как только жидкость глушения начнёт заходить в трубы, необходимо контролировать процесс глушения по давлению в затрубном пространстве, которое должно поддерживаться постоянным, равным гидравлическим сопротивлениям. После выхода на поверхность штуцер должен быть полностью открыт и дальнейшую прокачку следует вести при установившемся давление в затрубном пространстве, вплоть до вымыва раствора. Для глушения используется широкий спектр флюидов, рассолы (KCl, NaClи др.), эмульсионные растворы, сырую нефть, дизельное топливо, метанолы, природный газ, пену и воздух. Нефть и нефтеэмульсионные растворы могут с успехом применятся в качестве жидкостей глушения в пластах с водочувствительными глинами и в зависимости от геологотехнических условий. Однако повышенная пожароопасность и сложность приготовления являются причинами, препятствующими их широкому внедрению. Известно и применение для глушения скважин с водочувствительными глинами в коллекторе растворов на нефтяной основе, представляющие собой смеси окисленного битума, органических кислот, щелочи, стабилизатора и дизельного топлива. Битум диспергируется до коллоидного состояния в дизельном топливе и служит для снижения фильтратоотдачи. В этом случае используется и разновидность раствора на нефтяной основе - меловая эмульсия. Если при глушение скважины вышедшей в ремонт, применять жидкость, обладающую одновременно свойствами задавочной жидкости (регулируемые плотность, вязкость, статическое напряжение сдвига) и растворяющей способностью к парафинистым и асфальтосмолистым отложениям, то операцию обработки призабойной зоны можно совместить с подземным ремонтом. Такой технологической жидкостью является обратная эмульсия, содержащая в депрессионной среде необходимое количество углеводородного растворителя, способного отфильтровываться без разрушения эмульсии. Эффективность обработки призабойной зоны продуктивного пласта обратной эмульсией, обладающей растворяющими свойствами, превышает эффективность обработки пласта чистым углеродным растворителем. Глушение скважины может производиться несколькими методами: чаще всего для этого используют специальные жидкости или пену. Благодаря этим веществам можно создать нужный уровень давления в забое, который превысит показатель пластового. Растворы могут быть на водной основе с содержанием солей или элементов для придания определенной густоты, а в качестве пены применяются двух- и трехфазные составы. Замена жидкости в забое приводит к промыванию всей скважины, при этом обязательно нужно учесть в расчетах показатели насосно-компрессионных труб до максимально допустимого уровня. Требуется принять во внимание при расчете и замену жидкости на участке устья, которая осуществляется по очереди; при этой работе применяется раствор, которым заполняется вся скважина. Необходимо внимательно отнестись к качеству раствора, его физиологическим характеристикам (плотность, состав и т.д.), равно как и при использовании пены. Среди основных требований, которые выдвигаются к жидкостям, используемым в глушении скважин, можно назвать следующие: степень попадания фильтруемых частиц, в том числе твердого субстрата, в призабойный участок горной породы должна быть минимальной, процент содержания взвесей должен быть менее 30 мг на литр раствора; контакт с водами в горном пласте не должен нарушать стабильность жидкости; удаление твердых частиц должно происходить наиболее легким методом; фильтруемое вещество не должно контактировать с глиной в зоне коллектора; в пористой части пласта не должны образовываться осадки; давление жидкости не должно разрушать целостность армирующих элементов и обсадных труб. Если в ходе метода расчета глушения скважины нужно улучшить либо воссоздать необходимые свойства ствола, жидкость может иметь в составе добавки, которые могут снизить натяжение на пограничной полосе с нефтяным продуктом, усилить водоотталкивающую функцию, снизить процент водного насыщения и т.д. Это могут быть различные реагенты или поверхностно-активные вещества, а также ингибиторы. Благодаря использованию таких растворов можно уменьшить время вывода скважины в режим готовности, увеличить полезный объем добываемого продукта, во многом по причине снижения процента содержания воды. Цели расчетов, задачи процесса и вычисление объемов растворов При осуществлении работы по расчетам и глушению нефтяной скважины необходимо определить ряд целей и задач, которые актуальны при работе с жидкостями: по составу и плотности раствор не может повлиять на состав породы. При этом горный пласт не должен быть несовместимым с жидкостью, в противном случае при глушении произойдет образование осадка; частицы глинистого слоя должны ингибироваться, и состав жидкости должен содержать фильтрат, благодаря чему при повышении уровня воды в стволе не возникнет риска разбухания этих частиц; жидкость для глушения не выполняет функции преграды; растворы не должны влиять на состояние техники для глушения и бурения скважин; раствор не должен впитываться в почву: он служит для гидрофобизации, уменьшения натяжения и других эффектов; коррозийный эффект может протекать с интенсивностью менее 0,15 мм за год. При повышенном температурном режиме раствор с качественным составом имеет свойства устойчивости к перепадам температур, а также морозостойкости, что актуально в осенне-зимний период. Кроме того, жидкость не должна иметь токсичных элементов в составе, она должна быть огнестойкой и безопасной с точки зрения подверженности взрывам. Чтобы произвести методы расчета глушения скважин для горных пластов под нефтяную скважину, необходимо провести несколько действий; важно также соблюсти требования правил по безопасности. Для правильного вычисления объема жидкости, которая нужна для глушения, нужно узнать объем самого столба. При этом берется во внимание не только объем НКТ, но и толщина трубочных стенок, а также глубина, на которую их предстоит опустить. При вычислении объема жидкости необходимо произвести нижеописанные методы расчетов: Vжг = (Vэк – Vнкт – Vшт)*Кз По этой формуле: – Vэк=(πD2/4)*H – уровень объема жидкости для скважинных эксплуатационных колонн, измеряемый в кубометрах; – Н – определитель скважинной глубины, измеряется в метрах; – D – внутренний диаметр скважинной колонны; – Кз – показатель коэффициента запаса; – Vнкт – объем особого раствора, который выходит на поверхность при погружении НКТ, измеряется в кубометрах. Vнкт = (π (d – d1)/ 4) *Hсп По данной формуле: – d, d1 – диаметр насосно-компрессионных труб (внешний и внутренний показатели); – Нсп – глубина, на которую спускается насосное оборудование; – Vшт – вытесняемый объем при погружении металлических предметов (может отсутствовать). 3.2 Основные цели и задачи глушения Один из основных параметров жидкости глушения – это ее плотность. Плотность жидкости глушения определяет величину давления на забое скважин. Основные цели и задачи операций глушения продуктивных пластов: жидкость глушения должна обеспечивать создание на забое давления, превышающего пластовое; жидкость глушения должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами и должна исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами. Содержание взвешенных частиц не должно превышать 30 мг/л; фильтрат жидкости глушения должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы, предотвращая их набухание при любом значении рН пластовой воды; жидкость глушения не должна образовывать водных барьеров и должна способствовать гидрофобизации поверхности коллектора и снижению капиллярных давлений в порах пласта за счет уменьшения межфазного натяжения на границе раздела фаз «жидкость глушения - пластовый флюид»; жидкость глушения не должна образовывать стойких водонефтяных эмульсий 1-го и 2-го рода; реологические свойства жидкости глушения должны регулироваться с целью предотвращения поглощения ее продуктивным пластом; жидкость глушения должна обладать низким коррозионным воздействием на Скважинное оборудование. Скорость коррозии стали не должна превышать 0,12 мм/год; жидкость глушения должна быть термостабильной при высоких температурах и быть морозоустойчивой в зимних условиях; жидкость глушения должна быть не горючей, взрывопожаробезопасной, нетоксичной. При этом технологии приготовления жидкости глушения и их применения в скважинах должны обеспечивать простоту приготовления и регулирования свойствами жидкости глушения без создания в скважинах аварийных ситуаций и осложнений. Технологии глушения скважин не должны затруднять последующее освоение и вывод скважин на запланированный режим работы. Факторы, ухудшающие свойства ПЗС при проникновении в нее жидкостей глушения: набухание глинистых минералов, содержащихся в породе коллекторов; блокирующее действие воды, обусловленное капиллярными и поверхностными явлениями, происходящими в поровом пространстве в результате взаимного вытеснения несмешивающихся жидкостей; образование в пласте стойких водонефтяных эмульсий; образование в поровом пространстве нерастворимых осадков в результате взаимодействия жидкости глушения и пластовых флюидов; закупоривание пор твердыми частицами, проникающими в пласт вместе с фильтратом (жидкой фазой). Группы, осложняющие факторы и добавки Все жидкости глушения условно делят на 2 группы: на водной основе, в том числе пены, пресные и пластовые воды; растворы минеральных солей; глинистые растворы; гидрогели; прямые эмульсии; на углеводородной основе, в том числе товарная или загущенная нефть; обратные эмульсии с содержанием водной фазы до 70%. В группе жидкостей глушения на водной основе ведущая роль принадлежит водным растворам минеральных солей или чистым рассолам, не содержащим твердой фазы. Осложняющие факторы при глушении скважин минеральными солями: взаимодействие воды и растворов солей с глинистыми минералами; образование малорастворимых солей; образование эмульсий; образование водной блокады. Добавки к водным растворам глушения, позволяющие снизить негативное влияния водных растворов жидкостей глушения на ФЕС пласта: ингибиторы солеотложений; ингибиторы коррозии; гидрофобизаторы и ингибиторы набухания глин; деэмульгаторы. Для предотвращения проникновения жидкостей глушения на основе солей в пласт используются различные загущенные жидкости глушения, которые обладают повышенной вязкостью и имеют низкий коэффициент фильтрации в пласт. Применение загущенных жидкостей глушения связано с пониженным пластовым давлением, когда пластовое давление ниже гидростатического. Загущенные жидкости глушения на углеводородной основе. Для максимального сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов в процессе проведения ремонтных работ в скважинах в качестве жидкости глушения рекомендуются растворы на углеводородной основе. Использование таких систем сохраняет естественную водонасыщенность пор. Исключаются набухание глинистых минералов пласта; блокирующее действие воды, обусловленное капиллярными явлениями; образование нерастворимых осадков при контакте с минерализованными водами; коррозия оборудования, проявления сероводорода на устье скважин. Недостатком жидкостей глушения на углеводородной основе является их пожароопастность. Загущенные жидкости на углеводородной основе можно разделить на обратные эмульсии и загущенная нефть. Вследствие широты диапазона регулируемых свойств и сравнительно низкой стоимости наибольшее распространение нашли обратные эмульсии. Обратные эмульсии для глушения скважин. В настоящее время эмульсионные составы широко используются в различных процессах нефтедобычи: в процессах первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, при глушении скважин, при обработках призабойной зоны пласта и в процессах повышения нефтеотдачи. При этом в каждом конкретном случае используются определенные типы эмульсий и специально подобранные с учетом необходимых физико-химических свойств эмульсионные составы. Загущенная нефть. Использование загущенной нефти позволяет снизить негативное влияние жидкости глушения на ПЗП и получать жидкости глушения плотность меньше 1 г/см3. Однако при данных преимуществах загущенная нефть имеет ряд существенных недостатков, в том числе высокая стоимость жидкости глушения; высокая пожароопастность; сложное регулирование реологических свойств. 3.3 Технология глушения скважин. Для определения технологии глушения необходимо принять ряд решений: состав основной жидкости глушения и добавки; необходимость применения блокирующей жидкости. Количество циклов глушения определяется глубиной спуска внутрискважинного оборудования. По умолчанию, процесс закачки жидкости глушения должен производиться в трубное пространство скважины (прямой способ). Когда сбить клапан насоса не удается, глушение производят через затрубное пространство (обратный способ). В случае высокого пластового давления, когда давление значительно превышает гидростатическое скорость закачки должна быть максимальной, превышающей производительность скважины при условии, что давление при этом не превышает предельно допустимого (по условиям давления опрессовки колонны или кабельного ввода). В случае нормального и низкого пластового давления, давление примерно равно или ниже гидростатического с целью минимизации забойного давления, снижения объемов поглощения скважинной жидкости пластом, скорость закачки жидкости глушения не должна превышать 10 м3/час. Перед составлением плана работ следует определиться, каким образом первая пачка жидкости глушения поступит к забою скважин. В составе первой пачки обычно участвует блокирующий состав. Для месторождений с низкой проницаемостью продуктивного пласта или высокой глинистостью породы рекомендуется способ осаждения. Для определения необходимого объема жидкости глушения необходимо рассчитать внутренний объем скважины с учетом толщины стенки труб, объема спущенных НКТ, и глубину спуска ГНО. Объем первого цикла глушения рассчитывается из условия, что он должен быть не менее внутреннего объема эксплуатационной колонны в интервале от глубины спуска ГНО (башмак НКТ) до искусственного забоя. Объем второго цикла рассчитывается из условия, что он должен быть не менее внутреннего объема эксплуатационной колонны за вычетом объема НКТ в интервале от устья до глубины спуска ГНО (башмак НКТ). То есть он должен обеспечивать полную смену жидкости в ходе промывки в указанном объеме. Возможные осложнения при глушении скважин: первоначально неправильный выбор плотности жидкости глушения; перелив скважины в результате роста забойного давления. На скважинах с низкопроницаемыми коллекторами выявлено, что период восстановления пластового давления длится от 15 до 20 суток, а по ряду скважин этот период достигает 30 суток. Размер файла: 9,4 Мбайт Фаил: 
(.rar)
Коментариев: 0 |
||||
Есть вопросы? Посмотри часто задаваемые вопросы и ответы на них. Опять не то? Мы можем помочь сделать! |
||||
Вход в аккаунт:
Страницу Назад
Cодержание / Технологические процессы объектов нефтяной промышленности / Виды жидкостей глушения (курсовой проект)
Вход в аккаунт: