Параметры промывочной жидкости

1. плотность ( кг/м3) – Нужно создавать гидростатическое давление

2. условная вязкость (УВ, сек) – Вязкометр – измеряет время истечения бурового раствора из большей емкости (700 мл) в меньшую (500 мл).

3. фильтрация (см3/30мин, Ф) – ВМ-6 измеряет фильтрацию

4. толщина глинистой корки (мм)

5. Статическое напряжение сдвига (СНС, дПа*с) – Промывочная жидкость должна обладать структурой. Для этого в нее добавляется КМЦ.

СНС-2

Показатель тиксотропности – способность раствора переходить из состояния геля в соль и обратно.

СНС-1 и СНС-10 – их отношение есть статистическое направление сдвига.

6. содержание песка (%) не должно быть больше 4 %, чтобы не разрушались инструменты

Классификация. Промывочная жидкость содержит 2 или несколько компонентов по дисперсности:

- гомогенные – структура однообразная (вода, водные растворы солей, полимерные растворы)

- гетерогенные – с твердой дисперсной фазой и водной дисперсной средой
(глинистые, меловые, известковые); с жидкой фазой (эмульсия); с жидкой дисперсной фазой и углеводородной средой (известкобитумный раствор); с газовой дисперсной фазой и водной дисперсной средой (агригированные жидкости и пены)

Функции:

1. Промывочная жидкость несет энергию к забойному двигателю.

2. Охлаждает и очищает породо-разрушительный инструмент.

3. облегчает разрушение горной породы.

4. Удержание выбуренной породы во временном состоянии при остановке циркуляции.

5. Временное укрепление стенок скважин.

При бурении вращательным способом используются два вида промывки: прямая и обратная. При прямой промывке промывочная жидкость подастся к породоразрушающему инструменту по бурильным трубам и по кольцевому зазору между бурильными трубами и стенками скважины поднимается на поверхность. При обратной промывке промывочная жидкость поступает в скважину через герметически закрытое устье по стволу скважины и поднимается по бурильным трубам на поверхность.Промывка скважины (прямая, обратная или комбинированная). Выполняется при открытых задвижках на устье и затрубном пространстве. Жидкость, заполняющая скважину, и жидкость промывки поступают в емкость на поверхности.

В настоящее время основным способом бурения является механическое вращательное бурение. Сущность его заключается в том, что породоразрушающий инструмент (долото) приводится во вращение через колонну бурильных труб с помощью двигателя, установленного на поверхности (роторное бурение), или с помощью забойного двигателя (турбобура или электробура), устанавливаемого непосредственно над долотом.



Разбуриваемая горная порода промывочной жидкостью или воздухом выносится на дневную поверхность. В качестве рабочего агента для очистки забоя и ствола скважины от выбуренной породы могут применяться буровые растворы на различной основе, техническая вода, аэрированные жидкости, а также сжатый воздух.

107. Классификация долот и их назначение.

Классификация долот по признакам:

По принципу действия:

Режущие – скалывающие; дробящие – скалывающие; режущие – стирающие;

По назначению:

Для сплошного бурения; ля колонкового бурения; для расширения ствола скважины; для специальных работ в скважине

По конструкции рабочего элемента:

Лопастные; шарошечные; матричные

По количеству рабочих элементов:

Одноэлементные; двухэлементные; трехэлементные; четырехэлементные; шестиэлементные и т.д.

По конструкции промывочных устройств:

С центральным одним отверстием; с периферийными несколькими отверстиями; с гидромониторными осесимметричными насадками; с асимметричной одной гидромониторной насадкой

По типу и стойкости вооружения:

Для бурения мягких пород; для бурения пород средней твердости; для бурения твердых пород; для бурения крепких пород.

При бурении скважин наибольшее распространение получили шарошечные долота. Ими ежегодно выполняется 90% объема проходки в России и за рубежом. Наиболее распространен трехшарошечный вариант долота. Конструкция такого долота наилучшим образом вписывается в цилиндрическую форму скважины тремя коническими шарошками, при этом обеспечивается оптимальное центрование и устойчивость работы долота.

Лопастные долота просты по конструкции и технологии изготовления. Обеспечивают высокую механическую скорость в рыхлых, мягких и несцементированных породах.

Фрезерные долота характеризуются еще белое простой конструкцией, чем лопастные. Эти долота могут быть использованы не только для бурения скважины в присутствии металлического и твердосплавленного скрапа, но и для разбуривания оставшихся на забое шарошек и других металлических предметов, бетонных и иных пробок. Эта функция долот привела к выделению и совершенствованию отдельной их разновидности – фрезеров.



Долота ИСМ отличаются от фрезерных, лопастных и алмазных тем, что их породоразрушающие элементы оснащены сверхтвердым материалом Славутич. Долота обладают более высокой износостойкостью, уступая лишь алмазным долотам.

Алмазные бурильные головки по конструктивным особенностям и характеру воздействия на породу и столбик керна наиболее подходят для колонкового бурения.

Конструкции скважин

Система крепления ствола скважины колоннами обсадных труб, обеспечивающая достижение скважиной проектной глубины, возможность ее исследования, изоляцию проницаемых горизонтов, осуществление запроектированных режимов эксплуатации и максимальное использование пластовой энергии при добыче нефти и газа.

Конструкция скважины характеризуется числом спущенных обсадных колонн, их размерами (наружный диаметр и длина) и местоположением интервалов цементирования пространства за колоннами.

Для обоснования конструкции скважины используют опыт бурения па соседних площадях и результаты геологоразведочных работ.

Для крепления скважин применяются следующие типы обсадных колонн:

2) направление — для предотвращения размыва устья;

3) кондуктор — для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции горизонтов с грунтовыми водами, установки на устье противовыбросового оборудования;

4) промежуточная обсадная колонна (одна или несколько) — для предотвращения возможных осложнений при бурении более глубоких интервалов путем крепления и изоляции вышележащих пластов, несовместимых по условиям бурения с нижележащими; при бурении однотипного разреза прочных пород обсадная колонна может отсутствовать;

5) эксплуатационная колонна — для изоляции горизонтов и извлечения нефти и газа из пласта на поверхность.

Конструкция скважины называется одноколонной, если она состоит только из эксплуатационной колонны, двухколонной — при наличии одной промежуточной и эксплуатационной колонн, и т. д.

109. Классификация скважин

КЛАССИФИКАЦИЯ СКВАЖИН ПО НАЗНАЧЕНИЮ

Цилиндрическая горная выработка, проводимая с поверхности земли вглубь при помощи механизмов и имеющая очень небольшое поперечное сечение по сравнению с глубиной, называется буровой скважиной. Скважины могут быть вертикальными или наклонными, диаметры их колеблются в широких пределах (25-900 мм), глубина — от нескольких метров до нескольких тысяч метров.

Начало скважины у поверхности земли называется устьем, дно — забоем, стенки скважины образуют ее ствол.

Все скважины, бурящиеся с целью региональных исследований, поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений или залежей, делятся на следующие категории: опорные, параметрические, структурные, поисковые, разведочные, эксплуатационные.

1. Опорные скважины бурят для изучения геологического строения и гидрогеологических условий регионов, определения общих закономерностей распространения комплексов отложений, благоприятных для нефтегазонакопления, с целью выбора наиболее перспективных направлений геологоразведочных работ на нефть и газ.

Опорные скважины подразделяются на две группы:

К первой группе относят скважины, закладываемые в районах, не исследованных бурением, с целью всестороннего изучения разреза осадочных пород и установления возраста и вещественного состава фундамента.

Ко второй группе относят скважины, закладываемые в относительно изученных районах для всестороннего изучения нижней части разреза, ранее не вскрытой бурением, или для освещения отдельных принципиальных вопросов с целью уточнения геологического строения и перспектив нефтегазоносности района и повышения эффективности геологоразведочных работ на нефть и газ.

. Параметрические скважины бурят для изучения глубинного геологического строения и сравнительной оценки перспектив нефтегазоносности возможных зон нефтегазонакопления; выявления наиболее перспективных районов для детальных геологопоисковых работ, а также для получения необходимых сведений о геолого-геофизической характеристике разреза отложений с целью уточнения результатов сейсмических и других геофизических исследований.

3. Структурные скважины бурят для выявления перспективных площадей и их подготовки к поисково-разведочному бурению.

4. Поисковые скважины бурят с целью открытия новых месторождений нефти и газа. К этой категории относят скважины, заложенные на новой площади, а также первые скважины, заложенные на те же горизонты в обособленных тектонических блоках, или скважины, заложенные на новые горизонты в пределах месторождения. Поисковыми их считают до получения первых промышленных притоков нефти или газа.

5. Разведочные скважины бурят на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью с целью подготовки запасов нефти газа.

6. Эксплуатационные скважины бурят для разработки и эксплуатации залежей нефти и газа. В эту категорию входят оценочные, эксплуатационные, нагнетательные и наблюдательные (контрольные, пьезометрические) скважины.

Оценочные скважины бурят на разрабатываемую или подготавливаемую к опытной эксплуатации залежь нефти с целью уточнения параметров и режима работы пласта, выявления и уточнения границ обособленных продуктивных полей, а также оценки выработки отдельных участков залежи.

Нагнетательные скважины используют при воздействии на эксплуатируемый пласт различных агентов (закачка воды, газа или воздуха и др.).

Наблюдательные скважины бурят для наблюдения за изменением давления, положения водо-газонефтяных контактов в процессе эксплуатации пласта.

7. Специальные скважины бурят для сброса промышленных вод, ликвидации открытых фонтанов нефти и газа, подготовки структур для подземных хранилищ газа и закачки в них газа, разведки и добычи технических вод.

КЛАССИФИКАЦИЯ СКВАЖИН ПО ПРОФИЛЮ

Из практики бурения известно, что практически невозможно получить идеально вертикальный профиль, т.к. при прохождении пластов с различной твердостью, степенью восстания (наклона) пластов и из-за влияния многих других причин имеет место естественное искривление профиля. Конечно, в настоящее время наработан большой опыт по стабилизации профиля скважины, но при этом удорожается строительство и поэтому не всегда экономически целесообразно проводить стабилизационные мероприятия из-за их значительной трудоемкости. В то же время разработка месторождений, залегающих под населенными пунктами, морями, на болотистых участках и т.д., способствовала активному внедрению наклонно направленных скважин (ННС), профиль которых искусственно искривляется с целью вывода забоя скважины в нужную точку продуктивного пласта. Так, уже в 1958 году в Азербайджане 30% общего объема бурения составляло бурение наклонно направленных скважин. В процессе спуско-подъемных операций (СПО) с бурильными и насосно-компрессорными трубами (НКТ), при СПО со штангами, а также в процессе эксплуатации было замечено существенное отличие нагрузок в точке подвеса штанг и труб на таких скважинах от нагрузок в скважинах с весьма слабой искривленностью, которые принято называть вертикальными. Для отслеживания закономерностей влияния степени и характера искривления на технологию бурения и эксплуатации, на величину нагрузок и износа подземного оборудования необходимо было классифицировать скважины по их профилю. В одной из первых попыток классификации все скважины были разделены на четыре группы, где к первой группе были отнесены все плоско искривленные скважины, а к остальным — пространственно искривленные. Плоско искривленными являются скважины, у которых весь профиль лежит в одной вертикальной плоскости, т.е. имеют постоянный азимут.

Пространственно искривленные скважины характеризуются одновременным изменениям зенитного угла и азимута, т.е. проекция ствола скважины на горизонтальную плоскость представляет собой кривую линию, вплоть до образования петель. Как показал опыт, для решения названных задач требуется более подробная классификация, в первую очередь, для ННС. Поэтому в последующие годы многократно предпринимались попытки уточнить классификацию с учетом специфики бурения и эксплуатации ННС.

В настоящее время благодаря большому опыту бурения наклонно направленных скважин, разработке широчайшего спектра различного типа отклонителей и стабилизаторов, научно обоснованных рекомендаций по компоновке низа бурильной колонны (КНБК) можно получить практически любой наперед заданный профиль. В одной из последних работ дана подробная классификация профилей ННС, используемых для проектирования в различных регионах России, США, Англии. Как обычно, они делятся на плоские и пространственные.

Пространственные профили характеризуются увеличением длины ствола скважины по сравнению с плоскими при одинаковой глубине забоя, значительными силами трения при перемещениях бурильных труб, НКТ и штанг, т.е. имеют существенные недостатки. Тем не менее такие профили вынуждены использовать при проектировании глубоких наклонных скважин в районах со сложным геологическим строением, где проводка наклонных плоских скважин невозможна или экономически нецелесообразна.

Плоские профили состоят из различных комбинаций прямолинейных и искривленных участков, причем последние в проектах и расчетах принимаются дугами окружностей определенных радиусов. Профиль любой плоской наклонно направленной скважины включает верхний вертикальный участок, необходимый для упрощения СПО с глубинным оборудованием, и участок начального искривления.

Согласно принятой в работе методике плоские ННС подразделяются на тангенциальные, S-образные и J-образные, заканчивающиеся соответственно наклонным (тангенциальным) участком, участком малоинтенсивного уменьшения зенитного угла, участком малоинтенсивного увеличения зенитного угла.

Вступление большинства нефтяных месторождений страны в позднюю стадию эксплуатации сопровождается резким падением дебитов, ростом обводненности, прорывами воды к эксплуатационным скважинам, в результате чего в пласте остаются заблокированными линзы нефти. Эксплуатация нефтяных месторождений вертикальными скважинами позволяет извлечь около 50% содержащейся в пласте нефти, а в карбонатных коллекторах коэффициент нефтеотдачи еще ниже. Даже при плотных сетках скважин (0,8 .6,0 га/скв.) нефтеотдача в карбонатных коллекторах не превышает 12,5-36%. На месторождениях с высоковязкой нефтью она не достигает и 10%. Картина практически не меняется и при переходе к наклонно направленным скважинам.

Исключительная ценность нефти как углеводородного сырья и энергоносителя на фоне падения объемов добычи и промышленных запасов вынуждает вводить в эксплуатацию месторождения с маломощными продуктивными пластами, высоковязкими нефтями и битумами, ранее считавшиеся не перспективными. В таких условиях для достижения приемлемых текущих дебитов, конечной нефтеотдачи и себестоимости, являющихся важнейшими критериями в нефтедобыче, становится совершенно необходимым переход к горизонтальным скважинам (ГС). Применение ГС позволяет уменьшить количество скважин, весьма существенно улучшить дренирование пластов, включить в эксплуатацию оставшиеся линзы нефти, повысить эффективность обработок призабойной зоны скважины за счет ее расширения.

Профиль горизонтальных скважин состоит из двух сопряженных между собой частей: направляющей и горизонтальной. При проектировании горизонтальных скважин используют только J-образный тип профиля. По величине радиуса кривизны ствола различают три типа профиля горизонтальной скважины: с большим, средним и малым радиусами.

Горизонтальные скважины с большим (более 190 м) радиусом кривизны могут быть реализованы при кустовом способе бурения на суше и море, а также при бурении отдельных скважин с большим отклонением от вертикали при длине горизонтального участка 600-1500 м. При строительстве данных скважин используются стандартные техника и технология наклонно направленного бурения, позволяющие получить максимальную интенсивность искривления 0,7…2,0° на 10 м проходки.

Горизонтальные профили скважин со средним радиусом искривления (60-190 м) применяются как при строительстве новых одиночных скважин, так и для восстановления продуктивности старых эксплуатационных скважин. При этом максимальная интенсивность искривления скважины находится в пределах 3 . 10° на 10 м проходки при длине горизонтального участка 450-900 м. Такие скважины наиболее экономичны, т.к. имеют значительно меньшую длину ствола по сравнению со скважинами с большим радиусом, обеспечивают более точное попадание ствола в заданную точку на поверхности продуктивного горизонта. Это особенно важно при разбуривании маломощных нефтяных и газовых пластов.

Горизонтальные скважины с малым радиусом кривизны эффективны при разбуривании месторождений, находящихся на поздней стадии эксплуатации. Профиль скважины с малым радиусом искривления позволяет разместить насосное оборудование в вертикальном участке скважины и обеспечить наиболее точное попадание в заданную точку поверхности продуктивного горизонта. Малыми радиусами кривизны считаются радиусы от 10 до 30 м, при которых интенсивность искривления составляет 1,1-2,5° на 1 м (11-25° на 10 проходки). Длина горизонтального участка составляет в таких скважинах 90-250 м.

В России же преимущественно строят профили с большим и средним радиусами кривизны.

Кроме горизонтальных скважин в последние годы начали применять многозабойные скважины (МЗС), состоящие из вертикального ствола с разветвленной системой горизонтальных, полого-наклонных или волнообразных ответвлений, служащих дополнительными каналами, по которым нефть или битум поступают в основной ствол. Число ответвлений на сегодняшний день выполняется от 2 до 11. Основная задача МЗС — получение максимальных текущих и накопленных отборов нефти. По классификации ВНИИ-нефть МЗС подразделяется на следующие типы:

- с горизонтальными и полого-наклонными стволами, пробуренными из основного ствола; многоярусные;

- радиальные, в которых из одного горизонтального ствола бурится система радиальных стволов.

КЛАССИФИКАЦИЯ СКВАЖИН ПО ЭКСПЛУАТАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКИМ КРИТЕРИЯМ

На промыслах принято распределять скважины на две категории по составу и свойствам их продукции, а также по профилю ствола скважины:

1) нормальные;

2) скважины с осложненными условиями.

К нормальным относят вертикальные скважины с практическим отсутствием влияния газа на работу насоса, с содержанием в откачиваемой жидкости механических примесей (песка, глины, продуктов износа) не более 1,3 г/л и вязкости добываемой жидкости до 30 мПа с. При этом термин «вертикальная скважина» является условным, т.к. практически любая скважина имеет искривления как вертикальной плоскости (зенитные), так и (или) в горизонтальной (по азимуту). В ряде случаев для отнесения скважин к категории «нормальных» кроме указанных предъявляются дополнительные требования: обводненность продукции - не более 50%; минерализация - не более 10 г/л, отсутствие или незначительность отложений солей и парафинов на узлах подземного оборудования.

Если параметры скважины и ее продукции не соответствуют вышеперечисленным критериям, то это скважина с осложненными условиями. При этом в зависимости от наиболее значительно осложняющего эксплуатацию фактора, скважины делятся на «песочные», «газовые», «коррозионные», «солеотлагающие», с жидкостью повышенной вязкости (30 .60 мПа с), высоковязкие (более 60 мПас), с неньютоновскими жидкостями, битумные.

Широко используется также классификация скважин по глубине и по подаче.

По глубине (по высоте подъема жидкости) скважины условно делят на мелкие (до 500 м), средние (500-1500 м), глубокие (1500-2500 м) и сверхглубокие (более 2500 м). По подаче - на малодебитные (до 5 м3/сут), среднедебитные (5-100 м3/сут) и высокодебитные (более 100м3/сут).

В зависимости от степени осложняющего влияния того или иного фактора или их сочетания выбирают соответствующий способ и оборудование для эксплуатации. При этом кроме критерия техно- логической пригодности способа эксплуатации учитывается экономическая оправданность.

110. Способы вскрытия пласта
Современные способы вскрытия пласта характеризуются двумя основными факторами: разрушением горной породы и удалением продуктов разрушения. Наиболее распространенный способ бурения — вращательный с промывкой. В качестве промывочной жидкости используют различные растворы, причем наилучшей промывочной жидкостью считается та, которая не снижает проницаемости призабойной зоны или минимально искажает фильтрационные свойства пласта и требует недлительных и несложных работ по его освоению.
Наиболее широкое распространение в промысловой практике при вторичном вскрытии пласта получили кумулятивная и гидропескоструйная перфорации, вскрытие продуктивных пластов открытым забоем, гидравлический разрыв пласта и всевозможные химические воздействия на продуктивные пласты (солянокислотные обработки (СКО), термогазохимическое воздействие (ТГХВ) и др.)

Гидропескоструйная перфорация - метод вторичного вскрытия пласта, осуществляющийся за счёт использования абразивного и гидромониторного воздействия на преграду высокоскоростных жидкостных струй, выходящих с большой скоростью из насадок перфоратора.

Вторичное вскрытие в подавляющем большинстве случаев производится пулевыми перфораторами типа ПК.

Продуктивный пласт многократно подвергается воздействию бурового раствора как на стадии ведения поисковых и разведочных работ, так и в процессе разбуривания залежи, а затем и в продолжение всего периода эксплуатации, вплоть до полной выработки пласта.

Под первичным вскрытием условимся понимать комплекс работ, связанных с разбуриванием продуктивного пласта и обеспечением устойчивости ствола скважины в нем. Существуют несколько способов первичного вскрытия.

При одном способе к первичному вскрытию пласта приступают после того, как скважина закреплена до кровли его эксплуатационной обсадной колонной и зацементирована. После разбуривания всей (или части) толщины продуктивного пласта ствол оставляют открытым, получают приток пластовой жидкости и скважину сдают заказчику для эксплуатации.

Другой способ первичного вскрытия отличается от рассмотренного тем, что ствол скважины в продуктивном пласте укрепляют специальным фильтром, но не цементируют. Этот способ можно использовать для вскрытия слабосцементированных коллекторов. В остальном область применения ограничена теми же условиями, что и предыдущего. По сравнению с первым здесь несколько больше расход обсадных труб.

Наиболее широко распространен способ - где продуктивный пласт разбуривают, не перекрывая предварительно вышележащую толщу пород обсадными трубами. Пробурив скважину в продуктивном пласте, укрепляют ее эксплуатационной колонной и цементируют. В дальнейшем, используя один из способов вторичного вскрытия, в эксплуатационной колонне и цементном камне пробивают отверстия, через которые пластовая жидкость может притекать в скважину.

Иногда, чтобы предотвратить загрязнение продуктивного пласта тампонажным раствором, применяют способ вскрытия. От предыдущего он отличается тем, что нижний участок эксплуатационной колонны составляют из труб с заранее профрезерованными щелями и цементируют скважину лишь выше кровли продуктивного пласта.

До начала разбуривания продуктивного пласта расположенную выше него толщу пород укрепляют обсадной колонной и заколонное пространство цементируют. После разбуривания пласта скважину закрепляют потайной обсадной колонной и цементируют. Затем с помощью одного из способов вторичного вскрытия в колонне и цементном камне пробивают отверстия, по которым может притекать пластовая жидкость.

От чистоты и качества вскрытия полностью зависит уровень начального дебита, длительность эффективной эксплуатации скважины и коэффициент нефтеизвлечения в период разработки месторождения.


perechen-pokazatelej-dlya-ocenki-effektivnosti-deyatelnosti-organov-mestnogo-samoupravleniya-gorodskih-okrugov-i-municipalnih-rajonov.html
perechen-posobij-rekomendovannih-k-programme.html
    PR.RU™