- •1.Общие сведения о нефтегазовых операциях.
- •2. Способы бурения скважин.
- •3. Классификация скважин
- •1. Назначение и состав бурильной колонны.
- •2. Цели и способы бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин
- •3. Кустовые размещение скважин.
- •4.Многозабойные и многоярусные скважины.
- •1. Горные породы, слагающие разрез нефтяных и газовых месторождений.
- •2.Механические свойства горных пород.
- •3.Классификация породоразрушающих инструментов.
- •1. Долото для бурения сплошным забоем и с отбором керна
- •Породоразрушающий инструмент для отбора керна
- •2. Снаряды для колонкового бурения.
- •3. Буровые долота специального назначения.
- •1. Буровые установки для глубокого бурения на нефть и газ, основные характеристики и классификация.
- •2. Приводы буровых установок.
- •1. Оборудование для вращательного бурения и спускоподъемных операций.
- •Параметры и комплектность циркуляционных систем
- •3. Противовыбросовое оборудование.
- •1. Особенности разработки морских месторождений нефти и газа.
- •2. Инженерно-геологические изыскания.
- •3. Искусственные острова.
- •1. Функций бурового раствора.
- •2. Требования к буровым растворам.
- •3. Типы и рецептуры буровых растворов.
- •1. Функция и режимы промывки скважин.
- •2. Требования к режиму промывки скважин.
- •3. Расчет режимов промывки скважин.
- •1. Система подготовки бурового раствора.
- •2. Регулирование содержания и состава твердой фазы в буровом растворе.
- •3. Средства контроля и управления процессом промывки скважин.
- •1. Понятие о режимах бурения его параметрах и показателях работ долот.
- •2. Влияния параметров режима бурения на механическую скорость проходка нового долота.
- •1. Влияния параметров режима бурения на износ долота и показатели его работы. Х
- •2. Специфические особенности режимов вращательного бурения. Х
- •3. Рациональная отработка долот.
- •1. Воздействие промывочной жидкости на продуктивный пласт.
- •2. Способы первичного вскрытия продуктивных пластов. Х
- •3. Технология опробования перспективных горизонтов.
- •2. Цели и способы крепления скважин.
- •3.Принципы проектирования конструкции скважины.
- •1. Обсадные трубы и их соединения. Условия работы обсадной колонны в скважине.
- •2. Принципы расчета обсадных колонн.
- •3 Задача и способы цементирования скважин.
- •1. Подготовка скважин к освоению.
- •2. Вторичное вскрытие продуктивного пласта перфорацией.
- •3. Виды перфорации и их эффективность.
- •1. Классификация осложнений.
- •2. Поглощение промывочной жидкости и тампонажного раствора.
- •1. Причины, виды аварий и меры по их предупреждению.
- •2 Ловильный инструмент и работа с ним.
- •1. Информационное обеспечение процесса бурения с применением компьютерной техники и спутниковой связи.
- •1.Приборы и аппаратура для контроля параметров режима бурения.
- •1. Телеметрические системы контроля забойных параметров.
- •1. Физические и тепловые свойства горных пород.
- •Тепловые свойства горных пород
- •Коэффициент линейного расширения пород уменьшается с ростом плотности минералов.
- •2. Состав и физические свойства природных газов и нефти.
- •1. Фазовое состояние углеводородных систем. Х
- •Фазовые переходы в нефти, воде и газе
- •2. Пластовые воды и их физические свойства.
- •3. Молекулярно-поверхностные свойства системы «нефть-газ вода порода».
- •Источники пластовой энергии
- •Силы, действующие в залежи
- •Поверхностные явления при фильтрации пластовых жидкостей и причины нарушения закона дарси
- •Общая схема вытеснения из пласта нефти водой и газом
- •Нефтеотдача пластов при различных условиях дренирования залежи
- •Роль капиллярных процессов при вытеснении нефти водой из пористых сред
- •Зависимость нефтеотдачи от скорости вытеснения нефти водой
- •1. Породы коллекторы, их фильтрационные свойства
- •Линейная фильтрация нефти и газа в пористой среде
- •1.. Нефте-, газо-, водонасыщенность коллекторов.
- •2. Пластовые нефти и газы.
- •1. Газоконденсаты и газогидраты.
- •1. Цели искусственного воздействия на пласт.
- •2. Методы воздействия на пласт с целью интенсификации добычи нефти.
- •1. Классификация способов воздействия на призабойную зону скважин.
- •С карбонатом:
- •Физико-химические методы воздействия на призабойную зону пласта
- •Тепловые методы воздействия на пласт
- •Механические методы воздействия на пласт
- •1. Стадии разработки месторождения.
- •2. Способы эксплуатации скважин.
- •1. Фонтанный способ эксплуатации
- •2. Условия фонтанирования и возможные методы его продления.
- •3. Погружные электроцентробежные насосные установки и их классификация
- •1. Фонтанная арматура.
- •2. Запорные устройства фонтанной арматуры.
- •1. Манифольд фонтанных скважин.
- •2. Состав оборудования при газлифтной эксплуатации скважин.
- •2. Станки качалки.
- •2. Учет продукции скважины
- •1. Промысловые трубопроводы.
- •2. Сепарация нефти.
- •1. Подготовка нефти на месторождениях.
- •2. Нефтяные резервуары.
- •1.Исследование скважин и обоснование технологического режима эксплуатации.
- •1. Сбор и подготовка газа на промысле
- •1. Сезонная и суточная неравномерность потребления газа.
- •2. Цели и преимущества подземного хранения газа.
- •2. Хранение газа в истощенных или частично выработанных газовых и газоконденсатных месторождениях.
- •1. Подземное хранение газа в водоносных структурах.
2. Способы первичного вскрытия продуктивных пластов. Х
Разработка схемы вскрытия продуктивного пласта и рациональной технологии должна преследовать одну из наиболее важных целей — устранение (по возможности более полное) факторов, вызывающих существенное ухудшение проницаемости породы-коллектора против первоначальной в естественном залегании.
Существует три варианта крепления скважины в интервале продуктивного объекта (рис. 11.2). При выборе наиболее рационального варианта учитываются особенности строения продуктивной зоны, тип кол\ектора и его классификационная принадлежность, физико-геологические особенности продуктивного пласта (прежде всего, его эффективная пористость и проницаемость), ожидаемое пластовое давление, опыт вскрытия продуктивной зоны в соседних скважинах и т.п.
Рис. 11.2. Типовые конструкции скважин в интервале продуктивного горизонта
По первому варианту (рис. 11.2, а, б) ствол скважины добуривается до кровли продуктивного пласта и перекрывается промежуточной обсадной колонной с последующим ее цементированием. После ее испытания на герметичность вскрывают продуктивный пласт. В зависимости от устойчивости стенок ствола скважины и типа коллектора вскрытый интервал продуктивного пласта или не закрепляют (см. рис. 11.2, а), или закрепляют потайной колонной в виде перфорированных трубы или фильтров (см. рис. 11.2, б). Первый вариант обладает рядом преимуществ, которые позволяют его рекомендовать для использования в продуктивных пластах с низкой пористостью и проницаемостью и при низком и среднем пластовом давлении. В плотных устойчивых породах в интервале продуктивного пласта ствол скважины может не закрепляться обсадной колонной, т.е. может оставаться открытым.
К недостаткам первого варианта можно отнести непригодность для использования в залежах с много пластовым строением; некоторая ограниченность протяженности вскрываемого интервала продуктивного горизонта при необходимости установки фильтра (10—12 м); затрудненность борьбы с подошвенной водой, поэтому необходимы достаточно точные сведения о строении пласта и близости подошвенных вод.
Поэтому область применения первого варианта ограничивается однопластовой залежью в интервалах, где водонефтяной контакт находится значительно ниже забоя скважины. В случае, если в залежи имеется газовая шапка над нефтью или водоносный пласт в кровле продуктивного, то башмак промежуточной колонны может быть несколько заглублен в продуктивный пласт.
Второй вариант (рис. 11.2, в) предусматривает вскрытие продуктивного пласта сразу после прохождения кровли и спуск эксплуатационной колонны, оснащенной фильтром в интервале продуктивного пласта. Обсадную колонну цементируют выше кровли по методу манжетной заливки.
При этом несколько улучшаются условия вскрытия продуктивного пласта по сравнению с первым, так как второй вариант не позволяет применять специальные способы бурения в продуктивном пласте и подбирать свойства бурового раствора, исходя только из характеристик и свойств продуктивного пласта. Таким образом, второй вариант может быть успешно применен при вскрытии однопластовой залежи с хорошо известными геолого-литологическими условиями и при отсутствии подошвенных вод.
По третьему варианту (рис. 11.2, г) продуктивный пласт или всю многопластовую залежь вскрывают на полную мощность, затем спускают эксплуатационную колонну и цементируют. В этом случае для создания гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом в интервале его залегания обсадную колонну и находящийся за ней цементный камень перфорируют. Несмотря на существенные недостатки, третий вариант наиболее распространен в нашей стране.
Основные недостатки третьего варианта состоят в следующем:
1) при разбуривании много пластовой залежи верхние вскрытые продуктивные пласты подвергаются длительному отрицательному воздействию бурового раствора который может проникнуть в них на значительную глубину и образовать мощную ПЗП;
2) при цементировании эксплуатационной колонны продуктивные пласты оказываются в непосредственном контакте с тампонажным раствором, который может существенно повлиять на проницаемость коллектора в приствольной его части;
3) перфорация обсадной колонны в скважинных условиях, как правило, не позволяет достичь равномерного распределения отверстий в колонне на протяжении всего выбранного интервала, что оказывает существенное влияние на дренирование продуктивного пласта К тому же на эффективность перфорации влияет неравномерное распределение цементного камня за колонной. На участках, где толщина цементного камня значительна, перфорационные каналы могут не достичь коллектора, и тогда они не будут участвовать в поступлении пластового флюида в скважину.
В целом применение третьего варианта требует значительной пластовой энергии. Он может быть рекомендован для вскрытия много пластовых залежей с высоким пластовым давлением, с близким расположением пластовых вод и позволяет разрабатывать пласты много пластовой залежи последовательно снизу вверх.
Если такие вопросы, как разобщение продуктивных и водоносных горизонтов, изоляция подошвенных вод, обеспечение наилучших условий дренирования продуктивного пласта, обеспечение благоприятных условий в стволе скважины при вскрытии продуктивного пласта, защита его от вредного влияния тампонажного раствора, решаются выбором соответствующего варианта конструкции скважины в интервале продуктивного горизонта, то реализация требования сохранения естественных колгекторских свойств продуктивного пласта в процессе его вскрытия обеспечивается в первую очередь правильным выбором технологии бурения.
Как было показано выше, на ухудшение проницаемости продуктивного пласта в ПЗП решающее влияние оказывают следующие факторы: состав и количество фильтрата, проникающего через стенки ствола скважины в продуктивный пласт; состав и реологические свойства бурового раствора, попадающего в продуктивный пласт по трещинам и крупным каналам; дифференциальное давление (статическое и динамическое), как фактор, определяющий интенсивность фильтрации через стенки ствола скважины.
Состав фильтрата, поступающего в продуктивный пласт, определяется дисперсионной средой бурового раствора. Из бурового раствора на водной основе и нефтеэмульсионного раствора фильтруется вода.
Инвертно-эмульсионные растворы и буровые растворы на нефтяной основе в продуктивный пласт выделяют нефть (или нефтепродукт основы), которая не изменяет его проницаемости и в нефтяном пласте не образует эмульсий, а глинистая корка на стенках ствола скважины легко размывается пластовой нефтью при ее отборе и не препятствует ее поступлению в ствол.
В начальный момент вскрытия до образования корки в продуктивный пласт проникает не только фильтрат, но и глинистый раствор, вносящий в ПЗП тонкодисперсную глину и частицы шлама.
Интенсивность фильтрации и формирования ПЗП зависит не только от показателя фильтрации бурового раствора, но и от репрессии на пласт, т.е. избыточного дифференциального давления бурового раствора у стенки ствола в интервале продуктивного горизонта. Различают статическую и динамическую репрессии на пласт.
Статическая репрессия может быть вычислена по формуле
(11.8)
где Нпл— глубина залегания кровли пласта, м.
Существенного повышения качества вскрытия продуктивного пласта достигают при минимальной репрессии на пласт (технология бурения на равновесии) или даже с некоторой депрессией. Имеются примеры из практики, когда при бурении депрессия достигала 3,5 МПа. При вскрытии пластов с очень низким пластовым давлением за рубежом используют ударно-канатное бурение без циркуляции. Ударно-канатный способ применяли для вскрытия продуктивного горизонта на глубинах около 3000 м.