- •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.
3. Технология опробования перспективных горизонтов.
Нефть или газ добывают из залежи. Так как подавляющее большинство известных месторождений нефти и газа приурочено к породам осадочного комплекса, то наиболее распространенной формой залежи является продуктивный пласт. Продуктивным называется пласт, из которого при существующих методах экономически целесообразно добывать нефть (газ) в промышленных масштабах. Порода, слагающая продуктивный пласт и насыщенная нефтью (газом), называется коллектором.
Для того чтобы вмещать нефть (газ) и выделять их в достаточных количествах в скважину, вскрывшую нефтегазовую залежь, порода-коллектор должна обладать определенными свойствами. Наиболее важными ее характеристиками являются пористость (трещиноватость) и проницаемость.
Пористость, как и трещиноватость, — текстурный признак горной породы. Под пористостью следует понимать парагенетические нарушения сплошности минерального каркаса горной породы, выражающиеся в наличии множественных зазоров между минеральными зернами или их агрегатами.
По систематизации, предложенной И.М. Губкиным, в зависимости от размеров поры подразделяются на сверхкапиллярные (диаметр более 0,5 мм), капиллярные (диаметр от 0,5 мм до 2 мкм) и субкапиллярные (диаметр менее 2 мкм). Совокупность пор образует норовое пространство, форма которого зависит от формы и размера отдельных пор и их взаимосвязи. Пористость определяет свободную емкость горной породы и ее способность вмещать жидкие и газообразные агенты. Коллекторские свойства горной породы зависят от структуры норового пространства.
Принято различать три вида пористости: абсолютную, или физическую; эффективную и динамическую.
Под абсолютной пористостью понимают суммарный объем всех пустот (пор) в горной породе. Эффективная пористость включает объем только тех пор, которые сообщаются между собой и в связи с этим могут служить норовыми каналами для перетока (фильтрации) жидкости или газа. Динамическая пористость — характеристика нефтесодержащей породы, она оценивается по объему свободной жидкости в порах, способной к замещению.
Количественной характеристикой абсолютной и эффективной пористости являются коэффициенты пористости. Коэффициенты абсолютной пористости выражают отношение (в %) суммарного объема пор к объему породы:
.
Коэффициент эффективной пористости равен отношению (в %) эффективного объема пор к объему породы:
Значение коэффициента абсолютной пористости продуктивных пластов колеблется в весьма широких пределах (от 5 до 40 %). Теоретическая абсолютная пористость имитированного грунта, сложенного из шаров одинакового диаметра, может достигать 47,6 %. Эффективная пористость всегда ниже абсолютной.
Под трещиноватостью горной породы следует понимать интенсивность развития трещин в массиве (или выделенном
объеме) горной породы. Трещиной называется плоский разрыв сплошности среды. Количественную оценку трещиноватости горной породы можно проводить по отношению одного из показателей трещин (количество, их длина и т.п.) к единице длины, площади или объема горной породы. При определении пористости горной породы трещиноватость может учитываться единым показателем — коэффициентом пористости.
Проницаемость горной породы — это физическое ее свойство, выражающееся в способности пропускать под действием перепада давления жидкость или газ без нарушения минерального каркаса. С проницаемостью горной породы связано явление фильтрации, т.е. перемещение жидкости или газа в пористой среде по поровым каналам, образованным сообщающимися между собой порами или трещинами. Принято различать проницаемость абсолютную, эффективную и относительную. Абсолютная проницаемость — это физическое свойство экстрагированной и высушенной породы, выражающееся в способности пропускать газ. Эффективная (фазовая) проницаемость — это способность пористой среды пропускать через себя одну из фаз (жидкость, газ) при многофазном заполнении. Относительная проницаемость определяется как отношение эффективной проницаемости для нефти, воды или газа к абсолютной.
Количественно проницаемость оценивается коэффициентом проницаемости кп_, который в формуле Дарси выражает характер зависимости скорости фильтрации от градиента перепада давления:
где 𝛍— вязкость фильтрующегося флюида.
Коэффициент проницаемости имеет размерность площади (м2).
Проницаемость горной породы зависит как от размеров пор, так и от состава и свойств фильтрующихся сред, которые определяют характер и интенсивность их взаимодействия с породой. По каналам, образованным с верх капиллярными порами, жидкость может свободно перемещаться. Движение жидкости и газа по капиллярным каналам в значительной степени подвержено действию поверхностных сил на контакте жидкость — порода. В породах с субкапиллярными порами сказывается определяющее влияние молекулярных сил и жидкость остается неподвижной. В связи с этим осадочные породы делятся на проницаемые, полупроницаемые и практически непроницаемые. Проницаемые породы имеют эффективную пористость выше 20 % и коэффициент проницаемости от сотых долей до нескольких квадратных микрометров. В полупроницаемых породах большая часть пор имеет субкапиллярные размеры. Коэффициент проницаемости для них находится в пределах (0,1 — 10)103мкм2. Практически непроницаемые породы имеют субкапиллярную и закрытую пористость и проницаемость ниже 0,1 • 103мкм".
Чтобы пласт можно было отнести к продуктивным, порода-коллектор должна иметь промышленные запасы и обеспечивать промышленную нефтегазоотдачу. Удельное содержание полезного ископаемого [нефти или газа) зависит от многих факторов, и в том числе от пористости породы, а нефте-газоотдача — в первую очередь от проницаемости породы и энергии пласта. Считается, что эффективная пористость породы-коллектора промышленного пласта должна быть выше 5 %, а проницаемость — не ниже 1 * 10'3мкм2. По величине эффективной пористости породы могут быть подразделены (по И.О. Броду) на коллекторы: большой емкости (эффективная пористость выше 15 %), средней емкости (эффективная пористость от 5 до 15 %), малой емкости (эффективная пористость ниже 5%). Проницаемость средних пород-корллекторов находится в пределах от 5*103до 1 мкм".
Контрольные вопросы:
1.Что такое заканчивание скважин?
2. Что такое пористость?
3. Сколько существует схем вскрытия продуктивных пластов?
Литература
!. Ангелопуло О.К., Подгорное В.М., Аваков В.Э. Буровые растворы для осложненных условий,— М.: Недра 1988.
2. Аскеров Л1.Л1.,Сулейманов А.Б. Ремонт скважин: Справ, пособие. — М: Недра 1993.
3. Броун СИ. Нефть, газ и эргономика. — М.: Недра. 1988.
4. Броун СИ. Охрана труда в бурении. — М.: Недра. 1981
5. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению: В 3 т.: 2-е изд.. пере раб. и доп. — М: Недра 1993—1995. — Т. 1—3.
6. Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважине. - М: Недра. 1990.
7. Варламов П.С Испытатели пластов многоциклового действия. — М.: Недра. 19В2.
8. Геолого-технологические исследованин в процессе бурения. РД 39-0147716-102-В?. - Уфа: ВНИИпромгеофизика. 1997.
9. Геолого-технологические исследования скважин / ЛМ. Чекалик, АС. Моисеенко. А.Ф. Шакиров и др. — М.: Недра 1993.
Лекция 14
Тема: .
План:1. Технология опробования перспективных горизонтов.
2. Цели и способы крепления скважин.
3.Принципы проектирования конструкции скважины.
1. Технология опробования перспективных горизонтов.
Для оценки промышленной нефтегазоносности вскрытого скважиной геологического разреза проводит специальные исследования, объем и методы которых зависят от целевого назначения скважины. Эти исследования направлены на решение следующих задач: определение нефтегазоносности отдельных интервалов и предварительную оценку их промышленной значимости, получение достоверных данных для подсчета запасов и последующего проектирования системы разработки месторождений, определение эксплуатационных характеристик пласта.
Для оценки продуктивности разреза применяю! косвенные и прямые методы. Косвенные методы позволяют получить характеристики, косвенным образом указывающие на присутствие нефти или газа в исследованном интервале. К косвенным методам относят оперативный геологический контроль в процессе бурения и геофизические методы исследования в скважине.Прямые методы базируются на непосредственных свидетельствах о присутствии нефти или газа (отбор пробы, получение притока и т.д.). Прямые методы требуют вызова притока нефти или газа из пласта.
Наиболее полную информацию об исследуемых нефтегазовых объектах можно получить при использовании прямых методов, т.е. основанных на вызове притока из пласта. В задачу исследования прямым методом входят такие вопросы, как выявление возможности получении притока нефти или газа из исследуемого объекта, отбор проб пластовой жидкости для изучения ее состава и свойств, установления соотношения компонентов в пластовом флюиде, оценка возможного дебита из исследуемого объекта, измерение пластового давлении, получение исходных данных для первоначальной оценки коллекторских свойств объекта, вскрытого скважиной.
В группе прямых методов выделяют стационарные и экс пресс-методы. Стационарные методы предполагают, что исследование проводят на установившемся режиме фильтрации. Например, метод пробной эксплуатации предусматривает наблюдения в течение длительного времени (до 1 мес и более), при использовании метода установившихся отборов наблюдение и измерения проводят на нескольких режимах, доведенных до стабилизации притока, позволяют получить характеристику пласта и эксплуатационных возможностей скважины.
Исследования по экспресс-методу требуют значительно меньше времени. В его основе лежит контроль за восстановлением давления в ограниченном объеме, сообщающемся с продуктивным пластом после вызова притока из него.
Иногда для малодебитных скважин применяют экспресс-метод исследования на приток, когда его контролируют по восстановлению предварительно сниженного уровня жидкости в скважине.
По технологии, применяемым техническим средствам и объему получаемой информации исследования по экс пресс-метод у можно подразделить на испытание и опробование.
Задача опробования — вызвать приток флюида из пласта, отобрать его пробу дли анализа, определить свободный дебит скважины. При проведении испытаний ставятся более широкие задачи.
Практикуют два метода испытания скважин: «снизу вверх» и «сверху вниз».
При использовании метода «снизу вверх» скважину доводят до проектной глубины, закрепляют обсадной колонной и цементной оболочкой за ней. Испытания начинают с нижнего объекта, для чего обсадную колонну против этого пласта перфорируют, осуществляют вызов притока, отбирают пробы пластовой жидкости и проводят необходимые измерения. После завершения испытания нижнего объекта устанавливают цементный мост или резиновый тампон выше перфорированного участка, рассчитанный на перепад давления до 25 МПа. Затем перфорируют обсадную колонну напротив выше расположенного объекта, испытывают его и переходят к следующему объекту, перемещаясь вверх. Отсюда и название метода «снизу вверх».
Этот метод продолжают применять в настоящее время, хотя он имеет существенные недостатки: загрязняются в открытом стволе пройденные при добуривании скважины пласты; возможны искажение результатов исследования, а иногда и пропуски продуктивных горизонтов с низким пластовым давлением; необходимо спускать и цементировать обсадную колонну для разобщения опробуемых объектов.
Для устранения отмеченных недостатков созданы специальные измерительные инструменты, которые позволяют опробовать и испытать каждый объект в открытом стволе скважины сразу же после вскрытия. С созданием таких инструментов появился новый способ, получивший название метода «сверху вниз».
Для его реализации используют различные глубинные инструменты, которые по конструктивному исполнению, особенностям применения и назначению можно условно разделить на три типа: 1) пласто испытатели, спускаемые в скважину на колонне труб; 2) аппараты, сбрасываемые внутрь колонны бурильных труб сразу после вскрытия бурением намеченною объекта; 3) аппараты, спускаемые в скважину на каротажном кабеле.
Наиболее полную информацию об исследуемом пласте получают с помощью пласто испытателя на колонне труб. Аппараты второго и третьего типов позволяют выполнить лишь опробование пласта, поэтому их обычно называют опробователями.
Сбрасываемый внутрь бурильной колонны опробователь позволяет вызывать приток сразу после вскрытия продуктивного пласта и отбирать пробу пластовой жидкости. Для этого над долотом устанавливают специальное пакерующее устройство, которое при промывке скважины не препятствует циркуляции бурового раствора по затрубному кольцевому зазору (рис. 10.1, этан /).
После спуска опробователя в пакерующее устройство открываются каналы, по которым буровой раствор под давлением подается под паке-рующий элемент и вызывает ею расширение вплоть до полного контакта со стенками ствола скважины и перекрытия кольцевою зазора; происходит изоляции призабойной зоны скважины от остального ствола (рис. 10.1, этап //). С повышением давлении внутри бурильной колонны открывается клапан в опробователе и давление в подпакерной зоне резко понижается, в результате чего пластовый флюид проникает в скважину (рис. 10.1, этап III) и попадает в опробователь. Одновременно регистрирующим манометром записывается кривая восстановлении давлении.
По истечении времени, отъеденною для опробования пласта, давление в бурильной колонне снижают, в результате чего закрывается клапан в опробователе и пакер постепенно возвращается в исходное положение. Опробователь захватывают овершотом и поднимают с помощью каната на поверхность. Иногда его извлекают на поверхность вместе с бурильной колонной.
Опробователь, спускаемый на каротажном кабеле, применяют тогда, когда необходимо исследовать пласт на отдельных уровнях, например, для оценки изменения проницаемости пласт по мощности, для определения положения границы пластовой воды и нефти и т.п.
Рис. 10.1. Этапы (/-///) работы опро-бо в а теля, сбрасываемою внутрь бурильной колонны:
1 — шлипсовая головка; 2 — грунто-носка; 3 — седло запорного устройства;4 — впускное окно; 5 — отсекатель; б — пакерующее устройство; 7 — нижнее седло опробователя;8 — впускной клапан;9 — долото
Из экспресс-методов, применяемых при исследованиях в скважине, наиболее распространен способ с использованием испытателя пластов, спускаемого на колонне труб.
Его применяют дли испытания объектов сразу после их вскрытия, и поэтому при соблюдении правильной технологии испытания он позволяет получить наиболее достоверную оценку незагрязненного буровым раствором пласта.
Испытатель пластов применяют и в обсаженных скважинах, в частности, при испытании пластов с низким пластовым давлением, для очистки призабойной зоны, дли испытания обсадных колонн на герметичность и выявления в них участков нарушения герметичности и при других работах, когда в ограниченном объеме ствола скважины надо создать депрессию.
Современный пласто испытатель включает инструменты, аппараты и приборы, скомпонованные воедино дли выполнения функций, необходимых при испытании пласта и проведении измерений. Такой испытатель называют комплектом испытательных инструментов (КИИ). Применяющиеся в настоящее время комплекты пласт о испытателей разработаны совместно Грозненским и Уфимским нефтяными научно-исследовательскими институтами и носят название КИИ — ГрозУфНИИ. Имеется несколько типоразмеров пластоиспытателей, которые охватываю! весь диапазон диаметров скважин от 76 до 295,3 мм