Заключение
В настоящем пособии кратко рассматривается лишь ограниченный круг вопросов, связанный с породами-коллекторами нефти и газа - основные свойства, петрографические признаки, некоторые классификации. Большое количество последних свидетельствует о разностороннем подходе к изучению коллекторов (петрографическом, генетическом, емкостно-фильтрационном и др.) и сложности самого объекта исследований.
Следует признать, что до сих пор не разработана систематика пород-коллекторов, основанная на анализе зависимостей между структурно-текстурными и фильтрационно-емкостными параметрами, не всегда удается достаточно надежно увязывать характер пористого пространства с определенными геологическими процессами и стадиями литогенеза.
Изложенные принципы типизации терригенных и карбонатных коллекторов и простейшие приемы их петрографического определения - это первый шаг в освоении сложного вопроса изучения и прогноза природных резервуаров нефти и газа.
2. Скважина, ее основные характеристики. Условия проведения ГИС в скважинах. Воздействие промывочной жидкости на горные породы. Закономерности изменения диаметра скважины в различных породах.
Скважина — горная выработка круглого сечения, пробуренная с поверхности земли или с подземной выработки без доступа человека к забою под любым углом кгоризонту, диаметр которой много меньше ее глубины. Бурение скважин проводят с помощью специального бурового оборудования
Различают вертикальные, горизонтальные, наклонные скважины. Начало скважины называется её устьем, дно — забоем, внутренняя боковая поверхность — стенками.Диаметры скважин колеблются от 25 мм до 3 м. Скважины могут иметь боковые стволы (БС), в том числе горизонтальные (БГС).
Характеристики скважин на воду
Скважины на воду, как видно из других страниц этого сайта бывают нескольких типов:
Артезианская скважина
Скважина на песок. Бывает ручного бурения и машинного.
Абиссинский колодец, другие названия – забивная скважина, скважина-игла, абиссинская скважина.
Эти скважины имеют различные характеристики. Перечислим основные характеристики, которые присущи скважинам на воду:
Глубина скважин. От этого параметра напрямую зависит стоимость скважины. Различные водоносные пласты можно найти на различной глубине. Артезианские воды есть везде (по крайней мере в России), только на разной глубине, песчаную скважину и абиссинский колодец можно сделать не везде. Стоимость бурения определяется глубиной скважины, умноженной на стоимость метра бурения.
Производительность скважины. Это то количество воды, которое можно выкачать из скважины за 1 час. Наибольшей производительностью обладают артезианские скважины.
Срок службы. Также очень важный показатель. Скважины различных видов имеют различный срок службы. Наибольший срок службы у артезианских скважин.
Качество воды. Это степень чистоты воды. Загрязнения в воде бывают минеральные и органические. Минеральный состав воды отличен от дистиллированной воды. Хорошая питьевая вода имеет в своем составе растворенные соли, которые придают воде приятный вкус, полезны для организма, для орошения растений. Но иногда бывает повышенное содержание некоторых веществ. Основной бич воды в Подмосковье (не везде) – это растворенное двухвалентное железо Fe++, которое на воздухе переходит в трехвалентное Fe+++ и выпадает в осадок. В результате вода буреет, выпадает хлопьевидный осадок. Вода из такого источника требует специального фильтра-обезжелезивателя. Марганец – повышенное содержание марганца негативно сказывается на качестве воды – в воде образуется неприятный запах и появляется специфический цвет. Соли жесткости – обусловлены содержанием в воде солей кальция и магния. Повышенная жесткость вызывает образование накипи в стиральных машинках, в чайниках. Органические загрязнения – это наличие бактерий, органических остатков. Вода может быть мутная. Органические загрязнения, превышающие допустимые нормы приводят к неприятному запаху воды, в крайних случаях ведут к инфекционным заболеваниям желудочно-кишечного тракта.
Рассмотрим более подробно характеристики каждого вида скважин.
Артезианская скважина
Глубина.
Эти скважины обладают обычно значительной глубиной. В Московской области она колеблется от 35 до 250 метров, в зависимости от местности. Именно глубина делает артезианские скважины такими дорогими. Для артезианской скважины необходимо устанавливать несколько труб. Стандартный вариант – установка обсадной трубы 133мм, которая идет до водоносного известняка. Эта обсадная труба блокирует верховодку и более глубокие грунтовые воды.
Вторая труба – это пластиковая, 125мм в диаметре, которая идет непосредственно от отверстия в пористом водоносном известняке. В эту трубу устанавливают глубинный погружной насос. Если глубина артезианской скважины весьма значительная – 200-250 метров, то в этом случае необходимо делать телескопическую скважину – то есть первые примерно 70 метров идет самая большая труба – 159 мм, затем идет более узкая, потом еще более узкая, и в конце – пластиковая труба, 125 мм в диаметре.
Глубина залегания артезианской воды в различных районах московской области.
Производительность.
У артезианских скважин самая высокая производительность. Она составляет около 3 м3/час. А это – около 50 литров в минуту. Этого количества может хватить на несколько домов – до 2-5 коттеджей. Такая производительность водоносного известняка связана с пониженным гидравлическим сопротивлением воды, при прохождении по пористой структуре известняка.
Срок службы.
Служат очень долго – около 50 лет, иногда дольше.
Качество воды.
В артезианской воде практически нет органических загрязнителей. Связано это с тем, что залегание этой воды очень глубоко. Но вот с минеральными загрязнителями все не так гладко. В каждой местности и в каждом водоносном слое все обстоит по разному. В одной местности артезианская вода будет иметь благоприятный минеральный состав, а в другой может оказаться повышенное содержание железа (вода буреет на воздухе), марганца, солей жесткости. Для этой воды необходимо ставить систему очистки. Система очистки воды подбирается индивидуально. Сначала проводится химический анализ воды, потом исходя из данных анализа, а также из предполагаемого расхода подбирается оборудование для системы очистки воды.
Скважина на песок, под погружной насос.
Глубина.
Глубина песчаных скважин обычно определяется по месту, либо по опыту буровиков. То есть уже известно в какой деревне есть вода и на какой глубине. По нашему опыту глубина песчаных скважин колеблется от 15 до 50 метров.
Производительность.
Производительность песчаной скважины составляет гораздо меньше, чем артезианской. В час эта цифра составляет 0,6-1,2 м3/час, что составляет 10-20 литров в минуту. Для водоснабжения отдельной семьи этого вполне хватает. Чем больше и регулярнее забирать воду, тем больше будет воды и тем дольше будет работать скважина.
Срок службы.
Срок службы гораздо меньше, чем от скважины на известняк, и составляет 5-15 лет, в зависимости от регулярности использования и индивидуальных геологических особенностей. Чем более регулярно используется скважина, тем дольше работает. По истечении срока службы скважины происходит заиливание – зарастает фильтровая сетка. Это обычно обозначает, что надо делать новую скважину.
Качество воды.
Качество воды, как правило, хорошее. Песок – отличный адсорбент, который фильтрует все органические соединения. А тот факт, что вода все-таки поверхностная говорит о том, что и минеральный состав также благоприятный. Однако и в этом варианте бывает, что вода содержит в себе растворенное железо, от которого на воздухе вода буреет. Система очистки только от железа - недорогая. Подойдет кассетный фильтр-обезжелезиватель со съемными картриджами.
Абиссинский колодец.
Глубина
От 5 (реже 3-4) метров, до 15. Очень редко забивают абиссинский колодец на глубину 20-30 метров. В этом способе есть ограничение по глубине залегания грунтовых вод. Эта глубина должна быть не более 8 метров от уровня самовсасывающего насоса. Обычно вода в скважине держится на уровне не около самого дна, а где-то посередине. Так что от дна скважины столб воды составляет несколько метров. Поэтому скважина может быть глубиной 15 и более метров, а расстояние между насосом и зеркалом воды не должно превышать 8 метров. Связано это со с вакуумным способом подъема воды. При создании вакуума в самовсасывающем насосе атмосферное давление толкает воду вверх, столб воды высотой в 8 метров, а также гидравлическое сопротивление движущейся воды равны атмосферному давлению, поэтому если глубина между насосом и зеркалом воды (НЕ ДНОМ СКВАЖИНЫ!!!) более 8 метров, то вода не сможет подняться, и насос будет работать всухую.
Производительность.
Производительность зависит от места. Для абиссинского колодца необходим водоносный пласт с достаточной производительностью. Если получается сделать абиссинский колодец, то производительность составляет 0,6-1,5 м3/час, что составляет 10-25 литров в минуту. Если неблагоприятные геологические условия в данной местности, и производительность будет гораздо меньше 10 литров в минуту, то это означает, что скважина вскоре заилится, поскольку фильтр забит не в водоносный слой, а где-то рядом. Если до водоноса не добить 1 метр, равно как и перебить 1 метр, то воды не будет, либо будет, но вскоре кончится.
Срок службы.
Срок службы зависит от квалификации мастера, от геологических особенностей данной местности, от регулярности использования. Поэтому абиссинская скважина может работать от 5 до 30 лет, в зависимости от вышеперечисленных фактов. Если фильтр забит точно в водоносный слой, если регулярно используется, а также если благоприятные геологические условия, то срок службы абиссинской скважины очень большой.
Качество воды.
Вода из абиссинского колодца обычно обладает самыми высокими показателями качества. Во первых, в ней минимум растворенных солей, так как вода все-таки поверхностная. Во вторых песок – лучший адсорбент, который фильтрует практически все органические загрязнения и бактерии. Вода из абиссинского колодца по составу приближается к родниковой, поэтому ее смело можно пить сырой. Очень редко бывает наличие железа в воде, что решается установкой фильтра-обезжелезивателя.
1. Порядок и условия проведения промыслово – геофизических и гидродинамических исследований. 1.1. Задачи ГИС – контроля Геофизические исследования в скважинах для контроля за разработкой нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений (ГИС-контроль) должны обеспечить решение следующих главных задач: - исследование процесса вытеснения нефти и газа в пласте для контроля выработки запасов и оценки эффективности применения методов повышения нефте - газоотдачи пластов; - определение эксплуатационных характеристик пластов; - контроль технического состояния скважин; - исследования скважин для выбора оптимального режима работы технологического оборудования. Исследование процесса вытеснения нефти и газа в пласте включает определение характера текущей насыщенности пласта – нефть, газ, вода (на качественном уровне) и определение текущих или остаточных коэффициентов нефтенасыщенности и газонасыщенности (на количественном уровне), путем наблюдений в эксплуатационных (добывающих, нагнетательных, наблюдательных, контрольных и пьезометрических) скважинах. Определение эксплуатационных характеристик пласта включает решение следующих основных задач: - определение отдающих и поглощающих интервалов; - определение профиля притока в эксплуатационных скважинах;
определение мест притока нефти, газа и воды;
выявление обводненных интервалов;
- установление причин обводнения; - определение пластовых давлений и продуктивности пластов и прослоек. Контроль технического состояния скважин Под техническим состоянием понимается совокупность свойств объекта, подверженных изменению в процессе эксплуатации и характеризуемая в определенный момент времени признаками, установленными технической документацией на него, либо подлежащими определению с заданной периодичностью. ^ Для исследования технического состояния обсадных колонн методы ГИС должны обеспечить: - контроль диаметров, толщин и целостности обсадных колонн (кондуктора, технических и эксплуатационных колонн), глубин их башмаков и соответствия их проекту скважины; - контроль износа и повреждений обсадных колонн (кондуктора, технических и эксплуатационных колонн), прогнозирование аварийных ситуаций в процессе бурения и эксплуатации скважины; - контроль наличия и местоположения элементов технологической оснастки обсадных колонн (центраторов, скребков, турбулизаторов, заколонных пакеров и др.) и соответствия их проекту; - регистрацию расположения муфт обсадных колонн (в увязке с геологическим разрезом);
представление фактического паспорта конструктивных элементов обсадных колонн для дела скважины.
^ Для исследования технического состояния заколонного пространства скважин ГИС должны обеспечить: - определение высоты подъема цемента за колонной, однородности цементного камня, полноты заполнения цементом затрубного пространства, наличие затрубных каналов, заполненных жидкостью и газом; - определение наличия сцепления цемента с колонной и породой; - выявление затрубных перетоков, движения жидкости и газов за колонной. ^ При капитальном и подземном ремонте и эксплуатации скважин ГИС должны обеспечить: - уточнение фактической конструкции скважины; - контроль технического состояния обсадной колонны и цементного кольца, выявление негерметичности колонн, цемента, наличия затрубных перетоков для проектирования ремонтных работ; - определение интервалов поступления воды в скважину; - контроль и документирование результатов ремонтных работ для дела скважины. Исследования скважин для выбора оптимального режима работы технологического оборудования предусматривают решение следующих задач: - определение статических и динамических уровней жидкости, водонефтяного, газонефтяного и газоводяного разделов в стволе, жидкостных и гидратных пробок, отложений парафина; - определение положения технологического оборудования в скважине (глубина спуска насоса, воронки лифтовых труб и т.д.); - определение выноса механических примесей и воды. 1.2. Комплексы ГИС Комплексы ГИС при контроле за разработкой газовых и газоконденсатных месторождений и эксплуатацией ПХГ приведены в таблице 1. Таблица 1
|
^ Решаемые задачи |
Обязательные исследования |
Дополнит. исследования |
|
Геолого-промысловые:
интервал поступления воды в скважину |
НК (различные модификации) Термометрия Термометрия (Т) Барометрия Расходометрия (механическая), Шумометрия, Влагометрия, Гамма-плотнометрия, Термоанемометрия ЛМ |
ИННК, ИНГК, АКВ ИННК, ИНГК |
|
Технологические:
|
Обычная и дифференциальная барометрия Высокочувствит. Т Влагометрия Резистивиметрия Расходометрия (механическая) Шумометрия НК Гамма-плотнометрия |
ИННК, ИНГК, ПТС |
|
Технические:
|
НК, ВТ, ЛМ, электромагнитная или индукционная дефектоскопия, АКЦ (с регистрацией полного волнового сигнала), ГГК-Ц, шумометрия |
ПТС, магнито- импульсная дефектоскопия, акустическое сканирование |
^ 1.3. Объемы, периодичность и условия проведения ГИС при контроле за разработкой газовых, газконденсатных месторождений и ПХГ Комплекс ГИС при контроле за разработкой газовых месторождений (ГМ), газконденсатных месторождений (ГКМ) и ПХГ определятся геолого-промысловыми характеристиками залежи, техническими и технологическими особенностями их эксплуатации, характером вскрытия продуктивной толщи и решаемыми задачами (табл.1). В зависимости от характера заполнения ствола скважины в исследуемом интервале (газовый, жидкостной, газо-жидкостной) в комплекс включаются:
акустические методы (АКЦ, САТ) – только в жидкой среде;
механическая расходометрия – только в чисто газовой или чисто жидкой среде;
нейтронные методы (НГК,ИННК,ННКт) – при любом заполнении. При смешанном газоводяном заполнении результаты НК могут использоваться только на качественном уровне.
В общем случае подземное скважинное оборудование, а также характер флюида, заполняющего скважину, влияют на регистрируемые геофизические параметры, поэтому степень искажения фона должна быть установлена повторными замерами. В основе технологии контроля ГМ, ГКМ и ПХГ геофизическими методами лежит сравнительный анализ данных разновременных наблюдений, в связи с чем необходимо получение достоверных фоновых характеристик изучаемого объекта (естественной и вторичной гамма - активности, нейтронных параметров, естественного температурного поля, первоначального технологического состояния скважин) в сроки, обеспечивающие наименьшее искажение геофизических характеристик. Фоновые геофизические исследования для ГМ и ГКМ должны проводиться до начала разработки. Для ПХГ, создаваемых в водоносных структурах, фоновые исследования проводятся в период до начала первого цикла закачки газа. Для ПХГ, создаваемых в истощенных газовых пластах, в качестве фоновых следует рассматривать исследования, выполненные в период между окончанием разработки и началом циклической эксплуатации хранилища. В скважинах старого эксплуатационного фонда, находящихся на ПХГ, создаваемых в истощенных газовых пластах, в том числе и не вводимых в эксплуатацию, обязательны детальные исследования технического состояния обсадных колонн и затрубной изоляции с целью определения возможности эксплуатации скважин, либо необходимости и способов их ликвидации. ^ 2. Геофизические исследования для изучения технического состояния обсадных колонн и цементного камня ( ГИС – техконтроль ) Контроль технического состояния крепи скважин (обсадных колонн и цементного камня) предусматривается «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности», М., 1998 г. ( пункты 2.6.1 – 2.6.4; 4.3.17 ) и «Правилами геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах», М ., 1999 г. (пункты 7.4; 9.1; 9,4; 10.3; 14,3; 14.7; 15,3; 16.1- 16.5; 17.9; 18.1; 18.8. и др.). Исследования в скважинах с углом наклона более 45 и скважинах с горизонтальным окончанием ствола планируют и выполняют с применением специальных технологий. Комплекс геофизических исследований скважин с горизонтальным окончанием ствола выполняется по индивидуальным программам. ^ 2.1. Обсадная колонна как объект контроля 2.1.1. Основные виды дефектов обсадных колонн:
сосредоточенный желобной износ замками и трубами бурильной колонны в местах интенсивного искривления и перегибов стволов скважин;
порезы и иссечение внутренней поверхности труб резцами долот при разбуривании цементных стаканов;
деформация и смятие обсадных колонн ;
порывы и трещины по телу труб;
сквозные протертости и ослабления резьб в муфтовых соединениях ;
потеря герметичности в муфтовых соединениях и по телу труб;
коррозионные повреждения .
2.1.2.
Отклонения геометрических размеров
обсадных труб от номинальных
значений
Допускаемые
отклонения обсадных труб (в мм) по
наружному диаметру и овальности,
рассчитанные в соответствии с ГОСТ 632
, показаны в таблице 2 ; овальность -е
определяется как удвоенное отношение
разности величин двух взаимно
перпендикулярных диаметров, замеренных
в одной плоскости, к сумме этих диаметров
(РД 39-2-132) :
Dmax -
Dmin
е
= 2
Dmax +
Dmin
2.1.3.
Основные задачи контроля технического
состояния крепи скважин
Основными
задачами контроля являются:
-
получение фоновых кривых, характеризующих
первоначальное техническое состояние
обсадных колонн и цементного камня с
целью формирования "паспорта"
технического состояния крепи скважин;
-
определение зон износа обсадных колонн,
остаточной толщины труб и их остаточной
прочности;
-
обнаружение порывов и трещин по телу
обсадных труб и их характера (продольных,
поперечных, направленных под углом к
оси обсадной колонны);
-
обнаружение интервалов интенсивной
коррозии и сквозных проржавлений
обсадных колонн;
-
обнаружение негерметичных муфтовых
соединений и иных мест негерметичности
обсадных колонн;
определение состояния цементного кольца и обнаружение интервалов заколонных перетоков.
Таблица 2
|
Диаметр труб, мм. |
По наружному диаметру |
^ По овальности | |||
|
Точность изготовления | |||||
|
Обычная |
Повышенная |
Обычная |
Повышенная | ||
|
114 |
1,1 |
0,9 |
0,9 |
0,7 | |
|
127 |
1,3 |
1,0 |
1,0 |
0,8 | |
|
140 |
1,4 |
1,1 |
1,1 |
0,9 | |
|
146 |
1,5 |
1,1 |
1,2 |
0,9 | |
|
168 |
1,7 |
1,3 |
1,4 |
1,0 | |
|
178 |
1,8 |
1,3 |
1,4 |
1,0 | |
|
194 |
1,9 |
1,5 |
1,5 |
1,2 | |
|
219 |
2,2 |
1,6 |
1,8 |
1,3 | |
|
245 |
3,1 |
2,5 |
2,5 |
2,0 | |
|
273 |
3,4 |
2,7 |
2,7 |
2,2 | |
|
299 |
3,7 |
3,0 |
3,0 |
2,4 | |
|
324 |
4,1 |
3,2 |
3,3 |
2,6 | |
|
340 |
4,3 |
3,4 |
3,4 |
2,7 | |
|
351 |
4,4 |
|
3,5 |
| |
|
377 |
4,7 |
|
3,8 |
| |
|
407 |
5,1 |
4,1 |
4,1 |
3,3 | |
|
426 |
5,3 |
|
4,2 |
| |
|
508 |
6,4 |
5,1 |
5,1 |
4,1 | |
^ 2.2. Методы ГИС для изучения технического состояния обсадных колонн Для изучения технического состояния обсадных колонн применяются методы:
трубной профилеметрии (механическая и электромагнитная) ;
электромагнитной дефектоскопии ;
электромагнитной (магнитоимпульсной) толщинометрии ;
гамма-дефектометрии –толщинометрии;
акустического каротажа ;
высокочувствительной термометрии ;
спектральной шумометрии ;
дифференциальной расходометрии и высокочувствительной притокометрии;
резистивиметрии и диэлькометрии ;
закачки жидкости с добавлением веществ-индикаторов, короткоживущих радионуклидов.
Контроль свинчивания труб (зазоров между их торцами) производится методами электромагнитной дефектоскопии (механической профилеметрии), а наличия технологической оснастки и правильности ее установки за обсадной колонной – методами рассеянного гамма – излучения и электромагнитной (магнитоимпульсной) толщинометрии. Определение местоположения муфтовых соединений обсадных колонн и привязка их к геологическому разрезу производится с помощью магнитных локаторов муфт (аппаратуры электромагнитной дефектоскопии) и аппаратуры гамма –каротажа. В зависимости от задач контроля используются все или часть указанных методов ГИС. ^ 2.3. Обязательный комплекс ГИС для изучения технического состояния обсадных колонн Обязательный комплекс ГИС включает методы :
трубной профилеметрии (механической , электромагнитной) ;
электромагнитной дефектоскопии и толщинометрии ;
акустического каротажа (видеокаротажа, спектральной шумометрии );
гамма каротажа.
Для газовых и газоконденсатных месторождений до начала разработки должны проводиться фоновые геофизические исследования, без которых значительно затруднено выявление трещин и иных повреждений обсадных труб и оказывается невозможным определение их износа и остаточной толщины с достаточной для практических целей точностью из-за больших допусков по наружному и внутреннему диаметрам, овальности, разностенности (см. табл.2). ^ 2.4. Дополнительный комплекс ГИС для изучения технического состояния обсадных колонн Дополнительный комплекс ГИС включает методы:
высокочувствительной термометрии ;
- гамма-дефектометрии –толщинометрии ; - акустического каротажа ( АКЦ-сканирование + спектральной шумометрии ) ;
дифференциальной расходометрии и высокочувствительной притокометрии (расходометрии) ;
резистивиметрии ;
диэлькометрии;
закачки жидкости с добавлением веществ-индикаторов, короткоживущих радионуклидов.
Исследования в дефектных обсадных колоннах выполняются по индивидуальным программам с привлечением указанных выше методов. ^ 2.5. Комплексы ГИС для изучения технического состояния цементного камня в заколонном пространстве скважин Исследования проводятся методами:
акустического контроля цементирования (АКЦ) с использованием аппаратуры широкополосного многозондового акустического каротажа;
высокочувствительной термометрии ;
спектральной шумометрии ;
рассеянного гамма излучения (гамма-гамма-дефектометрии) ;
радиоактивного каротажа (РК) с использованием меченых веществ
( короткоживущих радионуклидов). 2.5.1. Обязательный комплекс ГИС для изучения состояния цементного кольца в заколонном пространстве : - акустического контроля цементирования (АКЦ) по границам двух сред (колонна – цемент и цемент – порода) с использованием аппаратуры широкополосного многозондового акустического каротажа;
высокочувствительной термометрии ;
спектральной шумометрии .
2.5.2. Дополнительный комплекс ГИС для изучения состояния цементного кольца в заколонном пространстве Исследования проводятся методами:
рассеянного гамма излучения (гамма-гамма-дефектометрии) ;
радиоактивного каротажа (РК) с использованием меченых веществ (короткоживущих радионуклидов).
Исследования выполняются по индивидуальным программам с привлечением указанных выше методов. ^ 3. Контроль за перетоками флюида в заколонном пространстве скважин 3.1. Методы ГИС для изучения путей миграции газа и движения жидкости Исследования проводят методами:
высокочувствительной термометрии ;
спектральной шумометрии ;
акустического контроля цементирования (АКЦ) с использованием аппаратуры широкополосного многозондового акустического каротажа;
радиоактивного каротажа (НГК, временного НГК, ГГК);
закачки жидкости с добавлением индикаторов, меченых веществ (короткоживущих радионуклидов) .
Исследования выполняются по индивидуальным программам с привлечением данных кавернометрии открытого ствола скважин. ^ 3.2. Мониторинг технического состояния крепи скважин на подземных хранилищах газа Задачи, решаемые при геофизических исследованиях с целью контроля эксплуатации ПХГ, аналогичны задачам, решаемым при ГИС – контроле за разработкой газовых и газоконденсатных месторождений. Особенностью ПХГ является цикличность закачек и отборов газа, что создает знакопеременные термобарические нагрузки на конструкции скважин, способствует образованию дефектов крепи и движению газа в заколонном пространстве. Поэтому особое значение имеет контроль герметичности обсадных колонн, цементного кольца, выявление заколонных перетоков и скоплений газа в вышележащих водоносных горизонтах. Последнее предопределяет необходимость проведения систематического контроля - мониторинга технического состояния крепи скважин ПХГ и выявления его ежегодных отклонений от ранее определенных (фоновых) значений. Мониторинг технического состояния крепи скважин предопределяет необходимость обеспечения единства измерений и требует соответствующего метрологического обеспечения ГИС. 3.3. Виды работ при контроле технического состояния крепи и приборное обеспечение ГИС Виды работ при контроле (и проведении мониторинга) технического состояния крепи скважин, а также ориентировочное приборное обеспечение ГИС приведены в таблице 3.
ПРИМЕНЕНИЕМ БУРОВЫХ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ В процессе бурения нарушается равновесие пород, слагающих стенки скважин. Устойчивость стенок зависит от исходных прочностных характеристик горных пород, их изменения во времени под действием различных факторов. Большая роль здесь принадлежит процессу промывки и промывочному агенту. Основная задача промывки – обеспечение эффективного процесса бурения скважин, она включает в себя сохранение, как устойчивости стенок скважин, так и керна. В условиях, когда нарушена целостность породы, большую роль играет горное давление. В приствольной части скважины оно проявляется как в вертикальном, так и в горизонтальном направлении. Боковое давление является следствием вертикального и вызывает касательные напряжения, способствующие выпучиванию пород, сужению ствола и обвалообразованию. Величина касательных напряжений зависит не только от горного давления, но и от давления промывочной жидкости. В бурении горное давление всегда превышает гидростатическое столба промывочной жидкости в скважине и способствует разрушению стенок скважины, если прочность самой породы недостаточна или значительно ослаблена в результате воздействия промывочной жидкости. Наиболее интенсивна деформация породы непосредственно у стенок скважины, где боковое давление не уравновешивается гидростатическим и силами сцепления горной породы. Характер изменения сил сцепления в породе обусловлен геолого-минералогическими особенностями горной породы и ее взаимодействием с промывочной жидкостью, главным образом физико-химическим. Физико-химическое воздействие жидкости на горную породу проявляется в трех основных формах: 1) активное воздействие, основанное на процессах гидратации, диссоциации, ионообмена и химических превращений; 2) адсорбционное воздействие; 3) осмотическое воздействие. Основное отрицательное влияние промывочной жидкости на прочность горных пород сводится к физико-химическим изменениям в структуре пород под действием фильтрата. Действие фильтрата сопровождается диспергацией глинистой составляющей породы, набуханием, капиллярным и динамическим расклиниванием. На контакте промывочной жидкости со стенками скважины происходит химическое растворение, выщелачивание, гидромеханическое разрушение породы. Процесс усиливается механическим воздействием бурильной колонны на стенки скважин. Характер и скорость ослабления связей между частицами горных пород при бурении с промывкой во многом зависят от наличия естественных нарушений сплошности породы (пористости, трещиноватости). С одной стороны, они сами являются источником уменьшения механической прочности породы и способствуют ее смачиванию. В местах нарушения движется фильтрат и возникают капиллярные силы. С другой стороны, наличие нарушений является условием образования фильтрационной корки из частиц твердой фазы промывочного агента, способствующей повышению устойчивости породы. Важный фактор устойчивости горной породы – ее естественная влажность. Даже при незначительном увлажнении пород глубина их устойчивого залегания резко уменьшается. При полном водонасыщении прочность, например плотных глин и глинистых сланцев, снижается в 2 – 10 раз. Большое значение для устойчивости стенок скважин имеет и физико-химический состав жидкостей, насыщающих породу. Пластовая жидкость оказывает химическое воздействие на горную породу, усиливающееся при вскрытии пласта, она же является предпосылкой диффузии и осмоса. Если в скважине промывочная жидкость будет более минерализованной, чем пластовая вода, то процесс осмоса не повлияет на целостность породы, так как не произойдет обновления среды и увеличения количества жидкости в порах породы. Скорость отделения частиц породы в процессе разрушения стенок скважин зависит от величины давления столба промывочной жидкости, а также гидромеханического воздействия жидкости в процессе циркуляции. Однако существенное положительное воздействие давления столба промывочной жидкости на обваливающиеся породы будет только при предельно ограниченном поступлении фильтрата в пласт" или ее физико-химическом упрочняющем действии на породу. В пластичных (ползучих) породах рост противодавления промывочной жидкости существенно затрудняет развитие сужений ствола в основном вследствие физико-химического взаимодействия промывочной жидкости с породами, слагающими стенки скважин. Выделяются следующие виды нарушений целостности стенок скважин в результате взаимодействия промывочной жидкости с горными породами: обвалы (осыпи); набухание; пластичное течение (ползучесть); химическое растворение; размыв. Устойчивость горных пород во многом связана с обеспечением непрерывной циркуляции промывочной жидкости в процессе бурения при наличии в геологическом разрезе проницаемых горных пород. Чаще всего в практике разведочного колонкового бурения такие проницаемые зоны представлены водоносными пластами. В зависимости от пластового давления и применяемого промывочного агента могут происходить поглощение промывочной жидкости, водопроявление, неустойчивая циркуляция. Поглощение промывочной жидкости удорожает, а подчас делает невозможным бурение скважины. Водопроявление ухудшает качество промывочной жидкости в процессе циркуляции, приводит к дополнительному экологическому загрязнению. Неустойчивая циркуляция осложняет технологию бурения, поддержание качества жидкости, ее регулирование. Поглощения делятся на частичные и полные. Проницаемые зоны классифицируются по величине коэффициента, характеризующего проницаемость зоны в процессе бурения. Проницаемые зоны, представленные неустойчивыми, тонкотрещиноватыми или пористыми породами, изолируются частицами твёрдой фазы промывочной жидкости в процессе бурения скважин. Потеря промывочного агента здесь сводится к объему, отфильтровавшемуся в процессе формирования корки. Однако если бурение скважины ведется на жидкое или газообразное полезное ископаемое, то ставится задача сохранения проницаемости пласта и роль промывочного агента усложняется. Соотношение давлений столба промывочной жидкости и пластового (порового) определяет величину дифференциального давления в скважине, которое играет важную роль не только в сохранении стенок скважины, но и в процессе разрушения породы на забое и прихватах бурового инструмента. 6.2. СПОСОБЫ ПРОМЫВКИ При бурении скважин промывочная жидкость должна циркулировать по замкнутому гидравлическому контуру. В зависимости от вида гидравлического контура все существующие системы промывки делятся на две группы: 1) системы промывок с выходом раствора на поверхность; 2) системы промывок с внутрискважинной циркуляцией. В зависимости от направления движения промывочной жидкости по отношению к буровому инструменту промывка с выходом ее на поверхность осуществляется по одной из приведенных на рис. 6.1. схем. Комбинированная система промывки по технологии исполнения подразделяется на периодическую (последовательную) и совмещенную (параллельную). Оба варианта могут быть реализованы как по прямой, так и по обратной схеме. При использовании периодической промывки направление потока бурового раствора меняется с прямой промывки на обратную и наоборот. Направление движения раствора, подаваемого к забою скважины, изменяется на поверхности при соответствующей обвязке насоса и устья скважины. 6.3. ФУНКЦИИ БУРОВОГО РАСТВОРА Удаление продуктов разрушения из скважины. Вся выбуренная порода должна эффективно удаляться с забоя и из ствола во избежание переизмельчения шлама и дополнительного износа породоразрушающего инструмента и бурильных труб. Качество очистки забоя зависит от степени турбулизации жидкости в призабойной зоне. Чем она выше, тем лучше и быстрее очищается забой скважины от выбуренной породы. На характер течения жидкости в призабойной зоне скважины существенно влияет частота вращение бурового снаряда, а также конструкция и расположение промывочных окон в породоразрушающем инструменте. Способность бурового раствора, удалять шлам из скважины в отстойник зависит частично от характеристик раствора и частично от скорости циркуляции в кольцевом пространстве между бурильной трубой и стенкой скважины. Когда мощности бурового насоса недостаточно для обеспечения необходимой скорости восходящего потока бурового раствора для эффективного удаления шлама, можно увеличить вязкость раствора, особенно, предел текучести. Однако это приводит к ухудшению условий очистки раствора и росту гидравлических сопротивлений в циркуляционной системе скважины. Охлаждение породоразрушающего инструмента и бурильных труб В процессе бурения происходит нагрев породоразрушающего инструмента за счет совершаемой на забое механической работы. Буровой раствор, омывая породоразрушающий инструмент, в результате конвекционного обмена отводит тепло. Эффективность охлаждения зависит от расхода бурового раствора, его теплофизических свойств и начальной температуры, а также от размеров и конструктивных особенностей породоразрушающего инструмента. Буровой раствор также охлаждает бурильные трубы, нагревающиеся вследствие трения о стенки скважины. Буровые растворы обладают относительно высокой теплоемкостью, поэтому функция охлаждения выполняется даже при небольших их расходах. Удержание частиц выбуренной породы во взвешенном состоянии Удержание частиц выбуренной породы и утяжелителя во взвешенном состоянии в промывочной жидкости, находящейся в скважине необходимо для предотвращения прихватов бурильного инструмента при прекращении циркуляции. Для выполнения этой функции буровой раствор должен обладать тиксотропным свойствами, то есть способностью превращаться при отсутствии движения из золя в гель с образованием структуры, обладающей определенной устойчивостью. Устойчивость структуры оценивается величиной статического напряжения сдвига