30.Виды осложнения при бурении скважин

Характер осложнения:

• Поглощение бурового раствора в процессе бурения

• Обвалы стенки скважины

• Кавернообразование

• Желобообразование

• Сужение

• Искривление

• Образование пробки

• Прихват инструмента

Осложнения по геологическим причинам.

• Макротрещиноватость

• Микротрещиноватость

• Наклонное залегание пластов в разрезе скважины

• Химическое воздействие раствора на призабойную зону пласта

• Аномально высокое пластовое давление

• Аномально низкое пластовое давление

• Горное давление

• Изменение температуры пород

Осложнения по техническим причинам.

• Износ колонны бурильного инструмента

• Смятие колонны

• Биение колонны бурильных труб

• Нарушение герметичности колонны

• Нарушение башмачного кольца

В случае проявления при бурении одного из вышеперечисленных осложнений, геологическая служба совместно с технической службой несут ответственность и принимают меры по ликвидации аварийной ситуации. Согласно инструкции составляют акт и заносят всю информацию в геологический и буровой журналы.

5.Разное

1.Дать определение нефтеотдачи пласта

Нефтеотдача – это отношение количества извлеченной из пласта нефти к первоначальным ее запасам в пласте.

Факторы, влияющие на нефтеотдачу.

К геологическим факторам относятся геологическая неоднородность залежей (эффективная толщина продуктивного пласта, песчанистость, расчлененность и их изменчивость), изменчивость физико-химических характеристик пласта (пористость, проницаемость).

Технологические факторы: система разработки (количество добывающих и нагнетательных скважин, система их расположения), темп ввода залежи в разработку, темп отбора нефти.

Различают текущий и конечный коэффициент нефтеизвлечения.

Под текущим коэффициентом нефтеизвлечения понимают отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки пласта к начальным ее запасам.

Конечный коэффициент нефтеизвлечения – отношение количества предполагаемой добычи нефти к начальным ее запасам.

Нефтеотдача зависит от множества факторов. Поэтому нефтеотдачу можно представить в следующем виде:

Кнефт. = Квыт*Кохв*Кзав

К выт. – коэффициент вытеснения нефти из пласта,

К охв. – коэффициент охвата пласта разработкой.

Кзав.- коэффициент заводнения.

Нефтеотдача также зависит от температуры залежи, качества вскрытия пласта, от начальной нефтегазонасыщенности пор пласта, от степени и характера механических изменений порового пространства коллекторов.

2.Гидроразрыв пласта, условия применения

Гидравлическим разрывом называется процесс, при котором давление жидкости воздействует непосредственно на породу пласта вплоть до ее разрушения и возникновения трещины. Продолжающееся воздействие давления жидкости расширяет трещину вглубь от точки разрыва. В закачиваемую жидкость добавляется расклинивающий материал: песок, керамические шарики или агломерированный боксит. Назначение этого материала - удержать созданную трещину в раскрытом состоянии после сброса давления жидкости. Так создается новый, более просторный канал притока. Канал объединяет существующие природные трещины и создает дополнительную площадь дренирования скважины. Жидкость, передающая давление на породу пласта, называется жидкостью разрыва.

Задачи, решаемые при гидроразрыве:

а) создание трещины

б) удержание трещины в раскрытом состоянии

в) удаление жидкости разрыва

г) повышение продуктивности пласта

Проведение гидроразрыва преследует две главные цели:

1). Повысить продуктивность пласта путем увеличения эффективного радиуса дренирования скважины. В пластах с относительно низкой проницаемостью гидроразрыв - лучший способ повышения продуктивности.

2). Создать канал притока в приствольной зоне нарушенной проницаемости.

Для проведения ГРП предпочтение отдается скважинам, удовлетворяющим установленным ниже перечисленным критериям.

1. Коллектора низкопроницаемые (ГРП обеспечивает увеличение фильтрационной поверхности), при этом должны соблюдаться следующие критерии.

- эффективная толщина пласта не менее 5 м;

- отсутствие в продукции скважин газа из газовой шапки, а также закачиваемой или законтурной воды;

- продуктивный пласт, подвергаемый ГРП, отделен от других проницаемых пластов непроницаемыми разделами, толщиной более 8-10м;

- удаленность скважины от ГНК и ВНК должна превышать расстояние между добывающими скважинами;

- накопленный отбор нефти из скважины не должен превышать 20% от удельных извлекаемых запасов;

- расчлененность продуктивного интервала (подвергаемого ГРП) - не более 3-5;

- скважина должна быть технически исправна, как состояние эксплуатационной колонны, так и сцепление цементного камня с колонной и породой должно быть удовлетворительным в интервале выше и ниже фильтра на 50м

- проницаемость пласта не более 0,03 мкм2 при вязкости нефти в пластовых условиях не более 5 МПа.с.

2. Гидравлический разрыв пласта в коллекторах средней и низкой проницаемости для интенсификации добычи нефти за счет ликвидации повышенных фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне.

- начальная продуктивность скважины значительно ниже продуктивности окружающих скважин;

- наличие скин-эффекта на КВД;

- продуктивность скважины должна быть ниже или незначительно отличаться от проектно-базовой.