что такое озц в бурении

Добыча нефти и газа

нефть, газ, добыча нефти, бурение, переработка нефти

ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ ПОСЛЕ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ

Заключительные работы после цементирования скважины включают: 1) ожидание затвердения цементного раствора, закачанного в затрубное пространство скважины (ОЗЦ); 2) терморадиометрию для установления границ цементного камня за колонной (ОЦК); 3) оборудование устья сква­жины для ее эксплуатации; 4) разбуривание обратного клапана и цемент­ного стакана; 5) опрессовку и испытание колонны на герметичность; 6) перфорацию колонны; 7) спуск насосно-компрессорных труб и основа­ние скважины.

После того, как цементный раствор закачан в колонну и поднят на за­данную высоту в затрубном пространстве, скважину оставляют в покое для твердения цементного раствора.

Колонну держат под давлением, которое было в ней к концу продавки, для чего перекрывают краны на цементировочной головке.

Длительность времени твердения цементного раствора (ОЗЦ) в прак­тике бурения нефтяных и газовых скважин принята 24 ч для эксплуатаци­онных колонн, 16 ч — для промежуточных колонн и 12 ч — для кондук­торов.

В течение периода твердения цементного камня следят за показаниями манометра на цементировочной головке. В скважинах с повышенной тем­пературой на забое давление внутри колонны может подняться выше до­пускаемого. В этом случае его снижают. В зависимости от качества исполь­зуемого цемента, величины водоцементного отношения, глубины скважины и ее геологических особенностей (например, высокой забойной температу­ры) время, отводимое на твердение цементного камня, может изменяться; однако, независимо от условий, ОЗЦ не должно превышать 24 ч.

По истечении срока твердения цементного раствора снимают цемен­тировочную головку и приступают к определению фактической высоты подъема цементного кольца при помощи электротермометра, спускаемого в колонну.

АКЦ необходимо производить сразу же после окончания цементиро­вания (конца схватывания цементного раствора).

По окончании электротермометрических работ для определения высо­ты подъема цементного раствора и характера его расположения вокруг ко­лонны в скважине приступают к оборудованию устья скважины.

Цель обвязки устья скважины — укрепить эксплуатационную колонну и герметично перекрыть межтрубное пространство между всеми выходя­щими на дневную поверхность колоннами.

В зависимости от назначения и конструкции скважины для обвязки устья применяют оборудование, соответствующее одной из трех типовых схем.

По первой схеме предусматривается обвязка устья скважины одноко­лонной конструкции для колонн диаметром 114, 141 и 168 мм, рассчитан­ных на рабочее давление 7,5 и 12,5 МПа. Оборудование состоит из фланца диаметром 203 мм (8″), навинчиваемого на резьбу эксплуатационной ко­лонны. Наружные диаметры фланцев унифицированы, размеры их соот­ветствуют размерам фланцев крестовины фонтанной арматуры.

По второй схеме — для двухколонной конструкции скважины обвязка состоит из обсадных труб диаметром 273×168 мм и 299×168 мм, рассчи­танных на рабочее давление 12,5 МПа. Оборудование состоит из колон­ной головки и деталей обвязки: колонного фланца, металлической проклад­ки, шпилек и гаек.

По третьей схеме — для трехколонной конструкции скважины обвязка состоит из обсадных труб: 462x273x168 мм; 426x299x168 мм, рассчитанных на рабочее давление 12,5, 20,0 и 30,0 МПа. Оборудование состоит из ко­лонной головки и деталей обвязки: колонного фланца (14 или 16″), шести клиньев диаметром 273 или 299 мм
для подвески промежуточной колонны, резинового пакера диаметром 273 или 299 мм
и катушки.

Для контроля межтрубного пространства в корпусах колонных головок имеется по два 50-мм отвода, из которых один закрывается пробкой, а дру­гой является выкидом с установленной на нем задвижкой и манометром.

Концы промежуточных и эксплуатационных колонн привариваются к катушкам колонных головок плотным герметизирующим швом.

При разбуривании в колонне упорного кольца, обратного клапана и цементного стакана применяют пикообразные долота без наварки твердым сплавом диаметром меньшим внутреннего диаметра колонны на 6—10 мм. Для разбуривания в 146-мм колонне используют бурильные трубы диамет­ром 73 мм, в 168-мм — бурильные трубы диаметром 89 мм. Во избежание повреждения колонны в процессе разбуривания металлических деталей необходимо соблюдать осторожность — уменьшить скорость вращения до­лота и осевую нагрузку на него.

Обратный клапан целесообразно разбуривать специальным фрезером с последующим извлечением металлических кусков магнитным пауком.

После промывки водой или буровым раствором приступают к испыта­нию колонны на герметичность одним из двух существующих способов: опрессовкой водой или снижением уровня жидкости.

Эксплуатационную колонну в эксплуатационных скважинах испыты­вают на герметичность опрессовкой, в разведочных скважинах применяют оба способа — опрессовку водой и снижение уровня жидкости оттартыва-нием ее или поршневанием.

При испытании колонны опрессовкой на устье устанавливают цемен­тировочную головку и, заполнив скважину водой, создают при помощи бу­рового насоса или насоса цементировочного агрегата давление, величина которого устанавливается в зависимости от диаметра и марки стали труб.

Если через 30 мин давление в колонне не снизится больше чем на 0,5 МПа, то колонна считается герметичной.

По второму способу колонна испытывается понижением уровня жид­кости.

Колонна считается выдержавшей испытание, если уровень жидкости в ней после снижения до заданной глубины не поднимается более чем на 1 м
в колоннах диаметром 146—168 мм и на 0,5 м — в колоннах диаметром 219 мм и выше в течение 8 ч.

При неудовлетворительных результатах испытание повторяют, и если окажется, что колонна негерметична, то приступают к обследованию со­стояния колонны и к ремонтным работам.

После испытания на герметичность на колонну устанавливают за­движку на случай фонтанирования скважины во время перфорации колон­ны. В результате перфорации, т.е. пробивки в колонне пулевых отверстий на уровне продуктивных горизонтов, нефть и газ получают возможность войти во внутреннюю полость колонны, откуда их извлекают на поверх­ность одним из существующих способов эксплуатации скважин.

После установления при помощи перфорации сообщения между про­дуктивными пластами и эксплуатационной колонной оборудуют устье скважины под эксплуатацию (соответственно категории данной скважины).

Например, при глубинно-насосной эксплуатации устанавливают одну колонную головку или трубный пьедестал; для фонтанного способа экс­плуатации — фонтанную арматуру с системой выкидных отводов и мани-фольдов.

Установке фонтанной арматуры предшествует спуск в эксплуатацион­ную колонну до начала фильтра насосно-компрессорных труб, предназна­чаемых для подъема по ним нефти или газа в процессе фонтанирования скважины. После спуска колонны-подъемника из насосно-компрессорных труб и окончания монтажа фонтанной арматуры (елки) приступают к вы­полнению последней операции — к освоению скважины.

Под освоением скважины понимают проведение ряда мероприятий для вызова притока нефти с доведением ее отбора до наибольшего значе­ния для данной категории скважины и для подъема ее на дневную поверх­ность в сборные резервуары, а газа — в газопроводы.

Процесс освоения скважины — заключительный этап строительства глубокой скважины.

Источник

Озц в бурении

Заключительные работы и проверка результатов цементирования.

В последние годы широко используется акустический метод контроля качества цементирования скважин (АКЦ). Он основан на том, что часть обсадной колонны, не закрепленная цементным камнем, при испытании акустическим зондом характеризуется колебаниями значительно больших амплитуд по сравнению с высококачественно зацементированной колонной.

После обвязки устья скважины в обсадную колонну спускают долото на бурильных трубах для установления местонахождения цементного раствора внутри обсадных труб. После уточнения местонахождения цементного раствора внутри обсадной колонны в случае необходимости приступают к разбуриванию заливочных пробок, остатков затвердевшего цементного раствора и деталей низа обсадной колонны (нормализация забоя).

Перед опрессовкой, жидкость в колонне заменяют водой. При проверке герметичности давление опрессовки должно на 20 % превышать максимальное устьевое давление, которое может возникнуть при эксплуатации данной колонны.

Колонна считается герметичной, если не наблюдается перелива воды или выделения газа, а также, если за 30 мин испытания давление снижается не более чем на 0,5 МПа при опрессовке давлением более 7 МПа и не более чем на 0,3 МПа при опрессовке давлением менее 7 МПа. Отсчет времени начинают спустя 5 мин после создания давления.

Также в скважинах герметичность колонны проверяют снижением уровня жидкости, если плотность бурового раствора была менее 1400 кг/м3, или заменой более тяжелого бурового раствора на воду. Колонна считается выдержавшей испытание, если уровень жидкости в течение 8 ч поднимается не более чем на 1 м в 146- и 168-мм колоннах и на 0,5 м в 194- и 219-мм колоннах и больше (не считая первоначального повышения уровня за счет стока жидкости со стенок колонны).

Лекция №6 (ловильное оборудование 1 и 2 части): осложнения и аварии при бурении скважин, ловильный (аварийный) инструмент. Осложнения в бурении.

Осложнения, вызывающие нарушение целостности стенок скважины.

Произведенные за последнее время исследования, а также накопленный опыт бурения позволяют выделить основные виды нарушений целостности стенок скважины:

Основными мерами предупреждения и ликвидации обвалов (осыпей) являются:

1) бурение в зоне возможных обвалов (осыпей) с промывкой буровым раствором, имеющим минимальный показатель фильтрации и максимально возможно высокую плотность;

2) правильная организация работ, обеспечивающая высокие механические скорости проходки;

3) выполнение следующих рекомендаций:

а) бурить скважины по возможности меньшего диаметра;

б) бурить от башмака (нижней части) предыдущей колонны до башмака последующей колонны долотами одного размера;

в) поддерживать скорость восходящего потока в затрубном пространстве не менее 1,5 м/с;

г) подавать бурильную колонну на забой плавно;

д) избегать значительных колебаний плотности бурового раствора;

е) перед подъемом бурильной колонны утяжелять раствор, доводя его плотность до необходимой, если в процессе бурения произошло ее снижение;

ж) не допускать длительного пребывания бурильной колонны без движения.

Основными мерами предупреждения и ликвидации набухания являются:

1) бурение в зоне возможных сужений с промывкой утяжеленными буровыми растворами;

2) правильная организация работ, обеспечивающая высокие механические скорости проходки;

3) после приготовления глинистого раствора, отвечающего требованиям, указанным в п. 1, следует заполнить им скважину и выждать некоторое время, необходимое для протекания физико-химических процессов. Это нужно делать потому, что процесс бурения связан с резкими колебаниями давления при спуско-подъемных операциях;

4) выполнение рекомендаций б), в), г), д), е) и ж), перечисленных выше, как мер предупреждения и ликвидации обвалов (осыпей).

Основными мерами предупреждения и ликвидации ползучести являются:

1) разбуривание отложений, представленных породами, склонными к ползучести, с промывкой утяжеленными глинистыми растворами;

2) правильная организация работ, обеспечивающая высокие механические скорости проходки;

3) использование при бурении вертикальных скважин такой компоновки бурильной, колонны, при которой искривление скважин сводится к нулю;

4) подъем при цементировании обсадных колонн цементного раствора в затрубном пространстве на 50-100 м и выше отложений, которые представлены породами, склонными к ползучести (вытеканию);

5) при креплении скважины обсадной колонной в интервале пород, склонных к ползучести, установка трубы с повышенной толщиной стенки для предотвращения смятия обсадной колонны.

Основными мерами предупреждения и ликвидации желобообразования являются:

1) использование при бурении вертикальных скважин такой компоновки бурильной колонны, при которой искривление скважин сводится к минимуму;

2) стремление к максимальной проходке на долото;

3) использование предохранительных резиновых колец;

4) при прохождении уплотненных глин, аргиллитов, глинистых сланцев в целях предупреждения желобообразования, которое может предшествовать обвалам (осыпям), соблюдение всех рекомендаций, перечисленных как меры предупреждения обвалов (осыпей);

5) колонну бурильных труб следует поднимать на пониженной скорости, чтобы не допустить сильного заклинивания;

6) при заклинивании трубы надо сбивать вниз.

Процессы, происходящие при формирования цементного камня в период ОЗЦ.

«Технология бурения нефтяных и газовых скважин»

1. Функции бурильной колонны и усилия возникающие в ней при проводке скважины. Как формируют осевое усилие на долото при углублении скважины?

2. Конструкции труб ТБпк и Д16-Т, привести схему; состав материала этих труб.

3. Формулы для расчета длин УБТ при разных способах бурения скважин.

4. Выражение для расчета максимальной растягивающей нагрузки, действующей на верх- нюю часть бурильного инструмента при подъеме его из скважины.

5. Методика проектирования бурильной колонны.

6. Понятие о вибрациях бурильного инструмента. Расчет частоты осевых вибраций долота при роторном бурении скважин.

7. Охарактеризовать роль вибраций на работу различных элементов бурильного инстру- мента и на ТЭП.

8. Понятие о режиме углубления скважин и его параметрах. Методика проектирования ре- жима при турбинном бурении.

9. Методика проектирования расхода промывочной жидкости при разных способах буре- ния. Как окончательно принимают величину проектного расхода?

10. Проектирование диаметра струйных насадок долота при известной величине пе- репада в его промывочном узле (Рдт); функции Рдт.

11. На технологической схеме турбобура типа ЗТСШ1 показать основные осевые усилия, действующие на его узлы.

12. С применением простой схемы показать, как реализуется мощность на разруше- ние породы (Np) при вдавливании в нее зуба долота.

13. Устройство ВЗД м его технико-технологическая характеристика.

14. Изложить методику выбора ГЗД в зависимости от мощности, необходимой для разрушения породы на забое скважины.

15. Написать выражение для расчета момента сопротивлений валу ГЗД.

16. Способы бурения скважин и виды режимов углубления скважин.

17. Понятия о вибрациях с повышенными амплитудами; методы снижения таких ам- плитуд.

18. Основные формулы для расчета осевых усилий на забой скважины, на долото и на долото по приборам на устье скважины.

19. Упрощенный и уточненный графики технико-технологической характеристики турбобура модели ЗТСШ1.

20. Принцип действия (работы) турбины ГЗД и параметры ее турбинок.

1.Функции бурильной колонны и усилия возникающие в ней при проводке скважины. Как формируют осевое усилие на долото при углублении скважины?

Функции бурильной колонны:

При роторном бурении: за счет веса колонны создастся осевая нагрузка на долото; передается вращающий момент (Мвр) от ротора долоту, причем постоянно в процессе углубления скважины; подается циркуляционный агент для очистки забоя скважины от выбуренной или обвалившейся породы, а также для охлаждения элементов бурильного инструмента, в первую очередь, долота; осуществляются ловильные работы при аварийной ситуации с бурильным инструментом; устанавливаются отклоняющие устройства для искривления оси скважины в заданном направлении; на бурильных трубах опускают испытатели пластов или пробоотборники, нижние секции обсадных колонн (при ступенчатом цементировании скважины) и хвостовики обсадных колонн; устанавливают цементные мосты в скважине.

При бурении с ГЗД выполняются все перечисленные функции, но бурильная колонна вращается периодически, а постоянно колонна воспринимает реактивный момент забойного двигателя. Кроме того, по внутреннему каналу колонны подается энергия потока жидкости для работы ГЗД. При электробурении внутри бурильной колонны секциями монтируется электрокабель, по которому к электробуру подается энергия.

При всех способах бурения колонна прямо или косвенно является каналом связи с забоем, при этом осуществляется: механическая связь путем разгрузки части веса колонны на забой и изменения осевых усилий в бурильном инструменте, а также связь по потоку жидкости, движущейся в канале колонны.

Для обеспечения осевой нагрузки на долото, рассчитывают через длину стальных труб по формуле:

G=Р_ш*F_к, Рш – твердость горных пород по штампу, МПа, (Па); Fк – проекция площади контакта нескольких зубцов долота в момент окончания единичного силового контакта (вдавливания) зубцов с породой.

промывочной жидкости и труб ПК;

При определении G следует учитывать, что G должна, быть выше нагрузки на породы на величину гидравлического усилия под долотом:

— размерность 1 в кг/м3.

Для бурения скважин в условиях Среднего ПриобьяG  25 МПа и легко измеряется на буровой

Предыдущая891011121314151617181920212223Следующая

Обеспечение безопасности рабочих при бурении скважин на Самотлорском месторождении

Данный расчет связан с определением нормативного времени, затрачиваемого непосредственно на процесс крепления скважин, а также затрат времени на установку центрирующих фонарей, ожидание затвердевания цемента, разбуривание цементной пробки и на промывку скважины после разбуривания цементной пробки.

Расчет нормативного времени на крепление скважин

При определении нормативного времени на крепление скважины используется сборник УНВ [23].

В укрупненные нормы времени на крепление скважины включено время на выполнение следующих видов работ:

– промывка скважины перед спуском обсадных труб – 2 цикла;

– подготовительно-заключительные работы перед спуском обсадных труб;

– спуск резьбовых обсадных труб;

– подготовительно-заключительные работы к промывке скважины во время спуска колонны обсадных труб;

– промежуточные работы во время спуска колонны;

– промывка скважины перед цементированием – 2 цикла;

– подготовительно-заключительные работы к цементированию колонны обсадных труб;

– заключительные работы после затвердевания цемента;

– герметизация устья скважины.

В проекте предусмотрен спуск направления Æ 324 мм до 50 м, кондуктора Æ 245 мм до 710 м, эксплуатационной колонны Æ 146 мм до 3000 м.

Исходя из этих данных, нормативное время на крепление составит для направления – 3,73 часа, кондуктора – 13,23 часа и эксплуатационной колонны – 30,07 часа.

Расчет нормативного времени на установку центрирующих фонарей

Согласно [1] предусмотрена установка 13 фонарей. Норма времени на установку одного центрующего фонаря в сборе, определяемая на основе фактических данных о работе буровых бригад составляет 1 мин. Нормативное время составляет

13 × 1 = 13 мин = 0,22 ч.

Расчет нормативного времени ожидания затвердевания цемента

Время ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) нормируется на основе фактических данных по скважинам, пробуренных в аналогичных условиях, но не выше предусмотренных норм времени

ОЗЦ кондуктора – 16 ч;

Природоохранные мероприятия при строительстве скважин

Обеспечение нормативного качества природной среды при бурении скважин достигается применением: экологически чистых материалов и химреагентов для буровых растворов; технико-технологических решений по организованному сбору производственных отходов и их безопасному хранению на территории буровой в процессе строительства скважин; мероприятий по утилизации, вызову, очистке и обезвреживанию отходов бурения как в процессе сооружения скважин, так и при ликвидации шламовых амбаров; в полном объеме технических средств и технологического комплекса мер для бурения, крепления и освоения скважин в соответствии с рабочим проектом на строительство скважин и технологическими регламентами на отдельные виды работ; эффективных и своевременных мер по восстановлению земель, нарушенных бурением, а также ликвидаций последствий загрязнения природной среды в районах буровых работ.

Комплекс средозащитных мероприятий выбирают с учетом особенностей природно-климатических и почвенно-ландшафтных условий строительства скважин и проектной технологии бурения. Для исключения попадания отходов бурения на территорию буровой должна быть предусмотрена инженерная система организованного их сбора.

С этой целью на территории буровой либо устанавливают специальные емкости, либо сооружают земляные котлованы в минеральном грунте. Для исключения фильтрации жидких отходов бурения из шламовых амбаров их дно и стенки должны быть гидроизолированы.

Основной природоохранной функцией тампонажных растворов является изоляция с их помощью флюидосодержащих пластов друг от друга и от земной поверхности. Все работы по цементированию осуществляются с установкой техники на специальной площадке у устья скважины.

Одним из важнейших природоохранных мероприятий является снижение объемов образующихся отходов, что достигается применением многоступенчатой очистки буровых растворов от выбуренной породы и использованием рецептур буровых растворов с высоким ингибирующим эффектом.

При аварийных разливах нефти, минерализованной воды или бурового раствора их удаляют при помощи бульдозера, экскаватора, самосвалов и машин оборудованных танкерами для сбора нефти, либо используют различного рода сорбенты. Использованные сорбирующие вещества либо сжигаются в качестве топлива, либо захороняются.

Оборудование бригадного хозяйства, жилые вагон-домики, кухня-столовая не должны располагаться за пределами основной обваловки площадки. Обустройство площадки должно быть таким, чтобы не допускались утечки с поверхности и внутригрунтовой инфильтрации токсичных загрязнений: шлама, отработанных буровых растворов и промывочных жидкостей, промышленных и хозбытовых стоков, минерализованных вод, нефти и нефтепродуктов.

Сбор бытовых отходов производится в мусоросборник (деревянный) который устанавливается рядом со столовой, а затем вывозится на городскую свалку. Жидкие отходы кухни, вагон-душевой и туалета накапливаются в выгребных ямах, гидроизолированных пленкой, которые затем закапываются.

С учетом требований экологов и с целью снижения ущерба от загрязнения окружающей среды на каждой строящейся скважине должен быть план ликвидации аварий (открытое фонтанирование, нарушение обваловки амбара и т.д.). план должен содержать оповещение служб организаций, которые должны участвовать в ликвидации аварий, перечень требуемых технических средств и аварийного запаса обезвреживающих реагентов, способ сбора и удаления загрязняющих веществ.

Значение ПДК материалов и химреагентов используемых в бурении для водных объектов приводятся в таблице.

Таблица – Значение ПДК материалов и химреагентов

Источник

Словарь терминов по бурению, геофизике и ГТИ

Бурение скважины

Процесс искусственного образования в массиве выработки небольшого круглого сечения (скважины).

Процесс бурения скважины заключается в последовательном разрушении поверхности забоя скважины и извлечения продуктов разрушения на поверхность.

Выделяют 4 категории бурения скважины в зависимости от их глубин:

По характеру разрушения горных пород различают механические и немеханические способы бурения.

Механические способы бурения:

Немеханические способы бурения (разрушение горной породы происходит без непосредственного контакта ее с инструментом):

Немеханические способы при бурении скважины на нефть и газ пока не нашли широкого промышленного применения.

В качестве породоразрушающего инструмента при бурении скважины на нефть и газ используются буровые долота.

В процессе бурения мелких скважин выбуренную породу поднимают с забоя при помощи желонок (периодический процесс) или используя шнеки, витые штанги, циркуляцию газа, жидкости, раствора (непрерывный процесс).

При глубоком бурении на нефть и газ забой скважин обычно очищается от выбуренной породы потоком непрерывно циркулирующей промывочной жидкости (бурового раствора); реже производится продувка забоя газообразным рабочим агентом.

При разведке и эксплуатации залежей нефти и газа, которые находятся под участками, недоступными для установки бурового оборудования, а также для лучшего вскрытия залежи и в ряде других случаев используется искусственное искривление ствола скважины в заданном направлении (наклонное бурение: наклонно-направленное, кустовое, многозабойное, двухствольное).

Геофизика промысловая

Совокупность геофизических методов исследования и некоторых операций в скважинах, бурящихся с целью поиска и разведки месторождений нефти и газа.

Геофизика промысловая включает в себя:

К геофизике промысловой также относятся и некоторые операции в скважинах:

Исследования методами геофизики промысловой являются неотъемлемой частью процесса проходки скважины.

Геолого-технологические исследования скважины в процессе бурения, одно из направлений промысловой геофизики.

Решаемые задачи:

Партия ГТИ осуществляет:

Эффективная работа партий ГТИ возможна лишь на основе применения рациональной технологии сбора, подготовки и обработки информации, четкого взаимодействия с буровой бригадой, буровым и геофизическим предприятием.

Полученная геолого-технологическая информация также используется при проектировании строительства очередных скважин.

Дегазация

Извлечение природного газа из горных пород или пластовых вод, нефтей и подземных газов.

Измерения в скважине

Проводятся с целью контроля технического состояния скважины, геофизических исследований скважин, а также контроля при эксплуатации скважин.

Осуществляются при проведении исследований в бурящихся и добывающих скважинах.

Результаты измерений используются также при комплексной интерпретации каротажных материалов.

Применяются следующие измерения:

Инклинометрия скважины

Измеряют угол отклонения оси скважины от вертикали (зенитный угол) и магнитный азимут проекции оси скважины на горизонтальную плоскость.

Данные инклинометрии скважины используются:

Исследования скважин

Комплекс работ на скважине, проводимых в процессе бурения и после его завершения.

Объем, детальность и последовательность операций зависят от назначения скважины.

На поисковых и разведочных скважинах проводят следующие виды исследований:

Каротаж

В зависимости от того, какой физический или химический параметр изучается в разрезе скважины, различают каротаж

Обычно используется комплекс, состоящий из нескольких видов каротажа. Комплекс выбирается в зависимости от вида полезного ископаемого, на которое ведется разведка, геологического строения района, технических условий бурения и т.п.

Важной особенностью каротажа является возможность изучения физических свойств горных пород в условиях их естественного залегания.

Для проведения каротажа в скважину на специальном каротажном кабеле спускается измерительная установка, состоящая из каротажного зонда и скважинного прибора. На земной поверхности с помощью аппаратуры, входящей в комплект каротажной станции, регистрируется информация, поступающая с измерительной установки в процессе перемещения по стволу скважины. Каротажная диаграмма отображает непрерывное изменение изучаемого параметра по разрезу скважины в заданном масштабе параметра и глубины.

! Ряд авторов (В. Н. Дахнов, В. М. Добрынин и др.) считают термин «каротаж» неудачным и предлагают вместо него использовать термины «метод», «-метрия» (например, радиометрия, гамма-метод и т. д.).

Каротаж газовый

Комплекс методов изучения нефтегазоносности разреза, основанных на определении содержания и состава углеводородов в промывочной жидкости, шламе и керне.

Газовый каротаж может проводиться как в процессе бурения, так и после него.

При газовом каротаже в процессе бурения анализируется газ, поступающий в циркулирующую промывочную жидкость из разбуриваемых пород.

При газовом каротаже после бурения, т.е. при длительных перерывах в циркуляции, анализируется газ, поступивший в промывочную жидкость из нефтегазоносных пластов в результате диффузии. После возобновления циркуляции газ при помощи специального дегазатора извлекается из промывочной жидкости и в виде газовоздушной смеси подается в газоанализатор и хроматограф, в которых проводится суммарный и компонентный УВ-анализ. Попутно выполняется люминесцентный анализ проб жидкости, керна и шлама.

Данные газового каротажа используются для выделения в разрезе скважины интервалов, перспективных на нефть и газ, и для оценки характера насыщения пластов.

Наиболее эффективен газовый каротаж при соблюдении следующих условий:

Каротаж механический

Определение времени, расходуемого на бурение единицы длины скважины.

Наиболее распространенными интервалами, для которых определяется скорость бурения, являются 0,25; 0,5 и 1 м.

Скорость бурения зависит как от технологических параметров режима бурения, типа и размера используемого долота, так и от прочностных и абразивных свойств горной породы, которые определяются ее литологией.

Это позволяет использовать каротаж механический для расчленения разреза скважины и уточнения литологического состава пород.

Данные каротажа механического привлекаются также для интерпретации материалов газового каротажа.

Регистрация кривой каротажа механического производится либо приборами, входящими в состав газокаротажной станции, либо станцией контроля параметров режима бурения.

Каротаж стандартный

Комплекс методов электрического каротажа, состоящий из каротажа потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС) и каротажа сопротивления потенциал- и (или) градиент-зондами стандартной для данного района длины.

Проведение стандартного каротажа диктуется необходимостью иметь во всех скважинах района сопоставимые, независимые от геометрии зондов каротажные данные. Тип и размер зондов выбирают в зависимости от геологических условий района и технических условий бурения. Стандартный зонд должен хорошо расчленять разрез скважины и давать достаточно правильное представление об удельном электрическом сопротивлении пластов.

Эти условия, как правило, противоречивые, так как мощность пластов и их удельное сопротивление изменяются в широких пределах, к тому же часть пластов имеют зону проникновения. Поэтому обычно используют два стандартных зонда: короткий потенциал-зонд, который хорошо расчленяет разрез, и градиент-зонд достаточно большой длины (обычно АО = 2,25 м) для оценки удельного сопротивления пласта.

Кривые стандартного каротажа регистрируются в масштабе глубин 1 :500. Иногда в комплекс стандартного каротажа включается радиоактивный каротаж.

Данные стандартного каротажа используются для корреляции и литологического расчленения разрезов скважин и для выделения в них коллекторов.

Коллектор

Горная порода с высокой пористостью и проницаемостью, содержащая извлекаемые количества нефти и газа.

Основными классификационными признаками коллектора являются условия фильтрации и аккумуляции в них пластовых флюидов.

По этим условиям коллекторы делятся на:

Каждый из перечисленных типов коллекторы связан с определенными типами горных пород и характеризуется своими особенностями стационарной, нестационарной и двухфазной фильтрации, а также приуроченностью пластового флюида к тому или иному типу пустотного пространства.

Кроме того, коллекторы классифицируются по проницаемости независимо от типа фильтрующих пустот. Наиболее удобно делить коллекторы на 5 классов (проницаемость, мкм 2 ): I — более 1; II — 0,1—1; III— 0,01—0,1; IV —0,001 — 0,01; V — менее 0,001.

По рентабельности промышленной эксплуатации коллекторы делят на эффективные коллекторы и неэффективные.

Коллектор эффективный — коллектор, обладающий такими емкостными и фильтрационными свойствами, которые обеспечивают рентабельность промышленной эксплуатации месторождения в конкретных геолого-технических условиях.

Доля коллектора эффективного в составе коллекторов в разных нефтегазоносных комплексах колеблется в очень широких пределах (от первых процентов и даже долей процента до десятков процентов в зависимости oт состава коллекторов и степени их уплотнения). Как правило, с уменьшением доли коллектора эффективного в нефтегазоносном комплексе падают удельные запасы УВ.

Выделение пластов-коллекторов по данным промыслово-геофизических исследований — осуществляется по комплексу методов.

В терригенном разрезе в общем случае породы-коллекторы характеризуются следующими признаками:

1) отрицательной аномалией на диаграммах каротажа потенциалов самопроизвольной поляризации;

2) наличием глинистой корки, отмечаемой сужением диаметра на кривых кавернометрии;

3) низкими показаниями гамма-каротажа;

4) неравенством показаний потенциал- и градиент-зондов на диаграммах микрокаротажа;

5) наличием зоны проникновения, параметры которой определяются по данным зондирования каротажного бокового;

6) повышенными показаниями «индекса свободного флюида» на диаграммах каротажа ядерно-магнитного;

7) повышенными значениями суммарных газопоказаний на диаграммах каротажа газового;

8) наличием фильтрации промывочной жидкости в пласт по данным каротажа фильтрационного.

Карбонатные коллекторы с межзерновым типом пористости выделяются по тем же признакам, что и терригенные коллекторы.

Выделение карбонатных коллекторов со сложным типом пустотного пространства осуществляется путем:

2) путем графического сопоставления каротажных кривых, функционально связанных с пористостью (КС, АК, НГК, ГГК). Для этого кривые нормализуются против опорного интервала с межзерновым типом пористости, а участки расхождения кривых в зависимости от знака расхождения интерпретируются как интервалы с преобладанием либо кавернозного, либо трещинного типа пустотного пространства.

Кроме того, существуют и др. способы определения коллекторов, например способы двух растворов, «каротаж — испытание — каротаж», способ временных измерений геофизических параметров с изменением или без изменения скважинных условий и др. специальные способы.

Конструкция скважины

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:
1) направление — для предотвращения размыва устья;
2) кондуктор — для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции горизонтов с грунтовыми водами, установки на устье противовыбросового оборудования;
3) 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;
4) эксплуатационная колонна — для изоляции горизонтов и извлечения нефти и газа из пласта на поверхность.

Месторождение

К единому месторождению относится также группа залежей, разобщенных в плане, но контролируемых одной локальной структурой.

При указании типа месторождения на первое место ставится компонент с наименьшей величиной запасов, на второе — с наибольшей. Например, газонефтяное — преобладает нефть, нефтегазоконденсатное — преобладает газоконденсатная система и т. д.

Градации крупности месторождения:

— в США (категории крупности):

Гигантскими считаются месторождения нефти с извл. запасами свыше 13,5 млн. т (100 млн. баррелей), газа — свыше 1,7 млрд. м 3 (60 млрд. фут 3 ).

Месторождение замыкающее — месторождение, характеризующееся предельно допустимым уровнем приведенных затрат на вовлечение данного вида полезного ископаемого в эксплуатацию. К замыкающим обычно относят мелкие и (или) малодебитные месторождения, которые необходимо вводить в эксплуатацию для обеспечения оптимального плана добычи нефти, газа или др. полезных ископаемых.

Месторождение, подготовленное к разработке —разведанное месторождение (залежь) или часть месторождения (залежи) нефти и газа называется подготовленным к разработке, если:

а) балансовые и извлекаемые запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, утверждены ГКЗ СССР /информация от 1988 г./и, кроме того, дана оценка перспективных ресурсов нефти, газа и конденсата на этом месторождении;

б) утвержденные извлекаемые запасы нефти и конденсата, балансовые запасы газа, а также содержащихся в них имеющих промышленное значение компонентов, используемые при проектировании предприятий по добыче нефти и газа, составляют не менее 80 % категории С₁ и до 20 % категории С₂;

в) состав и свойства нефти, газа и конденсата, содержание в них компонентов, имеющих промышленное значение, особенности разработки месторождения (залежи), дебиты нефти, газа и конденсата, гидрогеологические, геокриологические и другие природные условия изучены в степени, обеспечивающей получение исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождения нефти или проекта опытно-промышленной разработки месторождения газа;

г) в районе разведанного месторождения оценены сырьевая база строительных материалов и возможные источники хозяйственно-питьевого и технического водоснабжения, обеспечивающие удовлетворение потребностей будущих предприятий по добыче нефти и газа;

д) имеются сведения о наличии в разведочных скважинах поглощающих горизонтов, которые могут быть использованы для сброса промышленных и других сточных вод;

е) составлены рекомендации о разработке мероприятий по обеспечению предотвращения загрязнения окружающей среды.

Методы возбуждения притока в скважину

Допустимое понижение уровня (давления) определяется техническим состоянием ствола скважины, устойчивостью вскрытых пород (их сцементированностью, трещиноватостью, пластичностью) и обычно не превышает 2/3 расстояния от устья скважины до вскрытого пласта.

При отсутствии притока или при его незначительной величине проводят дополнительную промывку забоя водой, осуществляют кислотную обработку вскрытых пород, гидроразрыв, повторную перфорацию обсадной колонны или торпедирование.

Методы геофизические контроля технического состояния скважины

Составляют значительную и важную часть исследований, проводимых в бурящихся и добывающих скважинах.

К этим методам относятся:

Широко используются методы контроля качества цементирования скважины, которые позволяют определять высоту подъема цемента в затрубном пространстве и оценивать качество сцепления цемента с обсадной колонной и горными породами.

Применяются и др. методы, позволяющие контролировать состояние обсадной колонны, выявлять в ней дефекты и повреждения, определять местоположение соединительных муфт, оценивать качество перфорации, находить место прихвата бурильной колонны и т. п.

В ряде случаев для контроля технического состояния скважины привлекаются методы каротажа, которые в благоприятных условиях дают возможность оценивать пластовые давления, выделять поглощающие или отдающие интервалы в разрезе скважины и т. д. В свою очередь результаты методов контроля используются при комплексной интерпретации каротажных материалов.

Методы геофизические опробования пластов

Вызов притока пластового флюида с помощью специальных аппаратов, спускаемых в скважину на каротажном кабеле или бурильных трубах, с целью определения характера насыщения испытуемого интервала.

Опробователи на кабеле снабжены управляемой с земной поверхности гидравлической системой, герметически прижимающей пробоотборник к стенке скважины, а также баллонами, в которые благодаря разнице давлений в аппарате и в пласте поступает флюид из прискважинной зоны пласта.

Отобранная проба анализируется в лаборатории на компонентный химический состав, что позволяет сделать заключение о характере насыщения пласта.

Испытатели на трубах позволяют получать больше информации, так как они дают возможность создавать большую депрессию на пласт. Эти испытатели снабженыглубинными манометром и термометром. Испытатель устанавливается в выбранном интервале, который при помощи пакерующего устройства изолируется от верхней части разреза скважины (либо от верхней и нижней — при двухпакерной системе).

Кроме определения характера насыщения испытатель позволяет оценивать пластовое давление, ср. эффективную проницаемость, дебит притока и т. п.

Методы изучения коллекторских свойств горных пород

Предназначены для определения важнейших параметров пород-коллекторов.

Выделяются три основных класса методов :

Лабораторные методы используются на всех этапах изучения коллекторов и основаны на исследовании в лабораторных условиях поднятого из скважин керна или собранных на обнажениях коренных пород образцов.

Полученные физическими методами данные о пористости, проницаемости, водонефтенасыщенности и остаточной водонасыщенности являются наиболее достоверными и используются при подсчете запасов месторождений и при составлении проекта их разработки.

Петрографические методы служат для ориентировочной оценки пористости, параметров микротрещиноватости; чаще всего они используются на первых этапах поисков и разведки. Получаемые с их помощью данные должны носить массовый характер с последующей статистической обработкой результатов для получения усредненных значений по всему рассматриваемому участку разреза.

Их использование требует дополнительных данных о мощности пласта, вязкости насыщающей пласт жидкости (метод пробных откачек) или пористости пород, а также о коэффициентах сжимаемости пор и насыщающей их жидкости (методы нестационарной фильтрации). Гидродинамические методы являются необходимым элементом исследования месторождений на этапах их разведки и составления проекта разработки.

Промыслово-геофизические методы отличаются от других тем, что получаемые с их помощью данные о коллекторских свойствах пород имеют, как правило, относительный характер. Поэтому они служат в основном для сопоставления разрезов скважин и для определения границ изучаемых горизонтов.

Методы изучения осадочных горных пород петрографические

Включают способы качественного и количественного определения различных характеристик пород под поляризационным микроскопом в проходящем и отраженном свете.

Качественно оцениваются цвет пород, их структура и текстура, морфология зерен, тип цементации, наличие трещин и их минеральное выполнение, наличие органических остатков и т. п.

Количественные методы (наиболее разработанные и широко применяемые при изучении нефтегазоносных отложений):

Подсчеты гранулометрического состава обломочных пород, проводимые с помощью окуляр-микрометра.

Обычно измеряют размеры 50— 100 зерен, причем либо только по одной из осей зерна (длинной или короткой), либо по двум. Разрабатываются приемы, позволяющие переходить от ситовой гранулометрии к гранулометрии по шлифам, что особенно важно при изучении уплотненных пород, в которых искусственная дезинтеграция искажает размеры зерен.

Подсчитывают обломочные зерна и компоненты цемента. Из обломочных зерен обычно фиксируют кварц, калиевые полевые шпаты, кислые и средние (4-основиые) плагиоклазы, обломки кремнистых, глинистых, кислых и средних эффузивных и карбонатных пород, слюды и пр. Наиболее информативны подсчеты в хорошо сортированных песчаных породах.

Подсчеты вещественного состава карбонатных пород, проводимые аналогичным способом, но обычно с применением красителей, позволяющих прежде всего отличать кальцит от доломита.

Измерение степени уплотнения обломочных пород, опирающееся на определение числа контактов данного обломочного зерна с другими обломочными зернами, а из этих контактов — число контактов разных типов (касательных, линейных, выпукло-вогнутых и пр.).

Измерение интенсивности вторичных изменений пород, таких как степень каолинизации обломочных пород, доломитизации известняков и пр.

Количественное изучение структуры порового пространства пород, включающее подсчеты суммарной пористости, долей пор разного размера и формы и т. п.

Эти подсчеты часто осуществляют после предварительного насыщения пор органическими красителями.

Определение параметров трещиноватости (плотности трещин, их раскрытости, доли минерализованных трещин и т. п.).

Все перечисленные подсчеты важны для характеристики обломочных и карбонатных коллекторов.

Методы интенсификации нефтедобычи

Мероприятия, направленные на увеличение нефтеотдачи пласта посредством:

а) динамического вытеснения нефти (создания «поршневого эффекта»);

б) воздействия на физико-химические свойства пластового флюида;

в) воздействия на физические свойства пласта.

Вытеснение нефти может осуществляться:

1) закачкой воды в пласт (заводнение). Применяются:

Нефтеотдача при заводнении достигает 60—70 %.

2) закачкой газа (природного или воздуха) либо в повышенную часть пласта — при его высокой проницаемости и углах падения более 10°, либо по всей его площади — при низкой проницаемости коллекторов и углах падения менее 10°.

Нефтеотдача при закачке газа увеличивается на 5—25 %.

Воздействие на нефть в пластовых условиях направлено на снижение ее вязкости и поверхностного натяжения, на повышение ее фазовой проницаемости.

Достигается это закачкой в пласт поверхностно-активных веществ (ПАВ), карбонизированной воды или углекислоты, сухого и метанного газа при высоком давлении, жирного и сжиженного газа (приводит к растворению нефти газом), мицеллярных растворов (нефтяного сульфоната, полимеров), органических растворителей (тяжелых спиртов, газового бензина) и т. д.

Нефтеотдача возрастает на 50—70 %.

Закачка в пласт пара и горячей воды увеличивает нефтеотдачу на 15—25 %.

Применяется также создание очага горения в пласте, при котором достигается почти полное извлечение нефти (75—90 %) в результате роста давления в пласте при резком увеличении в нем объема газа, образовании пара и т. д.

Воздействие на физико-химические свойства пластовой воды различными загустителями (жидкое стекло, смолы, полиакриамиды и пр.), водогазовыми смесями и пенами приводит к стабилизации процесса вытеснения нефти водой и к уменьшению объема попутно добываемой воды вследствие снижения ее фазовой проницаемости.

Нефтеотдачу при этом удается увеличить на 20 % и более.

Улучшение физических параметров пластов достигается либо закачкой в них карбонизированной воды, углекислоты, щелочей, серной кислоты, либо подземными взрывами большой мощности; при этом создаются новые трещины и расширяются старые.

Бактериальные методы интенсификации заключаются во введении в пласт через нагнетательные скважины углеводородокисляющих и газообразующих микроорганизмов и питательных субстратов для них, а также в активизации естественных аэробных и анаэробных биоценозов бактерий.

Наиболее активными являются газообразующие бактерии из рода Clostridium, которые на дешевых питательных субстратах (озерные илы) образуют значительные количества СН₄, СО2, Н2, N2, снижающие вязкость и повышающие подвижность нефти в коллекторе.

В результате жизнедеятельности микроорганизмов возможно увеличение пористости пород, уменьшение поверхностного натяжения нефти.

Методы исследования пластов гидродинамические

Комплекс методов определения коллекторских свойств пластов — коллекторов нефти и газа по данным об изменениях давления и дебита в скважинах при различных режимах их эксплуатации.

В отличие от лабораторных методов изучения коллекторских свойств единичных образцов пород, эти методы позволяют оценить интегральные характеристики либо призабойной зоны скважины (исследование единичных скважин), либо достаточно больших участков пластов (исследование взаимодействия скважин).

Методы делятся на две группы:

например, метод построения индикаторных кривых (метод пробных откачек, или метод установившихся притоков). С его помощью по данным о зависимости дебита скважины от разности между пластовым и забойным давлениями можно определить проницаемость призабойной зоны по формуле Дюпюи.

осуществляют обработку данных об изменении давления в скважине при изменении режима работы этой скважины (метод восстановления давления) либо соседней (метод взаимодействия скважин). С помощью этих методов может быть определен коэффициент пьезопроводности.

Методы контроля качества цементирования скважины

Служат для определения высоты подъема цемента за обсадной колонной и для оценки качества изоляции пластов друг от друга.

основан на регистрации изменений температуры при экзотермической реакции в процессе затвердевания цементного раствора. По изменениям температуры определяются высота подъема цемента и наличие его в затрубном пространстве; (см. термометрия )

основан на измерении затухания продольной упругой волны, распространяющейся по обсадной колонне, цементу и породе.

Регистрируют амплитуды продольной волны в колонне А_к и в породе А_п и время распространения продольной волны в породе. При хорошей связи цемента с колонной и породой наблюдаются минимальные амплитуды и максимальное затухание сигнала. При отсутствии цемента за колонной наблюдается обратная картина. Средними значениями отмечаются участки с частичным заполнением либо с недостаточно прочным сцеплением цемента с породой и колонной;

Разница в плотности затвердевшего цемента и контактирующей с ним жидкости (пластовой или промывочной) позволяет использовать гамма-гамма-каротаж.

Регистрируют одновременно несколькими детекторами, расположенными по периметру прибора, интенсивность рассеянного гамма-излучения. Совпадение всех кривых указывает на качественное цементирование.

Причинами расхождения кривых и смещения их относительно друг друга могут быть: эксцентриситет обсадной колонны, несплошная или односторонняя заливка, отсутствие цемента за колонной. Каждая из причин характеризуется определенным вариантом расхождения и смещения кривых гамма-гамма-каротажа.

Методы разведки геофизические

Обобщенное название методов исследования геологического строения Земли, основанных на изучении распределения естественных или искусственно создаваемых физических полей: гравитационного, магнитного, сейсмического, электрического, электромагнитного, радиоактивного, теплового.

Использование методов разведки геофизических для решения геологических задач базируется на эффекте отображения вертикальной и латеральной изменчивости физических свойств горных пород в геофизических полях.

Возможности методов разведки геофизических при изучении того или иного геологического объекта определяются контрастностью изменения его физических свойств относительно вмещающей среды, размерами и формой объекта, а также разрешающей способностью и глубинностью метода.

Методы увеличения притока жидкости из скважины

Комплекс мероприятий, направленных на увеличение проницаемости пласта-коллектора в призабойной зоне скважины.

Кислотная обработка пласта (КОП) —закачка в призабойную зону карбонатных и терригенных с карбонатным цементом коллекторов растворов соляной кислоты (с добавками различных химических реагентов).

Кислота, попадая в пласт, растворяет карбонатный скелет или цемент породы и увеличивает ее проницаемость. Эффективность метода зависит от глубины проникновения соляной кислоты в пласт и от ее концентрации.

Для пластов с очень низкой проницаемостью при высоком содержании доломитов в пласт закачивают нагретую кислоту (термокислотная обработка). Эффект КОП непродолжителен.

Метод противопоказан для пород с повышенным содержанием глинистого материала (глинистые частицы разбухают под действием кислоты), в этом случае в раствор соляной кислоты добавляют до 3 % плавиковой кислоты, которая растворяет глинистые частицы.

Гидроразрыв пласта (ГРП) — закачка в пласт жидкости под давлением, иногда близким к геостатическому, в результате чего увеличиваются раскрытость и протяженность естественных трещин и возникают новые.

Обычно закачивают жидкости разного состава и вязкости с песком, зерна которого расклинивают трещины. ГРП применяется для уплотненных терригенных и карбонатных пород (часто в комплексе с кислотной обработкой).

Обработка пласта ПАВ — закачка в пласт поверхностно-активных веществ (ПАВ), снижающих поверхностное натяжение на разделе нефть — вода и уменьшающих возможность образования стойких водонефтяных эмульсий.

Термический метод обработки пласта — тепловое воздействие на призабойную зону либо нагревателями (электрическими, водоциркуляционными), либо паром.

В результате повышения температуры значительно снижается вязкость пластовых нефтей, уменьшается их поверхностное натяжение, растворяются твердые компоненты (парафины, смолы и др.).

Кроме того, для увеличения притока используются перфорация повторная и гидропескоструйная, торпедирование и т. д.

Опробование пластов

Комплекс работ, выполняемых в скважине с целью вызова притока пластовых жидкостей и газа, отбора их проб и определения их ориентировочного дебита.

Процесс опробования пластов может быть условно разделен на три стадии:

а) выбор объектов опробования и подготовка скважины к испытанию;

б) испытание пласта;

в) исследование пласта.

При наличии нескольких объектов опробования все стадии повторяются, за исключением выбора объектов, но число объектов и их положение уточняются после опробования предыдущих.

Выбор объектов опробования проводится по совокупности геологической, технической и геофизической информации не только по данной скважине, но и по всему изучаемому району (месторождению).

Аналогично выполняется и подготовка скважины к опробованию (спуск обсадных колонн, цементирование затрубного пространства, оборудование устья скважины, испытание колонны и устьевой арматуры на герметичность, подбор комплекса оборудования для опробования).

Испытание пласта в нефтяной геологии проводится с целью установления характера его нефтегазоносности, получения основной геолого-промысловой информации для подсчета запасов нефти и газа промышленных категорий и для составления проектов разработки. Испытания ведутся в скважинах всех категорий как в процессе их бурения, так и после окончания бурения и спуска эксплуатационной колонны (см. конструкция скважин).

Исследование пласта является заключительным этапом его опробования. Операции по исследованию пластов в процессе бурения осуществляются с помощью комплекта испытательных инструментов на трубах или на каротажном кабеле. В некоторых случаях испытатель пластов применяется и в обсаженных скважинах.

Исследование проводится, если получен существенный приток жидкости (более 1—3 м 3 /сут) или газа (более 1—3 тыс. м 3 /сут). При этом измеряются дебиты нефти, газа, конденсата или воды при установившихся режимах фильтрации, соответствующие им забойное и устьевое давление и температура, ведутся наблюдения над восстановлением пластового давления и уточняется начальное пластовое давление, выявляются изменения состава жидкостей и газа при различных режимах работы скважины (в том числе при безводных режимах ее эксплуатации), определяется количество выносимой породы.

По уточненным данным рассчитываются коэффициенты продуктивности, газовые (конденсатногазовые) факторы, давление насыщения, определяются коэффициенты пьезопроводности и водопроводимости. После завершения всех операций отбирают устьевые и глубинные пробы всех полученных жидкостей и газов. Число глубинных проб нефти, воды, газа и конденсата должно быть не менее трех.

Отобранные пробы подвергаются различным исследованиям. При этом в первую очередь определяются:

— для нефти: фракционный и групповой состав отдельных фракций, содержание силикагелевых смол, асфальтенов, масел, парафинов, серы, иногда редких металлов, содержание твердых частиц, вязкость и плотность (в пластовых и стандартных условиях), температура начала кипения, изменение объема и вязкости при различных давлениях в пластовых и поверхностных условиях, коэффициент упругости, а по глубинным пробам — давление насыщения нефти газом, газовый фактор, коэффициент усадки;

— для газа (растворенного и свободного): содержание (об. %) метана, этана, пропана, бутанов., пентанов, гексанов и более тяжелых УВ, а также аргона, гелия, водорода, сероводорода, углекислого газа, азота, плотность по воздуху, теплота сгорания;

— для конденсата: содержание его в пластовых условиях (г/м 3 или см 3 /м 3 ), давление начала конденсации при пластовой температуре и давление максимальной конденсации на устье, фракционный и групповой состав, содержание парафина и серы, температура начала кипения, цвет, плотность и вязкость при 20 °С, выход конденсата (конденсатный фактор, г/м 3 ), отсепарированного при различных давлениях;

— для воды: полный химический состав, включая определение ценных попутных компонентов (иод, бром, бор, литий и др.), а также плотность, цвет, содержание твердых частиц, количество и состав растворенного в воде газа, содержание и состав ОВ, электрическое сопротивление.

Перфорация скважины

Операция, проводимая в скважине при помощи специальных стреляющих аппаратов ( перфораторов ) с целью создания в обсадной колонне отверстий, служащих для сообщения между скважиной и пластом-коллектором.

Эти отверстия используются как для извлечения пластового флюида, так и для закачки в пласт или затрубное пространство воды, газа, цемента и др. агентов.

Применяется также перфорация прихваченной бурильной колонны с целью восстановления циркуляции.

Обычно в обсадной колонне делается десять отверстий на один метр.

Система размещения скважин

Схема расположения точек заложения скважин на перспективной или нефтегазоносной площади и последовательность их бурения, обеспечивающие достоверное и эффективное решение геологоразведочных задач в конкретных геологических условиях.

Основные системы размещения скважин :

Треугольная Заложение каждой новой скважины в вершине треугольника, в двух других вершинах которого уже имеются пробуренные скважины. Кольцевая Размещение скважин последовательными рядами вокруг скважины-открывательницы на одинаковых гипсометрических отметках базисного продуктивного горизонта. Профильная Размещение скважин на разных гипсометрических отметках по профилю (линии), пересекающему структуру или площадь залежи в определенном направлении, с целью получения профильного геологического разреза.

Особенно часто сочетания систем размещения скважин используют при разведке месторождений, которые содержат залежи различного типа и размера и разведка которых ведется самостоятельными сетками скважин.

При современной методике поисково-разведочных работ системы размещения скважин выбирают также на основе решений, получаемых при анализе соответствующих математических моделей промышленных скоплений нефти и газа.

Скважина

Горная выработка цилиндрической формы глубиной более 5 м и диаметром более 75 мм, пройденная в горной породе или полезном ископаемом механическими или немеханическими способами бурения.

Скважины по их назначению в зависимости от стадий геологоразведочных работ и освоения месторождений подразделяются на следующие категории и группы (внутри категорий):

В основе выделения категорий скважин преобладает признак, определяющий общую задачу, выполняемую на той или иной стадии геологоразведочных работ или разработки месторождения. Исключением является категория специальных скважин, необходимость бурения которых может возникнуть на любой стадии.

Подразделение скважин на группы подчинено главным образом функциональному назначению отдельных скважин, в совокупности обеспечивающих решение общей задачи.

В практике используются классификации по другим признакам:

Скважина метрологическая —скважина, в которой осуществляется метрологический контроль скважинной геофизической аппаратуры.

Скважина опорная —предназначена для изучения геологического строения, гидрогеологических и геохимических особенностей крупных геоструктурных элементов, для определения общих закономерностей распространения комплексов отложений, благоприятных для нефтегазообразования и нефтегазонакопления, с целью количественной оценки нефтегазоносности и выбора наиболее перспективных направлений поисковых работ.

Бурение опорной с является составной частью комплекса региональных исследований. Они закладываются в благоприятных структурных условиях и бурятся до фундамента, а в областях его глубокого залегания — до технически доступных глубин. В этих скважинах проводят комплекс геолого-геофизических исследований, предусмотренный «Инструкцией по проводке опорных скважин и камеральной обработка материалов опорного бурения».

В зависимости от геологической изученности региона и сложности решаемых задач опорные скважины подразделяются на две группы:

Скважина параметрическая — бурится для изучения геологического строения и сравнительной оценки перспектив нефтегазоносности возможных зон нефтегазонакопления и для получения геолого-геофизической характеристики разреза отложений, уточняющей результаты и повышающей достоверность сейсмических и др. геофизических работ.

На основе комплексного анализа результатов параметрического бурения и материалов геолого-геофизических исследований выявляют первоочередные районы для проведения поисковых работ.

Параметрические скважины имеют особое значение при решении региональных и поисковых задач в сложных геологических условиях (большие мощности и глубины, литофациальная неоднородность, тектоническая нарушенность разреза и т. д.), как в пределах крупных структурно-фациальных зон, так и на локальных участках, где данные геофизических работ являются недостаточно достоверными или интерпретируются неоднозначно.

Задачи, комплекс исследований в скважинах, вопросы организации работ, проектно-сметная документация на строительство, научную обработку и обобщение материалов регламентируются «Инструкцией по проводке и научной обработке материалов параметрических скважин».

Скважина структурная —предназначена в основном для выявления и подготовки к поисково-разведочному бурению перспективных площадей, характеризующихся наличием локальных структур и ловушек, где решение геолого-поисковых задач геофизическими методами затруднительно, малоэффективно или экономически нецелесообразно.

При изучении структур и ловушек с целью их детального картирования структурные скважины бурят до маркирующих горизонтов (как правило, на глубину до 2000 м).

В сложных геологических условиях бурение структурных скважин осуществляется чаще всего в комплексе с геофизическими методами; бурение дополняет их с целью уточнения деталей строения площади: прослеживание нарушений, выявление перерывов в разрезе, установление возраста слагающих его пород, получение данных о физических параметрах пород, привязка верхних опорных горизонтов, расшифровка др. структурно-параметрических особенностей.

На глубинах больше 2000 м, а также в условиях несоответствия структурных планов картирование структур с помощью бурения С. с. является неэффективным.

Скважина поисковая —предназначена для поисков новых месторождений на перспективных площадях, подготовленных детальными работами к поисковому бурению, и для поисков новых залежей в пределах ранее открытых или разрабатываемых месторождений.

К этой категории относятся скважины, бурение которых начато до получения первого промышленного притока: из данного горизонта на новой перспективной площади; из аналогичного горизонта, расположенного в обособленном тектоническом блоке структуры с доказанной промышленной нефтегазоносностыо; из нового горизонта в пределах известного месторождения. Бурением поисковых скважин решаются задачи, предусмотренные для одноименной стадии работ геологоразведочного процесса.

Скважина разведочная —предназначается для изучения месторождений и залежей с целью подготовки разведанных запасов нефти и газа по категории С₁ и получения исходных данных для составления проекта (технологической схемы) разработки.

Разведочные скважины бурят на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностыо, а также на месторождениях, введенных в эксплуатацию. Задачи, выполняемые каждой скважиной, определяются стадийностью геологоразведочных работ и степенью разведанности изучаемого месторождения или залежи.

При анализе результатов и методики разведочных работ среди разведочных скважин принято выделять продуктивные и непродуктивные, законтурные и внутриконтурные, оконтуривающие, оценочные и др. группы скважин по назначению, положению на площади, продуктивности и др. признакам.

Скважина тестовая —скважина, в которой выполняется наиболее полный комплекс исследовательских работ, по результатам которых формируется тестовый массив.

Тестовая скважина выбирается таким образом, чтобы наиболее представительно характеризовать исследуемую территорию.

Скважина эксплуатационная — предназначена для разработки и эксплуатации месторождений и залежей нефти и газа.

В эту категорию входят скважины:

Скважина специальная — предназначена для вспомогательных работ, выполнение которых обеспечивает нормальную технологию геологоразведочного процесса и разработки нефтяных и газовых месторождений (сброс промысловых вод, ликвидация открытых фонтанов нефти и газа, водоснабжение основного производства, подземное хранение газа и др.).

Скорость бурения

Темпы работ по бурению скважин.

Различают скорость бурения :

Этот показатель используется при планировании объемов буровых работ, финансировании, анализе хозяйственной деятельности, нормировании.

Характеризует темпы технологически необходимых работ по бурению и отражает технические возможности бурового оборудования и инструмента.

Выражается в метрах проходки за 1 час работы долота на забое (механического бурения). Используется для оценки эффективности внедрения новых долот, забойных двигателей, режимов бурения, промывочных жидкостей.

Хроматография

В простейшем виде эти условия осуществляются при прохождении потока смеси через колонну, содержащую слой сорбента.

Вследствие различной сорбируемости компонентов смеси происходит их разделение по всей длине колонны в результате повторяющихся актов сорбции-десорбции в элементарных условиях.

Основные виды хроматографии:

Все виды хроматографии находят применение в практике качественного и количественного хроматографического анализа многокомпонентных смесей.

В природных условиях процессы хроматографии сопровождают миграцию газов, нефтей и подземных вод, оказывая существенное влияние на состав этих флюидов.

Источник