Бурение нефтяных и газовых скважин

Размещено на http:\\www.allbest.ru\

25

Федеральное агентство по рыболовству

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Астраханский государственный технический университет»

РЕФЕРАТ

по дисциплине:

«Технико-экономическое обоснование выбора конструкции скважин»

на тему:

«Бурение нефтяных и газовых скважин»

Астрахань-2012

Содержание

Введение

1. Основные физико-механические свойства горных пород, влияющие на процесс их разрушения при строительстве скважин

2. Породоразрушающий инструмент

3. Бурильная колонна

4. Буровые растворы

5. Режим бурения

6. Крепление скважин

7. Вскрытие, опробование и испытание продуктивных пластов

Заключение

Литература

Введение

Бурение нефтяных или газовых скважин является сложным, а в ряде случаев и опасным процессом. Бурение нефтяных или газовых скважин может быть успешно осуществлено только при обязательном соблюдении ряда правил и положений. Таких правил и положений достаточно много, но основных семь.

Основные положения, гарантирующие успешную проводку скважины:

1. Все члены буровой бригады, особенно бурильщики, должны хорошо знать геолого-технический наряд (ГТН), особенности бурения в данном районе, геологический разрез (интервалы) скважины. Особое внимание должно быть обращено на интервалы, где возможны осложнения. При подходе к таким интервалам принимаются необходимые меры предосторожности.

2. Коллектив буровой бригады, особенно его основного звена - вахты, должен быть дружным и спаянным. Если в состав вахты входит человек, по каким-либо причинам не совместимый с остальными членами коллектива, его лучше перевести в другую вахту, бригаду.

Процесс бурения не всегда спокойный и безобидный, возможны экстремальные ситуации (аварии, газовые выбросы, пожары и т.д.), при которых от буровой бригады (вахты) требуются мастерство, хладнокровие, мужество и самоотверженность. В этих условиях взаимоотношения между членами бригады могут играть решающую роль.

Все члены буровой бригады, особенно бурильщики, должны быть профессионалами своего дела. Профессионализм в бурении достигается постоянными тренировками и повышением своей квалификации.

Процесс бурения в значительной мере консервативен. Он состоит из последовательности операций, нередко повторяющихся, которые обязательно производятся в определенном порядке. Отступление от этого правила в большинстве случаев приводит к осложнениям или авариям. В этом отношении буровую вахту можно сравнить с экипажем самолета, когда малейшее отступление от правил приводит к катастрофе.

Все члены коллектива обязаны соблюдать дисциплину в процессе строительства скважины. Малейшая расхлябанность, появление на работе в нетрезвом состоянии или после бурно проведенного накануне дня чревато серьезными последствиями. Потеря или притупление бдительности часто приводит к несчастным случаям, в том числе и со смертельным исходом. Каждое отступление от общепринятых норм не должно оставаться незамеченным.

Каждый член буровой бригады должен неукоснительно соблюдать правила техники безопасности, уметь оказать первую медицинскую помощь пострадавшему, твердо знать свои обязанности при газовом выбросе, пожаре и других экстремальных ситуациях. Задача бурового мастера - постоянно проводить учения и довести действия членов буровой бригады в этих ситуациях до полного автоматизма.

Каждый член буровой бригады должен выполнять только то, что ему предписано должностной инструкцией. Все остальные действия выполняются только по распоряжению бурового мастера (бурильщика).

1. Основные физико-механические свойства горных пород, влияющие на процесс их разрушения при строительстве скважин

Основными физико-механическими свойствами горных пород влияющими на процесс их разрушения при строительстве скважин, являются упругость и пластичность, твердость, абразивность и сплошность.

Упругие свойства горных пород. Все горные породы под воздействием внешних нагрузок претерпевают деформации, исчезающие после удаления нагрузки или остающиеся. Первые из них называются упругими деформациями, а вторые - пластическими. Большинство породообразующих минералов являются телами упруго-хрупкими, т. е. они подчиняются закону Гука и разрушаются, когда напряжения достигают предела упругости.

Пластические свойства горных пород (пластичность). Разрушению некоторых горных пород предшествует пластическая деформация, которая начинается при превышении напряжения в породе предела упругости. Пластичность зависит от минералогического состава горных пород и уменьшается с увеличением содержания кварца, полевого шпата и некоторых других минералов. Высокими пластическими свойствами обладают глины и породы, содержащие соли. При определенных условиях некоторые горные породы подвержены ползучести. Ползучесть проявляется в постоянном росте деформации при неизменном напряжении. Значительной ползучестью характеризуются глины, глинистые сланцы, соляные породы, аргиллиты, некоторые разновидности известняков.

Твердость горных пород. Под твердостью горной породы понимается ее способность оказывать сопротивление проникновению в нее (внедрению) породоразрушающего инструмента.

В геологии большое распространение имеет шкала твердости минералов Мооса, по которой условную твердость минералов определяют методом царапания. В основу этой шкалы взяты твердости наиболее часто встречающихся в породе минералов, причем менее твердым из них присваиваются меньшие номера:

- тальк;	6 - полевой шпат;
- гипс или каменная соль;	7 - кварц;
- известковый шпат или кальцит;	8 - топаз;
- плавиковый шпат;	9 - корунд;
- апатит;	10 - алмаз.

На основании многочисленных исследований Л.А. Шрейнер предложил классификацию горных пород, отличающуюся от шкалы твердости Мооса тем, что она наиболее полно учитывает основные физико-механические свойства горных пород, которые влияют на процесс бурения (табл. 1.1).

К I группе относятся породы, не дающие общего хрупкого разрушения (слабо сцементированные пески, суглинки, известняк-ракушечник, мергели, глины с частыми прослоями песчаников, мергелей и т.п.). Ко II группе относятся упругопластичные породы (сланцы, доломитизированные известняки, крепкие ангидриты, доломиты, конгломераты на кремнистом цементе, кварцево-карбонатные породы и т.п.). К III группе относятся упругохрупкие, в основном изверженные, и метаморфические породы.

Как правило, по твердости породы, участвующие в сложении нефтяных залежей, относятся к первым восьми категориям.

Таблица 1.1 Классификация горных пород по Шрейнеру

Группа	Категория	Твердость, МПа
	1	0,5. ..1,0
	2	1,0. ..2,5
I	3	2, 5. ..5,0
	4	5. ..10
	5	10. ..15
	6	15. ..20
	7	20. ..30
II	8	30. ..40
	9	40. ..50
	10	50. ..60
III	11	60. ..70
	12	более 70

Абразивность горных пород. Под абразивностъю горной породы понимается ее способность изнашивать контактирующий с ней породоразрушающий инструмент в процессе их взаимодействия, дбразивность пород проявляется в процессе абразивного (преимущественно механического) изнашивания и является его характеристикой. Поэтому показатели абразивности можно рассматривать как показатели механических свойств горных пород.

Абразивность горной породы, как и любой другой показатель механических свойств, отражает ее поведение в конкретных условиях испытания или работы. Понятие об абразивной способности тесно связано с понятием о внешнем трении и износе. Абразивные свойства горных пород изучены недостаточно. На трение существенно влияет среда. Коэффициент трения о породу, поверхность которой смочена глинистым раствором, меньше, чем тот же коэффициент при трении о породу, смоченную водой, и значительно ниже, чем коэффициент трения о сухую породу.

Среди горных пород наибольшей абразивностью обладают кварцевые и полевошпатовые песчаники и алевролиты (сцементированные породы с обломочными зернами размером от 0,01 до 0,1 мм). Разработано несколько классификаций по абразивности горных пород.

Сплошность горных пород. Данное понятие предложено для оценки структурного состояния горных пород и их способности передачи внутри породы воздействия, например давления внешней жидкостной или газовой среды. Степень пригодности для такого воздействия определяется внутриструктурными нарушениями в породе (трещины, поры, рыхлость).

2. Породоразрушающий инструмент

горный порода скважина буровой

В строении нефтяных и газовых месторождений принимают участие только осадочные горные породы. Основными физико-механическими свойствами горных пород, влияющими на процесс бурения, являются: упругие и пластические свойства, твердость, абразивность и сплошность.

Основной вид деформации, под действием которой породы в процессе бурения разрушаются, -- вдавливание. При бурении нефтяных и газовых скважин основным инструментом, при помощи которого происходит разрушение горной породы на забое и образуется собственно скважина, является долото.

По характеру разрушения породы все буровые долота классифицируются следующим образом.

Долота режуще-скалывающего действия, разрушающие породу лопастями, наклоненными в сторону вращения долота. Предназначены они для разбуривания мягких пород.

2. Долота дробяще-скалывающего действия, разрушающие породу зубьями или штырями, расположенными на шарошках, которые вращаются вокруг своей оси и вокруг оси долота. При вращении долота наряду с дробящим действием зубья (штыри) шарошек, проскальзывая по забою скважины, скалывают (срезают) породу, за счет чего повышается эффективность разрушения пород. Следует отметить, что выпускаются буровые долота и бурильные головки только дробящего действия. При работе этими долотами породы разрушаются в результате динамического воздействия (ударов) зубьев шарошек по забою скважины. Перечисленные долота и бурильные головки предназначены для разбуривания неабразивных и абразивных средней твердости, твердых, крепких и очень крепких пород.

3. Долота истирающе-режущего действия, разрушающие породу алмазными зернами или твердосплавными штырями, располагающиеся в торцовой части долота или в кромках лопастей долота. Долота с алмазными зернами и твердосплавными штырями в торцевой части применяются для бурения неабразивных пород средней твердости и твердых; долота лопастные армированные алмазными зернами или твердосплавными штырями -- для разбуривания перемежающихся по твердости абразивных и неабразивных пород.

По назначению все буровые долота классифицируются по трем классам:

долота для сплошного бурения, разрушающие породу в одной плоскости или ступенчато;

бурильные головки для колонкового бурения, разрушающие породу по периферии забоя;

долота для специальных целей (зарезные, расширители, фрезеры и др.).

Долота для сплошного бурения и бурильные головки для колонкового бурения предназначены для углубления скважины. Выпускаются они различных типов, что позволяет подбирать нужное долото. Долота для специальных целей предназначены для работы в пробуренной скважине и в обсадной колонне.

Рис. 2.1. Промывка забоя скважины: а -- у обычных шарошечных долот; б-- гидромониторных шарошечных долот

По конструкции промывочных устройств и способу использования гидравлической мощности струи промывочной жидкости долота делятся на струйные (гидромониторные) и проточные (обычные).

В гидромониторных долотах струя промывочной жидкости достигает поверхности забоя, что дает возможность использовать гидромониторный эффект для очистки поверхности забоя и частичного разрушения породы. В проточных (обычных) долотах промывочная жидкость, протекая через промывочные отверстия, омывает шарошки (лопасти) и только частично достигает поверхности забоя (рис. 2.1).

3. Бурильная колонна

Бурильная колонна - связующее звено между долотом, находящимся на забое скважины, и буровым оборудованием, расположенным на поверхности. Бурильная колонна предназначена для подвода энергии (механической, гидравлической, электрической) к долоту, обеспечения подачи бурового раствора к забою, создания осевой нагрузки на долото, восприятия реактивного момента долота и забойного двигателя.

Основные элементы, составляющие бурильную колонну, - ведущие трубы, бурильные трубы, бурильные замки, переводники, центраторы бурильной колонны, утяжеленные бурильные трубы. Ведущие трубы предназначены для передачи вращения от ротора к бурильным трубам. Бурильные трубы - основная часть колонны. При роторном бурении колонна бурильных труб служит для передачи вращения долоту и подачи бурового раствора к забою скважины.

Бурильные замки соединяют между собой отдельные бурильные трубы. Переводники предназначены для соединения элементов бурильных колонн, имеющих разные размеры или разнотипные резьбы, а также присоединения подсобных и ловильных инструментов к бурильным трубам. Центраторы бурильной колонны служат для предупреждения искривления ствола скважины при бурении забойными двигателями. Утяжеленные бурильные трубы, устанавливаемые непосредственно над долотом или забойным двигателем, создают необходимую жесткость в нижней части бурильной колонны и обеспечивают нагрузку на долото в заданных пределах.

Элементы бурильной колонны. К элементам бурильной колонны относятся переводники, резиновые кольца, обратные клапаны и опорно-центрирующие элементы.

Переводники для бурильных колонн. Представляют собой разновидность соединительных элементов бурильной колонны. Применяют пять основных типов переводников. Их подразделяют на две группы: штанговые - для соединения трубы бурильной ведущей с вертлюгом и бурильными трубами; промежуточные - для соединения других элементов колонны.

По конструкции, материалам и размерам переводники для колонны бурильного инструмента имеют много общего с бурильными замками, а замковые резьбы их одни и те же.

Переводники каждого типа и исполнения изготовляют с замковой резьбой как правого, так и левого направления нарезки. Размеры резьбы и требования к ее качеству должны соответствовать ГОСТ 5286-75 для бурильных замков.

Переводники для бурильных колонн изготовляются в соответствии с требованиями ГОСТ 7360-82Е. Указанный стандарт предусматривает изготовление 90 типоразмеров переводников, которые охватывают почти все необходимые случаи их применения.

Резиновые кольца (протекторы) для бурильных труб предназначены для предохранения бурильных и обсадных колонн от взаимного истирания при бурении скважин. Конструктивно резиновые кольца для бурильных труб могут быть выполнены разъемными или неразъемными.

Резиновые кольца надевают на бурильные трубы вблизи замка. Благодаря тому, что диаметр предохранительного резинового кольца больше диаметра замка, соприкосновение и трение замков труб об обсадные трубы и стенки скважин устраняются, так как резиновое кольцо (протектор) исполняет роль упругой подушки.

Обратные клапаны для бурильных труб. Предназначены для предотвращения газонефтеводопроявления из скважины через бурильные трубы в процессе бурения. Клапан устанавливается в колонне бурильных труб между замковыми соединениями над долотом. Он позволяет осуществлять самозаполнение труб промывочной жидкостью при спуске и проводить при необходимости обратную промывку.

Помимо этого установка управляемого обратного клапана в колонне бурильных труб позволяет следующее:

1. Оставлять канал труб открытым или закрытым по желанию бурильщика.

2. Импульсом потока сверху открывать или закрывать клапан.

3. Производить в заданном режиме обратную циркуляцию.

4. Производить отбор пластовой жидкости по каналу бурильных труб.

5. Опускать или поднимать бурильные трубы под давлением.

4. Буровые растворы

Отличительной особенностью вращательного способа бурения является применение промывки скважин в процессе бурения. Буровой раствор прежде всего должен:

- удалять выбуренную породу (шлам) из-под долота, транспортировать ее вверх по кольцевому пространству между бурильной колонной и стволом скважины и обеспечивать ее отделение на поверхности;

- удерживать частицы выбуренной породы во взвешенном состоянии при остановке циркуляции раствора;

- охлаждать долото и облегчать разрушение породы в призабой-ной зоне;

- создавать давление на стенки скважины для предупреждения водо-, нефте- и газопроявлений;

- оказывать физико-химическое воздействие на стенки скважины, предупреждая их обрушение;

- передавать энергию гидравлическому забойному двигателю (при бурении этими двигателями);

- обеспечивать сохранение проницаемости продуктивного пласта при его вскрытии и др.

Требования к составу и качеству бурового раствора в зависимости от геологических условий и технических особенностей проходки скважины обусловили применение буровых растворов нескольких типов:

- буровой раствор на водной основе (глинистые растворы, вода, буровые растворы с низкой концентрацией твердой фазы -- полимер-глинистые и безглинистые и т.п.);

- буровые растворы на неводной основе (растворы на углеводородной основе, обращенные эмульсии типа «вода в масле», дегазированная нефть и нефтепродукты);

- газообразные рабочие агенты (воздух, природные и выхлопные газы, продукты горения);

- аэрированные буровые растворы и пены.

Выбирать тип бурового раствора для бурения в каждом районе следует на основе внимательного и всестороннего изучения геологических условий залегания всего комплекса горных пород, подлежащих разбуриванию, с учетом технических особенностей проходки скважины.

5. Режим бурения

Под режимом бурения понимается определенное сочетание регулируемых параметров, влияющих на показатели бурения. К числу таких параметров режима бурения относятся следующие: 1) осевая нагрузка на долото Р_д; 2) частота вращения долота n; 3) количество прокачиваемого бурового раствора Q; 4) качество бурового раствора - плотность, вязкость, показатель фильтрации, статическое напряжение сдвига.

Сочетание этих параметров, позволяющее получать наиболее высокие качественные и количественные показатели бурения, называется рациональным или оптимальным режимом бурения.

На практике часто в процессе бурения приходится отбирать керн, бурить скважину в неблагоприятных геологических условиях (зоны, склонные к поглощению; осложнения, связанные с нарушением целостности ствола скважины и т. п.), забуривать в сторону от ранее пробуренного ствола и т.д. Режимы бурения, применяемые в таких случаях, называются специальными режимами.

Влияние параметров режима бурения на количественные и качественные показатели бурения

Влияние количества и качества бурового раствора. Промысловыми и лабораторными исследованиями установлено, что наилучшие результаты работы долот наблюдаются, когда выбуренная порода своевременно удаляется с забоя, в противном случае она оказывает дополнительное сопротивление долоту. Чистота забоя скважины, а следовательно, и процесс бурения зависят от следующих факторов.

1. Качество бурового раствора - очистка скважины от мелкого шлама лучше обеспечивается при глинистых растворах с малой вязкостью и малой прочностью структуры. Крупные куски шлама лучше удаляются при густых и вязких растворах. Увеличение плотности повышает подъемную способность глинистых растворов.

С увеличением плотности бурового раствора увеличивается давление на забой скважины, сопротивляемость пород разрушению возрастает, вследствие чего показатели бурения уменьшаются. В тех случаях, когда геологические условия позволяют, следует использовать в качестве промывочной жидкости воду, газ или воздух с обязательной компенсацией их недостаточной подъемной способности высокой скоростью движения в затрубном пространстве.

Можно сделать следующие выводы:

а) в процессе бурения на эффективных режимах максимальные значения проходки за один оборот долота (h/n) можно получить при использовании в качестве бурового раствора воды;

б) в большинстве случаев бурить на эффективных режимах можно при использовании в качестве промывочных агентов воздуха или газа. Однако в этом случае и нагрузка на долото, и частота его вращения должны быть меньшими по сравнению с таковыми при бурении с промывкой забоя водой. Это объясняется низкой очищающей способностью воздушной струи.

2. Количество бурового раствора, подаваемого на единицу площади забоя скважины. На основании обобщения экспериментальных исследований (при бурении роторным способом и электробуром) установлено, что технологически необходимое количество промывочного раствора (в л/с)

Q = 0,07·F_заб,

где F_заб - площадь забоя скважины, см².

Превышение подачи буровых насосов над вычисленной по данному соотношению величиной не приводит к существенному изменению механической скорости проходки.

3. Скорость истечения потока жидкости из отверстий долота и расположение этих отверстий по отношению к шарошкам и забою скважин. С увеличением скорости истечения бурового раствора из долотных насадок улучшается очистка забоя скважины, а следовательно, возрастает механическая скорость бурения. Наблюдения показывают, что значительный рост механической скорости проходки достигается в том случае, когда скорость струй, вытекающий из насадок гидромониторного долота, превышает 60 ? 75 м/с.

Большое значение на условия очистки забоя оказывает высота зубьев шарошек. Чем больше просвет между шарошками и забоем, тем совершеннее его очистка и выше значения h/n. Наименьшие значения h/n наблюдаются в тех случаях, когда применяются алмазные долота, в которых зубья (алмазы) выступают за матрицу на незначительную высоту, и штыревые с твердосплавными вставками, почти уплотненными в теле шарошки.

Влияние частоты вращения долота. Исследованиями было установлено, что при увеличении частоты вращения долота n механическая скорость проходки растет, достигая максимальной величины, а затем снижается. Каждому классу пород (пластичные, пластично-хрупкие и хрупкие) соответствуют свои критические частоты вращения долота, превышение которых вызывает снижение механической скорости проходки. Повышение частоты вращения шарошечных долот снижает долговечность их работы вследствие более интенсивного износа опор и сокращает проходку за рейс долота.

Влияние осевой нагрузки.

Рис. 5.1. Кривая зависимости механической скорости проходки от осевой нагрузки



Рис. 5.2. Влияние осевой нагрузки на механическую скорость и проходку на долото при турбинном бурении

6. Крепление скважин

При бурении нефтяных и газовых скважин необходимо крепить их стенки, в результате:

- укрепляются стенки скважин, сложенные недостаточно устойчивыми горными породами;

- разобщаются нефтеносные или газоносные пласты друг от друга, а также от водоносных пород.

Это позволяет создать долговечный и герметичный канал, по которому нефть или газ поднимаются с забоя до устья скважины без потерь. Пласты разобщают при помощи специальных труб, которые называются обсадными. Так как одно крепление стенок скважины обсадными трубами не создает разобщения пластов, то затрубное пространство заполняют цементным раствором при помощи специального цементировочного оборудования и приспособлений. Этот процесс называется цементированием скважины.

7. Вскрытие, опробование и испытание продуктивных пластов

Вскрытие продуктивных горизонтов (пластов) должно быть проведено качественно. Под качеством технологии вскрытия понимают степень изменения гидропроводности продуктивных горизонтов (пластов) после выполнения соответствующей операции. Причин снижения продуктивности горизонта (пласта) много, но одной из основных является проникновение в пласт инородных жидкостей и частиц породы. При бурении скважин выбирается такой буровой раствор, чтобы гидростатическое давление его столба было больше пластового.

При вскрытии продуктивных горизонтов (пластов) обычно используют ту же технологию и тот же буровой раствор, что и при бурении остальной части ствола скважины. Очень часто продуктивные горизонты (пласты) вскрывают с применением буровых растворов на водной основе. В случае применения таких буровых растворов вода отфильтровывается в пласт. Объем отфильтровывающейся воды зависит от водоотдачи бурового раствора, продолжительности контактов с ним продуктивных горизонтов (пластов), степени дренированности пластов и разности гидростатического и пластового давлений.

Устранить все причины, вызывающие ухудшение коллектор-ских свойств продуктивного горизонта (пласта), почти невозможно. Однако уменьшить их отрицательное влияние на продуктивный горизонт (пласт) можно следующими мероприятиями:

- при разбуривании и бурении продуктивного горизонта (пласта) его исследование, спуск и цементирование эксплуатационной колонны должны осуществляться быстро, по заранее составленному плану, что позволит сократить время, в течение которого буровой раствор контактирует со стенками скважины в призабой-ной зоне;

- при вскрытии продуктивного горизонта (пласта) следует применять высококачественный буровой раствор, имеющий минимальную водоотдачу, или буровые растворы на углеводородной основе.

В конечном счете должно быть обеспечено вскрытие продуктивного горизонта (пласта), гарантирующее длительную безводную эксплуатацию скважин и максимальное облегчение притока нефти к забою.

При вскрытии продуктивных горизонтов (пластов) с низким пластовым давлением особенно тщательно следует выбирать буровой раствор, поскольку может происходить интенсивное поглощение бурового раствора (горизонтом) пластом, сопровождающееся оттеснением нефти от забоя скважины и значительным ухудшением фильтрационных свойств пород призабойной зоны. Для вскрытия продуктивных горизонтов (пластов) с низким пластовым давлением применяют специальные буровые растворы на нефтяной основе, эмульсионные буровые растворы, глинистые растворы с добавками поверхностно-активных веществ, аэрированные жидкости и др.

В практике бурения применяют следующие основные методы заканчивания скважин (рис. 7.1):

- установка водозакрывающей колонны в кровле продуктивного горизонта (пласта) и цементирование с последующим вскрытием горизонта (пласта) и спуском хвостовика или специального фильтра. В некоторых случаях в устойчивых породах продуктивной части разреза фильтр или хвостовик не спускаются, и водозакрывающая колонна является эксплуатационной;

- полное вскрытие пласта со спуском комбинированной колонны с манжетной заливкой ее выше нефтеносного объекта и с фильтром в нижней части против пласта; полное вскрытие пласта со спуском колонны и сплошным цементированием с последующим простреливанием отверстий против продуктивных горизонтов. Заканчивайте скважин, вскрывших истощенные пласты, чаще производят первыми двумя способами. Перед вскрытием водозакрывающую колонну устанавливают в кровле продуктивного пласта; вскрыв продуктивный пласт, спускают хвостовик или фильтр. При отсутствии водозакрывающей колонны после вскрытия истощенного пласта спускают обсадную колонну с фильтром против пласта и при помощи манжетной заливки цементируют ее выше нефтеносного пласта. Фильтры могут быть как с круглыми, так и со щелевидными отверстиями. Щелевидные фильтры дороги в изготовлении и не всегда надежно предотвращают поступление песка в скважину, или часто засоряются. Поэтому применяют и другие способы оборудования забоя для предотвращения поступления песка в скважину. Например, забой скважины иногда оборудуют металлокерамическими, песчано-пластмассовыми или гравийными фильтрами.

В скважинах с высоким пластовым давлением должно осуществляться полное вскрытие пласта со всеми мерами предосторожности, последующим спуском эксплуатационной колонны со сплошной цементировкой и простреливанием отверстий против продуктивных горизонтов.

Рис. 7.1. Схемы конструкции забоев при заканчивании скважин: а -- в устойчивых породах; б -- со спуском фильтра или хвостовика; в -- с манжетной заливкой и фильтром в пласте; г, д -- со сплошным цементированием и простреливанием отверстий против продуктивных горизонтов; 7 -- обсадная колонна; 2 -- пакер; 3 -- фильтр; 4 -- цементный камень; 5 -- перфорационные отверстия; 6 -- продуктивный пласт; 7 -- хвостовик

Опробование и испытание продуктивных горизонтов (пластов) в процессе бурения

После разбуривания продуктивного горизонта (пласта) выполняются геофизические исследования в скважине. Однако геологические и геофизические методы исследовании продуктивных горизонтов (пластов) не позволяют определить промышленное значение эксплуатационных объектов, так как они не дают полных сведений о нефтеотдаче пласта и обеспечивают лишь данные, необходимые для обоснования выбора интервалов, подлежащих опробованию и испытанию с помощью специальных механизмов, называемых испытателями пластов.

Под опробованием пласта понимается комплекс работ, проводимых в целях вызова притока из пласта, отбора проб пластовой жидкости, оценки характера насыщенности пласта и определения его ориентировочного дебита.

Под испытанием пласта понимается комплекс работ, обеспечивающий вызов притока, отбор проб пластовой жидкости и газа, выявление газонефтесодержания пласта, определение основных гидродинамических параметров пласта (пластовое давление, гидропроводность, коэффициент продуктивности и др.). Испытание пластов проводится как в процессе бурения скважин, так и после окончания бурения и спуска эксплуатационной колонны. Испытание скважин проводится в целях установления промышленной нефтегазоносности пластов, оценки их продуктивной характеристики, получения необходимых данных для подсчета запасов нефти и газа и составления проектов разработки месторождений.

Разработаны испытатели пластов трех типов, применяемых в процессе бурения скважины: спускаемые в скважину на колонне бурильных труб, спускаемые на кабеле в скважину и внутрь бурильной колонны. Наибольшее распространение получили испытатели пластов, спускаемые в скважину на бурильных трубах -- трубные испытатели. Испытание на приток трубными пластоиспытателями производится с опорой и без опоры на забой. Возможно также селективное (раздельное) испытание объектов как тем, так и другим способом (рис. 7.2).

Принцип работы трубного пластоиспытателя заключается в том, что при помощи пакера (при селективном испытании двух пакеров) изолируют интервал, подлежащий испытанию, от остальной части ствола. Затем снижают давление для получения необходимой депрессии в подпакерном или междупакерном пространстве. Величину депрессии регулируют за счет высоты столба жидкости в колонне бурильных труб, а также ее плотности. Под влиянием депрессии пластовые флюиды поступают в скважину, а из нее через фильтр в колонну бурильных труб. Глубинный манометр, установленный в испытателе пластов, записывает все происходящие в скважине изменения в давлении. Специальным пробоотборником отбирают пробы поступивших в колонну бурильных труб пластовых флюидов (нефть, вода) или поднимают их на поверхность непосредственно в испытателе пластов. Термометр, установленный в специальном кармане пластоиспытателя, фиксирует забойную температуру.

Рис. 7.2. Схема испытания пластов: а -- испытание с опорой на забой; б -- без опоры на забой; в, г -- селективное (раздельное) испытание с опорой и без опоры на забой; 1 -- хвостовик-фильтр; 2 -- пакер; 3 -- испытатель пластов; 4 -- колонна бурильных труб; 5 -- приспособление для опоры на стенки скважины

Испытание (опробование) перспективных объектов в процессе бурения должно производиться исходя из степени изученности разреза. При технологической необходимости (негерметичности пакеровки, неполадок с испытательным инструментом отсутствием уверенности в оценке характера насыщенности гидродинамических параметров пласта и др.) должны проводиться дополнительные спуски испытателя пластов для окончательной оценки перспективности данного объекта на нефть и газ. При получении уверенных отрицательных результатов испытания в открытом стволе объект повторному испытанию в колонне не подлежит.

Испытание (опробование) продуктивных горизонтов (пластов) должно осуществляться в соответствии с действующими инструкциями на эти работы. Для каждого намеченного к испытанию горизонта (пласта) составляется план проведения работ. В плане приводятся основные сведения по скважине (глубина забоя, диаметр и глубина спуска последней колонны, интервал испытания, диаметр ствола скважины, величина создаваемой на пласт депрессии, время ее действия и др.), а также указывается тип и компоновка испытательного инструмента, подлежащего спуску в скважину. Испытание (опробование) горизонтов (пластов) в процессе бурения с помощью испытателей пластов должно выполняться геофизическими организациями или специализированными службами по заказу буровых предприятий с обязательным соблюдением всех мер по охране окружающей среды.

Заключение

Вот уже полтора столетия человечество занимается бурением скважин на нефть и газ. Была достигнута максимальная глубина скважины -- более 12000 м (Российская Федерация, Кольская сверхглубокая скважина). Это свидетельствует об огромных технических трудностях, с которыми приходится сталкиваться по мере углубления в недра Земли. Техника и технология бурения, изложенная в настоящем учебнике, позволит достичь глубин 15000... 16000 м, что и будет сделано уже в ближайшие десятилетия.

Литература

1. Вадецкий Ю.В.Бурение нефтяных и газовых скважин: Учебник для нач. проф. образования / Юрий Вячеславович Вадецкий. -- М.: Издательский центр «Академия», 2003. -- 352с. 5-7695-1 119-2

Размещено на allbest.ru

...