Основы нефтегазопромыслового дела. Лекция. Понятия о бурении и скважине. Элементы и параметры скважины.
Понятие о бурении и скважине ¡ ¡ Бурение скважин - сложный технологический процесс, направленный на получение глубокой горной выработки в земных недрах (скважины). Буровой скважиной на нефть и газ называется подземная горная выработка, имеющая выход на дневную поверхность, пройденная без доступа в нее человека и отличающаяся от других горных выработок несоизмеримо малыми размерами поперечного сечения (диаметр) по сравнению с ее длиной.
Скважина - горнотехническое сооружение (система) Горная подсистема массив пород вокруг ствола скважины, свойства которого в результате бурения изменились по сравнению с исходными (техногенный массив). Техническая подсистема подземное и наземное оснащение скважины
Элементы горной подсистемы скважины
Элементы технической подсистемы скважины
Скважина - горнотехническое сооружение
¡ ¡ ¡ ¡ ¡ Элементы горной подсистемы скважины: устье – верхняя часть скважины; стенка – боковая цилиндрическая поверхность; забой – дно или окончание скважины; ствол – пространство в массиве горных пород, ограниченное контурами скважины, т. е. ее устьем, стенками и забоем. Элементы технической подсистемы скважины: обсадная колонна (ОК) – колонна труб, спущенных в скважину, имеющая постоянную или временную связь (сцепление) с ее стенками; цементное кольцо - цементный камень, заполняющий пространство между стенкой ствола скважины и ОК (кольцевое пространство); башмак - элемент низа ОК; крепь скважины - система последовательно спущенных в скважину и зацементированных ОК.
¡ ¡ ¡ Параметры скважины: Обсаженный интервал (обсаженная часть ствола скважины) – интервал вдоль оси скважины, в котором ее стенки закреплены (перекрыты) ОК; Необсаженный интервал (открытый ствол) – интервал по оси скважины, где нет ОК; Диаметр скважины, как правило, уменьшается от устья к забою ступенчато на определенных интервалах. Начальный диаметр нефтяных и газовых скважин обычно не превышает 900 мм, а конечный 146, 120, 114, 102 мм. Глубина – это расстояние между устьем и забоем по вертикали. Определяется положением продуктивного горизонта. Длина – это расстояние между устьем и забоем по ее оси. Характерна для наклонно направленной скважины.
Основы нефтегазопромыслового дела. Лекция. Классификация скважин по назначению, глубине и положению в пространстве.
Классификация скважин на назначению: В соответствии с "Временной классификацией скважин, бурящихся при геологоразведочных работах и разработке нефтяных и газовых месторождений (залежей)", утвержденной приказом МПР России от 7 февраля 2001 года № 126, все скважины подразделяются на следующие категории: опорные, параметрические, структурные, поисково-оценочные, разведочные, эксплуатационные (добывающие, нагнетательные, наблюдательные), специальные.
¡ ¡ ¡ Опорные скважины строят в неизученных бурением нефтегазоносных районах для геологического изучения крупных элементов земной коры с целью выбора наиболее перспективных направлений геологоразведочных работ на нефть и газ. Параметрические скважины закладывают в относительно изученных районах для изучения геологического строения и получения геофизических характеристик зон нефтегазонакопления. Структурные скважины закладывают на выявленных перспективных нефтегазоносных площадях для подготовки к поисковому бурению с целью определения элементов залегания пластов (тектоника, стратиграфия и литология) в различных точках и составления профиля данной площади.
¡ ¡ ¡ Поисковые скважины закладывают на площадях, подготовленных геологопоисковыми работами, с целью открытия новых месторождений нефти и газа или на уже открытых месторождениях с целью поисков новых залежей. Оценочные скважины закладывают на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью с целью подготовки данных для оценки запасов и обоснования целесообразности разведки и разработки месторождений углеводородов. Разведочные скважины бурят на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью с целью сбора исходных данных для составления проекта разработки залежей и уточнения категории запасов.
¡ ¡ Эксплуатационные скважины подразделяют на 3 категории: добывающие, нагнетательные, наблюдательные. Добывающие скважины служат для извлечения углеводородов из залежей. Нагнетательные скважины бурят с целью поддержания пластового давления путем нагнетания в них воды, пара или газа. Наблюдательные (контрольные, пьезометрические) скважины бурят для наблюдения за характером вытеснения нефти и изменением нефтегазоводонасыщенности.
¡ Специальные скважины служат для сброса промысловых вод, ликвидации открытых фонтанов нефти и газа, разведки и добычи подземных вод, захоронения промышленных стоков, строительства и эксплуатации подземных хранилищ нефти и газа.
Классификация скважин по глубине: - сверхглубокие (более 6000 м); глубокие (1000 6000 м); мелкие (менее 1000 м). Кольская сверхглубокая скважина (СГ-3) — находится в Мурманской области, в 10 километрах к западу от города Заполярного, на территории геологического Балтийского щита. Её глубина составляет 12 262 метра. В отличие от других сверхглубоких скважин, которые бурились для добычи нефти или геологоразведки, СГ 3 была пробурена исключительно для исследования литосферы.
¡ ¡ СГ 3 считалась самой глубокой скважиной до 2008 года, когда её обошла пробуренная под острым углом к поверхности земли нефтяная скважина Maersk Oil BD-04 A, длина которой 12 290 метров (находится в нефтяном бассейне Аль Шахин, Катар). После этого в январе 2011 эту скважину обошла также нефтяная скважина месторождения Одопту-море проекта Сахалин 1, также пробуренная под острым углом к поверхности земли диаметром 215 мм, которая ушла под дно Охотского моря. Длина скважины 12 345 метров.
Классификация скважин по расположению на поверхности земли: - расположенные на суше, ¡ - шельфовые, ¡ - морские. Нефтяные и газовые скважины бурят на суше и на море при помощи буровых установок. В последнем случае буровые установки монтируются на эстакадах, плавучих буровых платформах или судах. ¡
Классификация скважин по положению в пространстве:
Классификация скважин по положению в пространстве: Вертикальной называют скважину, отклонение оси которой от вертикали, проходящей через ее устье, находится в допустимых пределах. Наклонно направленная скважина, которая целенаправленно бурится по заданной траектории с отклонением забоя от вертикали, проходящей через устье скважины. Горизонтальная наклонно направленная скважина, конечный интервал которой проходит по простиранию полого падающего или горизонтального пласта или с незначительным отклонением от горизонтали.
Классификация скважин по положению в пространстве: Кустовое бурение – сооружение групп скважин с общего основания ограниченной площади, на котором размещается буровая установка и оборудование. Производится при отсутствии удобных площадок для буровых установок и для сокращения времени и стоимости бурения. Расстояния между устьями скважин не менее 3 м. Можно пробурить до 10 и более скважин.
Основы нефтегазопромыслового дела. Лекция. Понятие о цикле строительства скважины.
Понятие о цикле строительства скважины
Подготовительные работы к бурению скважины опробование смонтированного оборудования; ¡ доставка инструмента и материалов ¡ подготовка бурового инструмента к работе; ¡ приготовление или доставка промывочной жидкости; ¡ оснастка талевой системы; ¡ проверка работоспособности КИП; ¡ строительство шахтового направления. По окончании этих работ составляется Акт приемки буровой Госгортехнадзором и проводится пусковая конференция. ¡
Углубление скважины Углубление (проходка ствола) скважины ствола скважины осуществляется путем реализации двух технологических процессов: • основного разрушение горной породы (РГП) на забое скважины; • вспомогательного удаление обломков породы с забоя и из скважины. Разрушение горной породы на забое скважины осуществляется породоразрушающим инструментом долотом.
Углубление скважины Талевый блок Крюк Вертлюг Ведущая труба Забуривание скважины начинают ведущей трубой, к нижнему концу которой присоединено долото. Ведущая труба имеет четырехгранное поперечное сечение для облегчения передачи ей вращающего момента от ротора. Ротор Разъемный желоб Долото Превенторы
Углубление скважины По мере углубления скважины ведущая труба опускается вниз. При заглублении ведущей трубы на всю длину осуществляют наращивание, то есть присоединение бурильной трубы: • первый раз между ведущей трубой и долотом, • каждый последующий раз - между ведущей трубой и предыдущей бурильной трубой. Наращивание осуществляют всякий раз, когда верх ведущей трубы спускается до уровня ротора. Полученная таким образом непрерывная система бурильных труб называется бурильной колонной (бурильный инструмент).
Углубление скважины осуществляется до износа долота (об этом судят по падению механической скорости бурения). Для замены долота бурильную колонну извлекают из скважины (поднимают бурильную колонну), заменяют износившееся долото новым и спускают его в скважину. Для сокращения продолжительности спускоподъемных операций (СПО) бурильную колонну поднимают и опускают в скважину не отдельными бурильными трубами, а свечами. Свеча неразборный комплект из двух четырех бурильных труб.
Основы нефтегазопромыслового дела. Лекция. Понятие о конструкции скважины, её элементы.
Расположение обсадных колонн с указанием их диаметра, глубины установки, высоты подъема закачанного цементного раствора, диаметра долот, которыми ведется бурение под каждую колонну, а иногда и других данных называется конструкцией скважины. ¡ В скважину спускают обсадные колонны определенного назначения: направление, кондуктор, промежуточные колонны, эксплуатационная колонна. ¡
Направление спускается в скважину для предупреждения размыва и обрушения горных пород вокруг устья при бурении под кондуктор. Направление спускают на глубину от 5 до 130 м. ¡ Кондуктор предназначен для разобщения верхнего интервала разреза горных пород, изоляции пресноводных горизонтов от загрязнений, монтажа противовыбросового оборудования. Кондуктор спускают на глубину 1500 м. ¡
Эксплуатационной колонной крепят скважину для разобщения продуктивных горизонтов от всех остальных пород и извлечения из скважины нефти или газа, или, наоборот для нагнетания в продуктивный горизонт воды или газа с целью поддержания пластового давления. ¡ Промежуточные (технические) колонны необходимо спускать, если невозможно пробурить до проектной глубины без предварительного разобщения зон осложнений (проявлений, обвалов). ¡
Принято считать, что скважина имеет одноколонную конструкцию, если в нее не спускаются промежуточные колонны, хотя спущены и направление и кондуктор. При одной промежуточной колонне скважина имеет двухколонную конструкцию. Когда имеются две и более промежуточные колонны, скважина считается многоколонной.
Устье скважины оснащено колонной головкой (колонная обвязка). Колонная головка предназначена для разобщения межколонных пространств и контроля за давлением в них. Ее устанавливают на резьбе или посредством сварки на кондукторе. Промежуточные и эксплуатационные колонны подвешивают на клиньях или муфте.
Основы нефтегазопромыслового дела. Лекция. Современные способы бурения скважин.
Классификация способов вращательного бурения
Вращательное бурение Роторное бурение При роторном бурении вращение долоту передается от ротора, установленного на полу буровой через бурильную колонну. Бурильная колонна выполняет роль промежуточной трансмиссии ¡ Бурение с забойным двигателем При бурении забойным двигателем вращение долоту передается от вала забойного двигателя. Забойный двигатель устанавливается над долотом. ¡
Турбобур это гидравлическая турбина, приводимая во вращение с помощью нагнетаемой в скважину промывочной жидкости. ¡ ВЗД - это разновидность забойной гидравлической машины, в которой для преобразования энергии потока промывочной жидкости в механическую энергию вращательного движения использован винтовой механизм. ¡ Электробур - это электродвигатель, защищенный от проникновения жидкости, питание к которому подается по кабелю с поверхности. ¡
Схема роторного бурения и бурения с забойным двигателем Мкр Рд Заб. дв. Рд
Принципиальная схема промывки при вращательном способе бурения Буровой раствор Бурильные трубы Стенки скважины Движение раствора Выбуренная порода (шлам) Долото Вращение долота
Ударно-вращательное бурение – медленно вращающимся долотом наносятся частые удары по забою скважины, при этом в компоновку бурильного инструмента включаются гидроударники или пневмоударники. Этот способ бурения применяется при разбуривании прихватоопасных зон.
Схема бурения скважины: 1 -долото, 2 – бурильные трубы; 3 – переводник; 4 – ротор; 5 – лебедка; 6 – двигатели привода, 7 – ведущая труба, 8 – вертлюг, 9 – крюк, 10 – талевый канат, 11 – талевый блок, 12 – буровой шланг, 13 –вышка, 14 – желоба, 15 – емкость циркуляционной системы, 16 – буровой насос, 17 – двигатель насоса, 18 нагнетательныйтрубопровод, 19 – обсадная колонна, 20 – тампонажный цемент, 21 – забойный двигатель.
Бурение скважин на нефть и газ по характеру разрушения горных пород на забое бывает сплошное и колонковое. При сплошном бурении разрушается вся масса породы. Колонковое бурение отличается тем, что забой скважины разрушается не сплошь, а выборочно с образованием кольцевого забоя. В скважине остается неразрушенный столбик (колонка горной породы) – керн. После подъема из скважины специальным колонковым снарядом керн используется как образец породы для геологического изучения.
Схема скважины, пробуренной сплошным (а) и кольцевым забоем (б)
Основы нефтегазопромыслового дела. Лекция. Горные породы, слагающие разрез нефтяных и газовых месторождений.
¡ Минералами называются природные вещества, приблизительно однородные по химическому составу и физическим свойствам – продукты физико химических процессов, совершаемых в земной коре. ¡ Горные породы – агрегаты минералов более или менее постоянного состава, которые образуют самостоятельные геологические тела, слагающие земную кору.
Классификация горных пород по происхождению Магматические (изверженные) горные породы образовались в результате застывания магмы и имеют в основном кристал лическое строение. По своим физическим свойствам они представляют плотные, большей частью очень крепкие однородные массивы. Животных и растительных остатков не содержится. Типичные представители магматических пород: базальты и граниты. Осадочные горные породы образовались в результате осаждения органических и неорганических еществ в на дне водных бассейнов и на поверхности материков. Мельчайшие кусочки раздробленных водой или ветром магма тических пород, а также остатки животных и растительных организ мов, осаждаясь, посте пенно образовывали слои и пласты. Метаморфические (видоизмененные) горные породы образовались из магматических и осадочных пород под действием высоких температур и давлений в толще земной коры. Типичные представители метаморфических пород: сланцы, мрамор, яшма, кварцит, гнейс и др.
По способу образования осадочные породы делятся на 4 группы: 1 группа – Обломочные горные породы образовались в результате отложения мелких кусочков разрушенных пород ¡ Грубообломочные – рыхлые с окатанными обломками (валунник, галечник, гравий); сцементированные с окатанными обломками (конгломерат, гравелит); рыхлые с угловатыми обломками (глыбы, щебень, дресва); сцементированные с угловатыми обломками (брекчия). ¡ Среднеобломочные – рыхлые (пески); сцементированные (песчаники). ¡ Мелкообломочные – рыхлые (алевриты, супеси, суглинки, лёсс); сцементированные (алевролиты, каменный лёсс), тонкообломочные (глины, аргиллины).
По способу образования осадочные породы делятся на 4 группы: 2 группа - Породы химического происхождения (хемогенные) – образовались вследствие выпадения солей и водных растворов или в результате химических реакций в земной коре – карбонатные (известняки химического происхождения, известковые туфы – травертины, доломиты, сидериты).
По способу образования осадочные породы делятся на 4 группы: 3 группа - Породы органического происхождения (органогенные) – являются окаменелыми останками животных и растительных организмов – карбонатные (известняки органического происхожденияч, мел), кремнистые (кремнистые туфы), железистые (бурый железняк), галоидные (каменная соль, сильвинит), сульфатные (ангидрит, гипс), аллитные (литерит, боксит), фосфатные (фосфориты), каустобиолиты (торф, ископаемый уголь, нефть, асфальт, горячие сланцы, газ).
По способу образования осадочные породы делятся на 4 группы: 4 группа - Породы смешанного происхождения сложены из материалов обломочного, химического и органического происхождения (мергели, опоки, глинистые и песчаные известняки).
Земная кора сложена главным образом магматическими и метаморфическими горными породами, на которых прерывистым покровом лежат осадочные породы. В строении нефтяных и газовых месторождений принимают участие только осадочные горные породы.
Основы нефтегазопромыслового дела. Лекция. Основные условия залегания нефти и газа. Типы ловушек. Понятия о залежи и месторождении.
Для формирования крупных скоплений нефти и газа необходимо выполнение ряда условий: ¡ наличие проницаемых горных пород (коллекторов); ¡ непроницаемых горных пород, ограничивающих перемещение нефти и газа по вертикали (покрышек); ¡ а также пласта особой формы, попав в который нефть и газ оказываются как бы в тупике (ловушке).
Миграция нефти и газа – основное условие формирования их скоплений (ловушек). Миграция происходит в коллекторах вместе с пластовой водой, которая обычно насыщает поровое пространство. При этом нефть и газ либо растворены в воде, либо находятся в свободном состоянии. Миграция происходит из области высокого давления в область относительно низких вдоль непроницаемых пород – покрышек. Попав в ловушку нефть, газ и вода под действием сил гравитации расслаиваются: газ, как самый легкий уходит вверх, вода как самая тяжелая – вниз, нефть занимает промежуточное положение.
Типы ловушек: Наиболее распространены антиклинальные (сводовые, структурные) ловушки (рис. а) (образованные в результате изгиба слоёв). Если в антиклинальной складке пласт коллектор перекрыт водогазонефтенепроницаемой толщей (покрышкой), то в нем возможно формирование нефтегазовой залежи.
Типы ловушек:
Типы ловушек: Если по какой то поверхности коллекторы перекроются более молодыми непроницаемыми отложениями, то образуется стратиграфически экранированная ловушка (рис. в). В природе встречаются случаи, когда линзы проницаемых пород, например, песчаников, окружены непроницаемыми – глинами. В этом случае образуется литологически экранированная ловушка (рис. г).
Скопление нефти и газа, сосредоточенное в ловушке в количестве, достаточном для промышленной разработки, называется залежью. Под месторождением нефти и газа понимается совокупность залежей, приуроченных к общему участку земной поверхности. Понятия месторождение и залежь равнозначны, если на одной площади имеется всего одна залежь. Такое месторождение называется однопластовым. В остальных случаях месторождения являются многопластовыми.
Основы нефтегазопромыслового дела. Лекция. Пластовая энергия и силы, действующие в залежи.
Залегающие в пластах нефть и газ находятся под действием сил, совокупность которых обусловливает движение нефти, газа и воды в пластах при их разработке, а также характер и интенсивность этого движения. Силы, действующие в пласте, можно разделить на две группы: силы движения и силы сопротивления, противодействующие движению жидкостей и газа и удерживающие нефть в пластах.
К силам, обусловливающим движение нефти, газа и воды в пластах, относятся следующие: ¡ силы, вызываемые напором пластовых контурных вод; ¡ силы, вызываемые напором свободного газа, заключенного в газовой шапке; ¡ силы, вызываемые расширением сжатого газа, растворенного в нефти; ¡ силы, проявляющиеся в результате упругости пластовых водонапорных систем, т. е. упругости жидкости и собственно пород пластов; ¡ сила тяжести нефти.
В процессе движения нефти и газа в пласте чаще всего действуют различные виды энергии одновременно. Так, всегда проявляются упругость пород и жидкостей и сила тяжести. Однако в зависимости от геологических условий и условий эксплуатации месторождения превалирует энергия того или иного вида.
К силам сопротивления движения нефти в пласте относятся: ¡ внутреннее трение жидкости и газа, связанное с преодолением их вязкости; ¡ трение нефти, воды или газа о стенки поровых каналов нефтегазосодержащей породы; ¡ межфазное трение при относительном движении жидкости и газа по пласту; ¡ капиллярные и молекулярно поверхностные силы, удерживающие нефть в пласте благодаря смачиванию ею стенок поровых каналов.
Гидравлическое сопротивление движению жидкости и газа по пласту зависит прежде всего от вязкости движущихся жидкостей и газа и от скорости потока. Чем выше скорость потока и выше вязкость, тем больше силы сопротивления.
Основы нефтегазопромыслового дела. Лекция. Понятие о промывке скважин. Технологические функции буровых промывочных жидкостей и требования к ним.
¡ ¡ ¡ ¡ Промывка скважин – важнейший элемент технологического процесса вращательного способа бурения, от нее зависит скорость проходки и возможность доведения скважины до проектной глубины. Первоначально назначение промывки ограничивалось очисткой забоя от частичек выбуренной породы и их выносом из скважины, а также охлаждением долота. Однако по мере развития бурового дела функции буровой промывочной жидкости расширились. Теперь сюда входят: вынос частиц выбуренной породы из скважины; передача энергии турбобуру или винтовому двигателю; предупреждение поступления в скважину нефти, газа и воды; удержание частичек разбуренной породы во взвешенном состоянии прекращении циркуляции; охлаждение и смазывание трущихся деталей долота; уменьшение трения бурильных труб о стенки скважины; предотвращение обвалов пород со стенок скважины; уменьшение проницаемости стенок скважины, благодаря коркообразованию.
Буровые промывочные жидкости должны удовлетворять ряду требований: ¡ ¡ ¡ выполнять возложенные функции; не оказывать вредного влияния на бурильный инструмент и забойные двигатели (коррозия, абразивный износ и т. д. ); легко прокачиваться и очищаться от шлама и газа; быть безопасными для обслуживающего персонала и окружающей среды; быть удобными для приготовления и очистки; быть доступными, недорогими, допускать возможность мно гократного использования.
Основы нефтегазопромыслового дела. Лекция. Классификация буровых промывочных жидкостей. Материалы для приготовления и обработки БПЖ.
Классификация буровых промывочных жидкостей. При вращательном бурении нефтяных и газовых скважин в качестве буровых промывочных жидкостей используются: ¡ ¡ агенты на водной основе (техническая вода, естественные буровые растворы, глинистые и неглинистые растворы (гели, биополимерные растворы); агенты на углеводородной основе; агенты на основе эмульсий (эмульсии типа «вода в масле» , «вода в нефти» с добавлением глины); газообразные (сжатый воздух, природные и выхлопные газы) и аэрированные агенты.
Материалы для приготовления буровых промывочных жидкостей. Наиболее широко используемым типом промывочных жидкостей являются суспензии, т. е. дисперсные системы, состоящие из жидкой дисперсионной среды и твёрдой дисперсной фазы. При этом дисперсионная среда чаще всего представлена водой, а дисперсная фаза – глиной, существенно реже мелом, торфом, сапропелем, асбестом и др. Дисперсная фаза суспензий кроме преобладающих в ней твёрдых веществ может в незначительных количествах содержать углеводородные жидкости и газы.
Материалы для обработки буровых промывочных жидкостей. Разнообразие горных пород, отличающихся химическим составом, пористостью, трещиноватостью и устойчивостью, не позволяют создать универсальную промывочную жидкость, отвечающую условиям разбуривания всех пород. Поэтому приготовлении промывочных жидкостей для тех или иных условий бурения с целью обеспечения и (или) регулирования функциональных свойств, в них вводят химические реагенты.
¡ ¡ Химическая обработка бурового раствора заключается во введении в него определенных химических веществ с целью улучшения свойств без существенного изменения плотности. В результате химической обработки достигаются следующие положительные результаты: повышение стабильности бурового раствора; снижение его способности к фильтрации, уменьшение толщины и липкости корки на стенке скважины; регулирование вязкости раствора в сторону ее увеличения или уменьшения; придание ему специальных свойств (термостойкости, солестойкости и др. ). В глинистые буровые растворы вводят также смазочные добавки и пеногасители. Благодаря смазывающим добавкам улучшаются условия работы бурильной колонны и породоразрушающего инструмента в скважине. Пеногасители препятствуют образованию пены при выделении из промывочной жидкости газовой фазы.
Функциональные группы химических реагентов и добавок, применяемых для обработки промывочных жидкостей: ¡ ¡ ¡ ¡ Понизители фильтрации Понизители вязкости (разжижители) Утяжеляющие агенты Регуляторы p. H Ингибиторы набухания глинистых частиц (пород) Реагенты для связывания ионов кальция и магния Реагенты для связывания сероводорода Пеногасители Смазочные добавки ПАВ-добавки Эмульгаторы Диспергаторы Загустители Кольматирующие добавки Бактерициды Флокулянты
¡ ¡ ¡ Большинство химических реагентов, применяемых для обработки промывочных жидкостей, сложны по составу или представляют смесь химических веществ различного происхождения, однако их можно разделить на 6 групп: Реагенты на основе полисахаридов (карбоксиметилцеллюлоза, модифицированная метилцеллюлоза, карбофен, крахмал, модифицированный крахмал, декстрин и др. ) Реагенты на основе акриловых полимеров (гипан, полиакриламид, метас, гидролизованный полиакриламид и др. ) Реагенты на основе лигнинов (нитролигнин, сунил, полифенол лесохимический, сульфит спиртовая барда, окзил, феррохромлигносульфат, алюмонат натрия и др. ) Реагенты на основе гуматов (углещелочной реагент, торфо щелочной реагент и др. ) Электролиты (каустическая и кальцинированная сода, хлористый кальций, известь, хлористый натрий, жидкое стекло, бихромат натрия и др. ) Поверхностно-активные вещества (мылонафт, сульфонол, сульфонат, эмульгатор ОП 7, ОП 10, алмакон ОС 2 и др. ).
Основы нефтегазопромыслового дела. Лекция. Технологии первичного вскрытия продуктивных пластов.
Правильность выбора технологии первичного вскрытия пласта и ее осуществления определяет продуктивность и эффективность строительства скважин в целом. Качественное проведение вскрытия обеспечивает освоение скважины в кратчайший период, наибольшие текущие дебиты.
Существует три класса технологий вскрытия пласта: ¡ ¡ ¡ Первый класс – технологии при депрессивном давлении в скважине (в этом случае пластовое давление превышает гидростатическое давление в скважине Рз ≤ Рпл). В качестве промывочной жидкости при этом служат аэрированные жидкости, газожидкостные смеси. Второй класс – технологии при сбалансированном давлении (исключен перепад давления в скважине и пласте Рз = Рпл ). Третий класс – технологии при репрессивном давлении (давление в скважине превышает пластовое давление Рз > Рпл ). В качестве промывочных жидкостей используются глинистые, полимерные, комбинированные и другие растворы соответствующей плотности. В практике бурения скважин наиболее распространены технологии вскрытия на репрессивном давлении.
Методы вскрытия нефтяных и газовых пластов бурением должны удовлетворять следующим основным требованиям: ¡ при вскрытии пластов, особенно с малым пластовым давлением (низконапорных пластов), следует предупредить ухудшение фильтрационной способности призабойной зоны пласта; (облегчить плотность раствора; создать плотную глинистую корку, предупреждая тем самым проникновение фильтрата бурового раствора в пласт; снизить водоотдачу бурового раствора). ¡ при вскрытии высоконапорных пластов (с пластовым давлением выше гидростатического давления) необходимо не допустить возможности открытого (аварийного) фонтанирования скважины; (выбор бурового раствора должен обеспечить превышение гидростатического давления столба в скважине (рз) глубиной до 1200 м над пластовым (рпл) на 10… 15 %, а для скважин глубже 1200 м – на 5… 10 %; избежать фонтанных выбросов можно, предусмотрев установку на устье специальных устройств, перекрывающих ствол скважины – превенторов (ПВО); применить промывочную жидкость высокой плотности). ¡ должны быть созданы соответствующие и надежные конструкции стволов и забоев скважин.
При вскрытии пластов их фильтрационная способность ухудшается в результате: ¡ ¡ ¡ поглощения бурового раствора пластом по трещинам, кавернам и высокодренажным каналам; проникновения фильтрата (дисперсионной среды) бурового раствора в поровое пространство; проникновения твердых частиц (дисперсной фазы) бурового раствора в поровое пространство. Глубина проникновения в пласт твердых частиц бурового раствора может составлять до 40 мм, фильтрата – до 3 м и бурового раствора – до нескольких метров. Вследствие этого уменьшается дебит или приемистость скважины, отдельные пропластки отключаются и не отдают нефть.
¡ Предупредить или уменьшить эти отрицательные последствия можно подбором качественного бурового раствора. Он должен обладать малой водоотдачей, плотностью, обеспечивающей допустимую репрессию давления (5 – 15 % от пластового давления) и предупреждающей аварийное фонтанирование, высокой стабильностью (отсутствие расслоения на твердую и жидкую фазы) и не вызывать набухания глин и образования эмульсий. Это достигается вводом в раствор различных добавок и выбором типа бурового раствора. Предотвращение проникновения раствора в нефтяной пласт добиваются путем введения в буровой раствор различных компонентов, по свойствам близким к пластовой жидкости, например, эмульсий на нефтяной основе. Проведение работ должно быть организовано так, чтобы сократить время контактирования бурового раствора с породами продуктивного пласта. Работы по вскрытию продуктивного пласта регламентируются соответствующими документами с целью обеспечения максимально возможного сохранения его коллекторских свойств.
Скачать презентацию Основы нефтегазопромыслового дела Лекция Понятия о бурении и
Мультимедийные лекции ОНД.ppt