Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений - Геология, гидрология и геодезия курсовая работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Ликвидация нефте-газо-водопроявлений при бурении скважин. Методы вскрытия продуктивного пласта. Оборудование скважин, эксплуатируемых ЭЦН. Сбор, подготовка и транспортировка скважинной продукции. Этапы подготовки воды для заводнения нефтяных пластов.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
1.1 Ликвидация нефте-газо-водопроявлений при бурении скважин
1.2 Средства контроля процесса крепления скважин
1.3 Методы вскрытия продуктивного пласта(схемы)
2. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
2.2 Оборудование скважин, эксплуатируемых ЭЦН
3. Сбор, подготовка и транспортировка скважинной продукции
3.1 Подготовка воды для заводнения нефтяных пластов
3.2 Технологические схемы установок по подготовке сточных вод
Очень интересна история добычи и переработки нефти. Как и многие другие источники органических веществ, она была известна многим древним народам. Раскопки на берегах Евфрата установили, что за 6000--4000 лет до н. э. нефть применяли как топливо. Есть сведения, что у нас на Кавказе нефть использовалась 2000 лет тому назад. Арабский историк Истархи, живший в Х в., свидетельствует, что с древних времен бакинцы вместо дров жгли землю, пропитанную нефтью. Нефть издавна вывозили из Баку в качестве осветительного материала.Бурение скважин и промышленная добыча нефти началась, однако, гораздо позже. В 50--60-х годах XX в. на первый план среди горючих ископаемых выдвинулись нефть и газ.
Работа автомобилей и самолетов немыслима без бензина и керосина, на жидком топливе работают тепловозы и корабли. Переходят на дешевое газовое топливо электростанции. Из нефти и газа делают химические продукты, которые превращают потом в синтетические материалы.
Нефть и газ добывать проще и дешевле, чем уголь.
Главная машина для добычи нефти и газа -- буровой станок. Первые буровые станки, появившиеся сотни лет назад, по существу, копировали рабочего с ломом. Только лом у этих первых станков был потяжелее и по форме напоминал скорее долото. Он так и назывался -- буровое долото. Его подвешивали на канате, который то поднимали с помощью ворота, то опускали. Такие машины называются ударно-канатными. Их можно встретить кое-где и сейчас, но это уже вчерашний день техники: очень уж медленно пробивают они отверстие в камне, очень много расходуют энергии зря.
Гораздо быстрее и выгоднее другой способ бурения -- роторный, при котором скважина высверливается. К ажурной металлической четырехногой вышке высотой с десятиэтажный дом подвешена толстая стальная труба. Ее вращает специальное устройство -- ротор. На нижнем конце трубы -- бур. По мере того как скважина становится глубже, трубу удлиняют. Чтобы разрушенная порода не забила скважину, в нее насосом через трубу нагнетают глинистый раствор. Раствор промывает скважину, уносит из нее вверх по щели между трубой и стенами скважины разрушенную глину, песчаник, известняк. Одновременно плотная жидкость поддерживает стенки скважины, не давая им обрушиться.
Но и у роторного бурения есть свой недостаток. Чем глубже скважина, тем тяжелее работать двигателю ротора, тем медленнее идет бурение. Ведь одно дело вращать трубу длиной 5--10 м, когда бурение скважины только начинается, и совсем другое -- крутить колонну труб длиной 500 м. А что делать, если глубина скважины достигает 1 км? 2 км?
В 1922 г. советские инженеры М. А. Капелюшников, С. М. Волох и Н. А. Корнев впервые в мире построили машину для бурения скважин, в которой не нужно было вращать буровые трубы. Изобретатели поместили двигатель не наверху, а внизу, в самой скважине -- рядом с буровым инструментом. Теперь всю мощность двигатель расходовал только на вращение самого бура.
У этого станка и двигатель был необыкновенный. Советские инженеры заставили ту самую воду, которая раньше только вымывала из скважины разрушенную породу, вращать бур. Теперь, прежде чем достигнуть дна скважины, глинистый раствор вращал маленькую турбину, прикрепленную к самому буровому инструменту.
Новый станок назвали турбобуром, со временем его усовершенствовали, и теперь в скважину опускают несколько турбин, насаженных на один вал. Понятно, что мощность такой “многотурбинной” машины во много раз больше и бурение идет во много раз быстрее.
Другая замечательная буровая машина -- электробур, изобретенный инженерами А. П. Островским и Н. В. Александровым. Первые нефтяные скважины пробурили электробуром в 1940 г. У этой машины колонна труб тоже не вращается, работает только сам буровой инструмент. Но вращает его не водяная турбина, а электрический двигатель, помещенный в стальную рубашку -- кожух, заполненный маслом. Масло все время находится под высоким давлением, поэтому окружающая вода не может проникнуть в двигатель. Чтобы мощный двигатель мог поместиться в узкой нефтяной скважине, пришлось делать его очень высоким, и двигатель получился похожим на столб: диаметр у него, как у блюдца, а высота--6-7 м.
Бурение -- основная работа при добыче нефти и газа. В отличие, скажем, от угля или железной руды нефть и газ не нужно отделять от окружающего массива машинами или взрывчаткой, не нужно поднимать на поверхность земли конвейером или в вагонетках. Как только скважина достигла нефтеносного пласта, нефть, сжатая в недрах давлением газов и подземных вод, сама с силой устремляется вверх.
По мере того как нефть изливается на поверхность, давление уменьшается, и оставшаяся в недрах нефть перестает течь вверх. Тогда через специально пробуренные вокруг нефтяного месторождения скважины начинают нагнетать воду. Вода давит на нефть и выдавливает ее на поверхность по вновь ожившей скважине. А затем наступает время, когда только вода уже не может помочь. Тогда в нефтяную скважину опускают насос и начинают выкачивать из нее нефть.
На рисунке экрана модели изображены следующие органы управления:
1 - задвижка сброса;2 - выходная задвижка дросселя 1;3 - задвижка линии отвода;4 - выходная задвижка дросселя 2;5 - задвижка сброса в сепаратор;6 - дроссель 1;7 - входная задвижка дросселя 1;
входная задвижка линии дросселирования;
ручная задвижка линии дросселирования 2;
ручная задвижка линии дросселирования 1;
пульт бурильщика - управление лебедкой и ротором;
гидрозадвижка линии дросселирования 2;
гидрозадвижка линии дросселирования 1;
плашечный превентор 2 (трубные плашки);
плашечный превентор 1 (трубные плашки);
задвижка подсоединения насосного агрегата;
1.1 Ликвидация нефте-газо-водопроявлений при бурении скважин
Представляет собой состав, содержащий фенолспирт, воду, тампонажный шлаковый цемент и наполнитель. В зависимости от типа шлакового цемента и наполнителя (барит, гематит, руда) плотность раствора ФШК может изменяться от 1,7-2,3 гсм3. ФШК вследствие поликонденсации фенолспирта и гидратации шлака превращается в высокопрочную корозионностойкую органоминеральную композицию. Свойства ФШК в зависимости от температуры при давлении 10-80 МПа следующие.
Фильтрат ФШК при температуре выше 650С отверждается в монолитную пластмассу, обеспечивая при этом сцепление камня со стенками скважины колонны. Отвердевшая ФШК практически непроницаемая и корозионностойкая.
Смесь на основе резорциноформальдегидной смолы ФР-12 с отвердителем типа формалин или пароформ рекомендуется для изоляции «сухих» поглощающих горизонтов, так как во время затвердевания смолы, а так же качество затвердеваемого материала в значительной мере зависят от степени разбавления ее водой.
По свойствам синтетические смолы и отвердители различных партий могут отличаться друг от друга. Формалин, в частности довольно быстро стареет; уротропин может гидратировать влагу из воздуха и в зависимости от условий хранения изменять свои свойства. Поэтому каждая операция при проведении РИР должна тщательно готовиться. Проводиться в полном объеме лабораторный анализ исходных компонентов и полученной смеси.
Недостатки присущие материалам при использовании органических вяжущих материалов:
большая зависимость сроков отверждения вяжущего материала от температуры и исходных компонентов и окружающей среды;
усадка продукта отверждения в минерализованной пластовой воде;
смолы и формалин являются токсичными жидкостями, что создает определенные трудности при проведении изоляционных работ на скважинах.
К технологическим факторам возникновения проявлений относят причины, связанные с нарушением технологии проводки скважины. Сюда включают и ошибки, допущенные при разработке технического проекта на строительства скважины, прогнозирование пластовых давлений в процессе бурения и т.д.
Создание противодавления на пласт с целью предотвращения проявлений обеспечивается выбором плотности бурового раствора. Современная практика бурения предусматривает в основном проводку скважин при превышении забойным давлением пластового при статических условиях.
Недостаточная плотность бурового раствора - основная причина проявления и обусловлена ошибками в техническом проекте и технологических регламентах проводки скважины, неточность прогноза пластовых давлений в процессе бурения, несвоевременностью принятии решения об утяжелении бурового раствора или спуске промежуточной колонны, поступлением в буровой раствор жидкости (газа) с меньшей плотностью, вспениваем бурового раствора, некачественной очисткой бурового раствора от газа, седиментацией твердой фазы бурового раствора и др.
При выполнении отдельных технологических операций (спуск и подъем колонны труб, остановка буровых насосов) возможно уменьшение давления в скважине ниже гидростатического, что может способствовать в определенных условиях поступлению из пласта флюида.
При спуске колонны труб в скважину уменьшение давления ниже гидростатического в скважине наблюдается в начале и в конце операции. В начале спуска уменьшение давления связано с приподъемом колонны труб для снятия ее с пневмоклиньев или элеватора, а в конце - с инерционной компонентой столба бурового раствора.
В процессе остановки буровых насосов возникает импульсное уменьшение давления в скважине в следствие гирдавлического удара, что может привести к поступлению флюида только в особых случаях. Среди других технологических операций наибольшую опасность к возникновению проявлений флюида представляют операции, связанные с уменьшением давления в скважине. Это, в частности, ликвидация прихватов колонны труб с помощью жидкостных ванн и других способов, основанных на уменьшении давления в скважине.
Снижение давления на пласт, обусловлено также уменьшением высоты столба бурового раствора в скважине. Основными причинами снижения уровня раствора в скважине являются: поглощение бурового раствора с падением уровня, недолив скважины при подъеме колоны труб, перетоки между трубами и затрубным пространством или пластами. Для любой причины снижения уровня существует его критическое значение, превышение которого приводит к возникновению проявления.
Одна из возможных технологических причин возникновения проявлений - образование искусственных зон АВПД, которые характерны при разбуривании многопластовых месторождений, где залегают газо-нефтенасыщенные пласты. Образование искусственных зон АВПД связано с негерметичностью цементного камня за промежуточными и эксплуатационными колоннами, а также нарушением обсадных колонн. Некачественно зацементированные скважины и неизолированные аварийные стволы являются каналами для межпластовых перетоков флюидов из нижележащих пластов в вышележащие.
Пластовый флюид может поступать в скважину и при превышении забойного давления над пластовым в результате диффузионных и осмотических процессов, каппилярных перетоков, гравитационного замещения и других явлений.
Пластовые жидкости и газы могут поступать в скважину прежде всего, если пластовое давление хотя бы в одном из горизонтов будет выше давления, создаваемого на него промывочной жидкостью.
Приток жидкостей и газов может возникнуть при вскрытии объекта с повышенным коэффициентом аномальности, при плохом контроле за плотностью и дегазацией промывочной жидкости, при понижении уровня жидкости в скважине в результате поглощения, либо во время подъема колонны труб без долива, при быстром подъеме колонны труб (особенно с алмазным или одношарошечным долотом, с сальником на долоте либо с замках, с пакером и т.д.).
Интенсивность притока зависит от перепада давления, проницаемости приствольной зоны пласта, свойств пластовой жидкости и газов и других факторов и нередко бывает весьма значительной.
Некоторое количество пластовых жидкостей и газов поступает в промывочную жидкость с обломками выбуренной породы. Пластовый газ может поступать также в результате диффузии через проницаемые стенки скважины. Интенсивность притока пластовых жидкостей и газов, как правило, невелика и не представляет опасности, если нет длительных перерывов циркуляции, и на поверхности промывочная жидкость хорошо дегазируется.
При благоприятных условиях пластовые жидкости газы могут поступать в скважину под влиянием каппилярного давления, возникающего вследствие искривления менисков на поверхности контакта двух несмешивающихся жидкостей, например пластовой нефти и водного промывочного раствора.
При длительных перерывах циркуляции в промывочную жидкость может поступать некоторое количество газа из верхней части газоносного пласта. Во время промывки в первый период и после ее прекращения под влиянием избыточного давления из промывочной жидкости в газоносный объект отфильтровывается дисперсионная среда. Плотность газа невелика, поэтому избыточное давление вблизи подошвы газоносного объекта выше, чем у кровли, и эта разность тем значительнее, чем больше мощность объекта.
В покое поровое давление тиксотропного промывочного раствора (т.е. давление, создаваемое дисперсионной средой и взвешенными частицами твердой фазы) снижается по мере того, как часть твердой фазы выпадает из взвешенного состояния и зависает на стенках скважины и колонны труб. Если поровое давление против кровли газоносного объекта сравняется с пластовым, отфильтровывание дисперсионной среды из раствора в эту часть горизонта прекратится. Отфильтровывание же в нижнюю часть объекта будет продолжаться, но уже под влиянием избыточного давления, равного примерно поровому давлению столба промывочной жидкости, расположенного только против газоносного объекта.
Фильтрат, поступивший в верхнюю часть газоносного объекта, под действием гравитации стекает к его подошве, а пластовый газ получает возможность фильтроваться в скважину и замещать дисперсионную среду раствора, отфильтровавшуюся в нижнюю часть объекта. Со временем против верхней части газоносного объекта может образовываться пачка газированной промывочной жидкости.
Если газоносный пласт трещиноват, то в процессе бурения нередко в трещины поступает значительное количество промывочной жидкости, которая смешивается затем в них с пластовым газом. При понижении давления в скважине (например, при подъеме бурильной колонны) часть поглощенной жидкости вместе с содержащимся в ней газом из трещин возвращается вновь в ствол. Возможно, что это одна их основных причин появления в скважине газированной промывочной жидкости.
После восстановления циркуляции по мере продвижения газированной промывочной жидкости к устью, в область пониженного давления, содержащийся в ней газ расширяется, объемное соотношение газ: жидкость возрастает. В результате давление, оказываемое столбом промывочной жидкости на стенки скважины и пластовые жидкости, и газы, уменьшается, особенно на сравнительно небольших глубинах (до 100-1500 м); разность между пластовым давлением и давлением в скважине увеличивается, что способствует интенсификации притока жидкостей и газа из пласта.
Как только порция газированной жидкости оказывается на глубине нескольких сот метров от негерметизированного устья скважины, происходит бурное расширение пузырьков газа. При этом часть промывочной жидкости из скважины может быть выброшена, а давление на стенки скважины скачкообразно уменьшится. Часто подобные выбросы переходят в открытое фонтанирование.
Приток газированных и слабогазированных пластовых жидкостей (обычно воды) обнаруживается по переливу через устье после прекращения промывки, а иногда даже во время ее и по увеличению объема жидкости в приемной емкости буровых насосов.
При газировании, помимо уменьшения плотности промывочной жидкости, выходящей из скважины, значительно возрастает условная вязкость. В случае притока пресной воды снижается плотность, условная вязкость и статическое напряжение сдвига, возрастают водоотдача и суточный отстой, из утяжеленного раствора нередко выпадает утяжелитель.
Если же поступает минерализованная вода, может произойти коагуляция раствора, сопровождающаяся ростом условной вязкости, статического напряжения сдвига, водоотдачи и суточного отстоя.
Газо-нефте-водопроявления не только нарушают процесс бурения, но и являются причиной аварий. При интенсивных проявления нередки случаи разрушения устья скважины и бурового оборудования, возникновения взрывов и пожаров.
Для предотвращения притока пластовых жидкостей необходимо:
1) герметизировать устье скважины превенторами, следить за их исправностью и работоспособностью, проверять надежность системы управления ими и своевременно устранять выявленные дефекты;
2) систематически контролировать качество промывочной жидкости, выходящей из скважины; с момента подхода к горизонту со значительно повышенным коэффициентом аномальности следует непрерывно контролировать плотность выходящего из скважины раствора и величину газосодержания;
3) применять промывочные жидкости с небольшой (не более 2-3 см3 за 30 минут), возможно, меньшим (но достаточным для удержания во взвешенном состоянии утяжелителя) статическим напряжением сдвига для вскрытия горизонтов со значительно повышенным коэффициентом аномальности (особенно газоносных);
4) увеличивать плотность промывочной жидкости в скважине до уровня, достаточного для поддержания небольшого избытка давления в скважине над пластовым, но обязательно меньшего того, при котором возможно расслоение (или разрыв) пород и поглощение раствора, перед вскрытием горизонтов с повышенным коэффициентом аномальности;
5) тщательно дегазировать промывочную жидкость, выходящую из скважины; в случае значительного увеличения газосодержания целесообразно приостановить углубление скважины и, не прекращая промывки, заменить газированную жидкость свежей с повышенной плотностью;
6) иметь на буровой запас промывочной жидкости того качества, которое требуется для вскрытия горизонтов с повышенным коэффициентом аномальности, в количестве не менее двух-трех объемов скважины;
7) доливать в скважину промывочную жидкость при подъеме колонны труб с таким расчетом, чтобы уровень ее всегда находился у устья;
8) установить в нижней части колонны обратный клапан;
9) не допускать длительных простоев скважины без промывки; при СПО необходимы промежуточные промывки продолжительностью 1-1,5 цикла через каждые 500-1000 м.
Нефтегазопроявления происходят в основном при снижении гидростатического давления бурового раствора на пласт и аномально высоких пластовых давлениях.
Основными методами предупреждения нефтегазопроявлений являются:
- увеличение давления на пласт путем повышения плотности раствора;
- снижение до минимально допустимых значений вязкости и СНС бурового раствора при вскрытии продуктивных и водоносных горизонтов;
- обеспечение на буровых запаса химических реагентов и утяжелителей не менее чем на 5 суток перед вскрытием продуктивных или водоносных горизонтов;
- постоянный контроль плотности , вязкости, СНС и содержания газа при подходе в процессе бурения к кровле продуктивных и водоносных горизонтов, а также при бурении после их вскрытия; необходимо также систематически следить за изменением уровня жидкости в приемных емкостях;
- переход на утяжеленный буровой раствор за 50 метров до кровли продуктивного или водоносного горизонта при вскрытии пластов с аномально высокими пластовыми давлениями; бурение, промывка и проработка необходимы при максимально возможной подаче насосов.
Основными методами ликвидации нефтегазопроявлений являются:
- усиление промывки скважины и увеличения давления на вскрытый пласт путем утяжеления бурового раствора, вводом утяжелителя в циркуляционную систему, а не порциями, при одновременной дегазации раствора (ввод пеногасителя, снижение СНС, пропуск раствора через дегазатор);
- задавка тампонажного раствора в межколонное пространство через перфорационные в колонне отверстия;
- замена всего объема раствора в скважине свежим при невозможности дегазации, а также при незначительном попадании нефти, так как падает плотность и возрастает вязкость раствора;
- цементирование при закрытом привенторе с созданием максимально допустимого избыточного давления в межколонном пространстве в случае возникновения нефтегазопроявлений в процессе цементирования обсадных колонн;
- установка силикатных ванн при проявлении пластовой вод, силикат натрия при взаимодействии с солями двух- и поливалентных металлов образуют труднорастворимые гидросиликаты кальция, магния и других металлов, что способствует быстрой кольматации пор пласта.
В момент установки силикатной ванны водоносный пласт должен принимать, а не проявлять. Это может быть достигнуто созданием необходимого противодавления при изоляции поглощающих пластов либо установкой пакера или цементных мостов. При силикатной ванне против водоносного пласта давление должно быть еще повышено при закрытом привенторе. Вязкость силикатного раствора должна быть 20-30 с, а бурового раствора - в 4-5 раз выше. Спустя 2-4 часа после установления постоянного давления испытывают скважину, постоянно снижая давление на пласт.
1.2 Средства контроля процесса крепления скважин
С углублением ствола скважины по мере необходимости проводят работы по его креплению. Понятие крепления скважины охватывает работы по спуску в скважину обсадной колонны и ее цементированию. Спущенная в ствол обсадная колонна - составной элемент конструкции скважины.
В понятие конструкции скважины включают следующие характеристики: глубину скважины; диаметр ствола скважины, который можно оценивать по диаметру породоразрушающего инструмента (долота, бурголовки и т. п.), применяемого для бурения каждого отдельного интервала, и уточнять на основе замеров профилеметрии и кавернометрии; количество обсадных колонн, спускаемых в скважину, глубину их спуска, протяженность, номинальный диаметр обсадных колонн и интервалы их цементирования.
Конструкцию скважины разрабатывают и уточняют в соответствии с конкретными геологическими условиями бурения в заданном районе. Она должна обеспечить выполнение поставленной задачи, т. е. достижение запроектированной глубины и выполнение всего намеченного комплекса исследований и работ в скважине.
Конструкция скважины зависит от степени изученности геологического разреза, способа бурения, назначения скважины, способа вскрытия продуктивного горизонта и других факторов. При ее разработке необходимо учитывать требования по охране недр и защите окружающей среды.
Определяющими факторами являются допустимая протяженность интервалов, где возможно бурение без крепления, и конечный диаметр ствола скважины или рекомендуемый диаметр последней (эксплуатационной) колонны.
Крепление скважины проводят с различными целями: закрепление стенок скважины в интервалах неустойчивых пород; изоляция зон катастрофического поглощения промывочной жидкости и зон возможных перетоков пластовой жидкости по стволу; разделение интервалов, где геологические условия требуют применения промывочной жидкости с весьма различной плотностью; разобщение продуктивных горизонтов и изоляция их от водоносных пластов; образование надежного канала в скважине для извлечения нефти или газа или подачи закачиваемой в пласт жидкости; создание надежного основания для установки устьевого оборудования.
На практике в глубокие скважины обычно спускают несколько обсадных колонн, которые различаются по назначению и глубине спуска:
1 - направление - служит для закрепления устья скважины и отвода изливающегося из скважины бурового раствора в циркуляционную систему, обычно спускается на глубину 3 - 10 м;
2 - кондуктор - устанавливается для закрепления стенок скважины в интервалах, представленных разрушенными и выветрелыми породами, и предохранения водоносных горизонтов - источников водоснабжения от загрязнения, глубина спуска до нескольких сот метров;
3 - промежуточная колонна - служит для изоляции интервалов слабосвязанных неустойчивых пород и зон поглощения; промывочной жидкости; глубина спуска колонны зависит от местоположения осложненных интервалов;
4 - эксплуатационная колонна - образует надежный канал в скважине для извлечения пластовых флюидов или закачки агентов в пласт; глубина ее спуска определяется положением продуктивного объекта. В интервале продуктивного пласта эксплуатационную колонну перфорируют или оснащают фильтром.
5 - потайная колонна (хвостовик) - служит для перекрытия некоторого интервала в стволе скважины; верхний конец колонны не достигает поверхности и размещается внутри расположенной выше обсадной колонны. Если она не имеет связи с предыдущей колонной, то называется «летучкой».
Спущенную обсадную колонну цементируют в стволе скважины по всей длине или в некотором интервале, начинающемся от нижнего конца колонны. Промежуточная колонна в отдельных случаях, когда имеется опасность чрезмерного ее износа при бурении нижерасположенного интервала, может быть съемной или проворачиваемой. В этом случае ее не цементируют.
При бурении скважин на морских акваториях с опорных или плавучих средств от водной поверхности к донному устью скважины устанавливают, подвесную водоизолирующую колонну, которая служит для подъема промывочной жидкости к поверхности и является направлением для бурильной колонны во время ее спуска в скважину.
В проекте строительства скважины разработка ее конструкции - очень ответственный раздел. От правильного учета характера нагружения, условий работы и износа колонн за период существования скважины зависит надежность конструкции. Вместе с тем выбранная конструкция предопределяет объем работ в скважине и расход материалов и поэтому существенным образом влияет на стоимостные показатели строительства и эксплуатации скважины.
Разработка конструкции скважины начинается с решения двух проблем: определения требуемого количества обсадных колонн и глубины спуска каждой из них; обоснования расчетным путем номинальных диаметров обсадных колонн и диаметров породоразрушающего инструмента.
Число обсадных колонн определяется на основании анализа геологического разреза в месте заложения скважины, наличия зон, где бурение сопряжено с большими осложнениями, анализа картины изменения коэффициентов аномальности пластового давления и индексов поглощения, а также накопленного практического опыта проводки скважин. Результаты изучения конкретной геологической обстановки позволяют сделать выводы о несовместимости условий бурения и на этом основании выделить отдельные интервалы, подлежащие изоляции. По имеющимся данным строят график изменения коэффициента аномальности пластового давления ka и индекса давления поглощения kп с глубиной и на нем выделяют интервалы, которые можно проходить с использованием раствора одной плотности.
В отдельных случаях, когда имеющихся геологических сведений недостаточно для обоснования количества колонн и у проектировщиков имеются серьезные опасения, что в скважине могут возникнуть непредвиденные осложнения, в конструкции первых поисковых и поисково-разведочных скважин может быть предусмотрена резервная колонна.
Глубину спуска каждой обсадной колонны уточняют с таким расчетом, чтобы ее нижний конец находился в интервале устойчивых монолитных слабопроницаемых пород и чтобы она полностью перекрывала интервалы слабых пород, в которых могут произойти гидроразрывы при вскрытии зон с аномально высоким пластовым давлением (АВПД) в нижележащем интервале.
Определив число обсадных колонн и глубину их спуска, приступают к согласованию расчетным путем нормализованных диаметров обсадных колонн и породоразрушающего инструмента. Исходным для расчета является либо диаметр эксплуатационной колонны, который устанавливают в зависимости от ожидаемого дебита скважины, либо конечный диаметр скважины, определяемый размером инструментов и приборов, которые будут использоваться в скважине.
По расчетному значению внутреннего диаметра в соответствии с размерами, указанными в ГОСТ 632, подбирают нормализованный диаметр обсадной колонны. Подобным образом повторяют расчет для каждой последующей колонны до самой верхней.
Если строительство скважины завершается без спуска обсадной колонны на конечную глубину, исходным является диаметр долота для конечного интервала.
Общие сведения о цементировании скважин
Разобщение пластов при существующей технологии крепления скважин - завершающий и наиболее ответственный этап, от качества выполнения которого в значительной степени зависит успешное строительство скважины. Под разобщением пластов понимается комплекс процессов и операций, проводимых для закачки тампонажного раствора в затрубное пространство (т. е. в пространство за обсадной колонной) с целью создания там надежной изоляции в виде плотного материала, образующегося со временем в результате отвердения тампонажного раствора. Поскольку в качестве тампонажного наиболее широко применяется цементный раствор, то и для обозначения работ по разобщению используется термин «цементирование».
Цементный камень за обсадной колонной должен быть достаточно прочным и непроницаемым, иметь хорошее сцепление (адгезию) с поверхностью обсадных труб и со стенками ствола скважины. Высокие требования к цементному камню обусловливаются многообразием его функций: плотное заполнение пространства между обсадной колонной и стенками ствола скважины; изоляция и разобщение продуктивных нефтегазоносных горизонтов и проницаемых пластов; предупреждение распространения нефти или газа в затрубном пространстве под влиянием высокого пластового давления; заякоривание обсадной колонны в массиве горных пород; защита обсадной колонны от коррозионного воздействия пластовых вод и некоторая разгрузка от внешнего давления.
Следует отметить, что роль и значение цементного камня остаются неизменными на протяжении всего срока использования скважины, поэтому к нему предъявляются требования высокой устойчивости против воздействия отрицательных факторов.
1.3 Методы вскрытия продуктивного пласта (схемы)
Известно, что для сохранения коллекторских свойств пород околоскважин
Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений курсовая работа. Геология, гидрология и геодезия.
Рефераты: Технологии, материаловедение, стандартизация.
Курсовая работа: Соціологічний аналіз молодіжної наркоманії в Україні
Эссе Государство Как Субъект Бюджетного Права
Сочинение По Картине Толстого Цветы Бабочка
Практическое задание по теме The enviromental problems which concern the Mankind
1 Глава Курсовой Работы Пример
Реферат по теме Сравнительный исследование политической культуры Смутного времени и постсоветского периода
Понятия Для Сочинения 15.3
Сочинение Про Зимние Каникулы
Реферат: Современное состояние и пути совершенствования организации маркетинга в ОАО ЧЕТРА Промышленные
Реферат по теме Флотоводческое искусство адмирала Ф. Ф. Ушакова
Курсовая Работа На Тему Індексний Аналіз Товарообігу Промислової Продукції На Підприємстві
Реферат: Макроэкономические теории
Реферат На Тему Спорт В Физическом Качестве
Реферат по теме Шпоры на экзамен по экономике
Курсовая работа по теме Газоснабжение района города Липецка
Реферат по теме Оптимизация структуры стохастического графа c переменной интенсивностью выполнения работ
Расходы Бюджетов Курсовая Работа
Сочинение: Истинный и ложный патриотизм в Война и мире
Реферат по теме Методы анализа рынков и их применение для исследования рыночных структур
Видовой состав птиц рекреационной зоны района - Биология и естествознание курсовая работа
Узагальнення теоретичних положень та розробка практичних рекомендацій з удосконалення обліку та аналізу формування та використання прибутку підприємств на прикладі ДПДГ "Степне" - Бухгалтерский учет и аудит дипломная работа
Высшая нервная деятельность - Биология и естествознание реферат