Конструкция эксплуатационных забоев нефтяных и газовых скважин. Область их примене- ния.

Конструкция эксплуатационных забоев нефтяных и газовых скважин. Область их примене- ния.

Методы первичного вскрытия продуктивных пластов.

Обоснование типа и размера обсадных колонн.

Методы вторичного вскрытия продуктивных пластов.

Основные элементы оснастки обсадных колонн.

Способы первичного цементирования скважин (их достоинства и недостатки).

Технологическая схема процесса цементирования скважин.

Методы оценки качества цементирования скважин.

10. Обоснование и методика расчета процесса цементирования скважин.

Методика расчета обсадных колонн на прочность.

Определение коэффициента восстановления проницаемости после воздействия бурового и тампонажного растворов по данным лабораторных исследований.

Способы ликвидации и консервации скважин.

Способы освоения скважин.

Методы опробования и испытания скважин. Виды испытателей пластов.

Классификация портландцементов по ГОСТу-1581-96.

Методы испытания обсадных колонн на герметичностъ.

Обратный способ цементирования обсадных колонн.

Технологии цементирования обсадных колонн прямым одноступенчатым и ступенчатым способами.

20. Оценка качества первичного и вторичного вскрытия пластов с целью сохранности свойств коллекторов.

Технологические жидкости для вторичного вскрытия.

Конструкции и обоснование применения многоствольных скважин.

Основные факторы, влияющие на качество цементирования скважин.

Особенности проектирования конструкций скважин, имеющих в разрезе мерзлые горные породы.

25. Процессы, происходящие при формировании цементного камня в период ОЗЦ.

1 Конструкция скважины (понятие, функции, схемы, назначение элементов). Методика проек- тирования конструкции скважины.

Система крепления ствола скважины колоннами обсадных труб, обеспечивающая достижение скважиной проектной глубины, возможность ее исследования, изоляцию проницаемых горизонтов, осуществление запроектированных режимов эксплуатации и максимальное использование пластовой энергии при добыче нефти и газа.

Конструкция скважины характеризуется числом спущенных обсадных колонн, их размерами (наружный диаметр и длина) и местоположением интервалов цементирования пространства за колоннами.

Для обоснования конструкции скважины используют опыт бурения па соседних площадях и результаты геологоразведочных работ.

Для крепления скважин применяются следующие типы обсадных колонн: 1) направление — для предотвращения размыва устья;

2) кондуктор — для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции горизонтов с грунтовыми водами, установки на устье противовыбросового оборудования;

3) промежуточная обсадная колонна (одна или несколько) — для предотвращения возможных осложнений при бурении более глубоких интервалов путем крепления и изоляции вышележащих пластов, несовместимых по условиям бурения с нижележащими; при бурении однотипного разреза прочных пород обсадная колонна может отсутствовать;

4) эксплуатационная колонна — для изоляции горизонтов и извлечения нефти и газа из пласта на поверхность.

Конструкция скважины называется одноколонной, если она состоит только из эксплуатационной колонны, двухколонной — при наличии одной промежуточной и эксплуатационной колонн,

Конструкцию скважин на нефть и газ разрабатывают и уточняют в соответствии с конкретными геологическими условиями бурения в заданном районе. Она должна обеспечить выполнение поставленной задачи, т.е. достижение проектной глубины, вскрытие нефтегазоносной залежи и проведение всего намеченного комплекса исследований и работ в скважине, включая ее использование в системе разработки месторождения.

Конструкция скважины зависит от сложности геологического разреза, способа бурения, назначения скважины, способа вскрытия продуктивного горизонта и других факторов.

Исходные данные для проектирования конструкции скважины включают следующие сведения:

назначение и глубина скважины;

проектный горизонт и характеристика породы-коллектора;

геологический разрез в месте заложения скважины с выделением зон возможных осложнений и указанием пластовых давлений и давлении гидроразрыва пород по интервалам;

диаметр эксплуатационной колонны или конечный диаметр скважины, если спуск эксплуатационной колонны не предусмотрен.

Порядок проектирования конструкции скважины на нефть и газ следующий.

Выбирается конструкция призабойного участка скважины. Конструкция скважины в интервале продуктивного пласта должна обеспечивать наилучшие условия поступления нефти и газа в скважину и наиболее эффективное использование пластовой энергии нефтегазовой залежи.

Обосновывается требуемое количество обсадных колонн и глубин их спуска. С этой целью строится график изменения коэффициента аномальности пластовых давлений k, и индекса давлений поглощения kпогл.

Обосновывается выбор диаметра эксплуатационной колонны и согласовываются диаметры обсадных колонн и долот. Расчет

диаметров ведется снизу вверх.

Выбираются интервалы цементирования. От башмака обсадной колонны до устья цементируются: кондукторы во всех скважинах; промежуточные и эксплуатационные колонны в разведочных, поисковых, параметрических, опорных и газовых скважинах; промежуточные колонны в нефтяных скважинах глубиной свыше 3000 м; на участке длиной не менее 500 м от башмака промежуточной колонны в нефтяных скважинах глубиной до 3004) м (при условии перекрытия тампонажным раствором всех проницаемых и неустойчивых пород).

Интервал цементирования эксплуатационных колонн в нефтяных скважинах может быть ограничен участком от башмака до сечения, расположенного не менее чем на 100 м выше нижнего конца предыдущей промежуточной колонны.

Все обсадные колонны в скважинах, сооружаемых в акваториях цементируются по всей длине.

Методы первичного вскрытия продуктивных пластов.

Книга «Заканчивание скважин» страница 50

3 основных методапервичного вскрытия ПП:

-на репрессии (гидрастатическое давление столба бпж превышает пластовое)

-на равновесии

-на депрессии (гидрастатическое давление столба бпж меньше пластового)

В настоящее время основной объем бурения ведется на репрессии. В соответствии с ПБНиГП, созданное столбом раствора гидростатическое давление, должно превышать проектные пластовые давления на величину не менее:

- 10% для скв. Глубинной до 1200м(интервалов 0-1200)

-5% свыше 1200м.

В необходимых случаях проектом может устанавливаться большая плотность раствора, но при этом противодавление на горизонты не должно превышать пластовые на 15кгс\см2(1,5 МПа) для скв. 1200м и 25-30кгс\см2(2,5-3МПа) свыше 1200м.

Преимуществом метода является простота реализации(не нужно спец. Технологий или технических средств)

Недостатки: -Снижение коллекторских свойств пласта

-поглощения бпж

-опасность возникновения прихватов(из-за действия дифференциального давления на стенки скв. Против интервалов проницаемых пород)

-снижение мех. Скорости разрушение г.п. на забое, обусловленное избыточным давлением столба бпж.

Вскрытие ПП на депрессии. Суть в том, что давление в скважине постоянно поддерживается ниже давления в пласте. Преимущества: -значительное повышение продуктивности ПП

-сокращение затрат и времени на освоение скв.

-повышение коэффициента извлечения ПП

-предотвращение поглощений б.р.

-снижение вероятности прихватов бур. инструмента.

Но требуется азотирование скважины.

Способы освоения скважин.

Освоение скважин - комплекс работ по вызову притока жидкости (газа) из пласта в скважину, обеспечивающего ее продуктивность в соответствии с локальными (местными) добывными возможностями пласта или с достижением необходимой приемистости (для нагнетательных скважин).

После бурения, вскрытия пласта и перфорации обсадной колонны призабойная зона скважины, особенно поверхность вскрытой части пласта, бывает загрязнена тонкой глинистой взвесью или глинистой коркой. Поэтому и в результате некоторых других физико-химических процессов образуется зона с пониженной проницаемостью, иногда сниженной до нуля. Цель освоения - восстановление естественной проницаемости пород призабойной зоны и достижение притока, соответствующего добывным возможностям скважины или нормальной приемистости нагнетательных скважин.

Сущность освоения скважины заключается в создании депрессии, т. е. перепада между пластовым и забойным давлениями, с

превышением пластового давления над забойным. Достигается это двумя путями: либо уменьшением плотности жидкости в скважине, либо снижением уровня (столба) жидкости в скважине

Таким образом, можно выделить следующие шесть основных способов вызова притока: замена скважинной жидкости на более легкую, компрессионный метод, аэрация, откачка глубинными насосами, тартание, поршневание.

(Скорее всего в вопросе подразумевается только эксплуатационные скважины- не нагнетательные)

Перед освоением на устье скважины устанавливают арматуру в соответствии с применяемым методом и способом эксплуатации скважины. В любом случае на фланце обсадной колонны устанавливают задвижку высокого давления на случай необходимости перекрытия ствола.

Замену скважинной жидкости производят следующим образом. После перфорации эксплуатационной колонны в скважину до фильтра опускают насосно-компрессорные трубы. Затем в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и спущенными трубами нагнетают воду. Буровой раствор, находящийся в скважине, вытесняется из нее по трубам. Если после замены бурового раствора водой возбудить скважину (т. е. вызвать приток) не удается, то переходят на промывку скважины нефтью. После промывки скважины (прямой или обратной) водой или дегазированной нефтью можно достигнуть уменьшения забойного давления:

Продавка с помощью сжатого газа или воздуха (газлифтный способ освоения). Сущность метода заключается в нагнетании сжатого газа или воздуха в кольцевое пространство между подъемными трубами и обсадной колонной. Сжатый газ (воздух) вытесняет жидкость, заполняющую скважину, через спущенные в нее насосно-компрессорные трубы на дневную поверхность.

Аэрация - процесс смешения жидкости с пузырьками сжатого газа (воздуха). При аэрации за счет постепенного смешения сжатого газа (воздуха) и жидкости, заполняющей скважину (бурового раствора, воды, нефти), уменьшается плотность жидкости и тем самым плавно снижается давление на забой.

Для аэрации к скважине кроме водяной (нефтяной) линии от насоса подводят также газовую (воздушную) линию от компрессора. Жидкость и газ (воздух) смешиваются в специальном смесителе (эжекторе) или газопроводящей линии скважины, и аэрированная жидкость (газожидкостная смесь) нагнетается в ее затрубное пространство. При замене жидкости, находящейся в скважине, этой смесью давление на забой снижается, и, когда оно становится меньше пластового, нефть начинает поступать из пласта в скважину.

Освоение с помощью скважинных насосов применяют в скважинах, которые предполагается эксплуатировать глубинно-насосным способом. В некоторых случаях перед спуском насосных труб забой очищают с помощью желонки. Если ствол и забой чисты, то в скважину спускают насосно-компрессорные трубы, штанговый насос, устанавливают станок-качалку, и пускают скважину в эксплуатацию. Точно так же осваивают скважины, которые будут эксплуатироваться погружными электронасосами.

Основные типы профилей направленных скважин и их элементы. Требование к профилям на- правленных скважин и качеству их проводки.

Геологические, технические и технологические причины естественного (самопроизвольного) искривления скважин. 8 Способы предупреждения естественного (самопроизвольного) искривления скважин: приме- нение жестких КНБК, маятниковый эффект, отклоняющие устройства, регулирование осевой нагрузки.

Требования к буровым промывочным жидкостям. Выбор и оптимизация буровых промывоч-

Ных жидкостей.

Сти БПЖ.

Дуктивных пластов.

В бурении.

13 Основные положения классификации буровых растворов.

Растворов.

Ры.

Ниями.

Выбор ила раствора для разбуривания глинистых и хемогенных пород. Назовите и обоснуйте наиболее перспективные составы буровых растворов применяемые в Западной Сибири. Перечислить необходимые природоохранные мероприятия при приготовлении и обработке буровых растворов.

 

Встречающиеся при бурении скважин горные породы, в зависимости от их подверженности воздействию БР, разделены на пять типов: глинистые, хемогенные, гранулярные породы-коллекторы, твердые (не склонные к обвалообразованию) и многолетнемерзлые породы.

Выбор типа бурового раствора для разбуривания глинистых пород, для которых характерны частые нарушения устойчивости сте-нок скважин, — один из наиболее сложных.

Принято глинистые породы классифицировать по плотности и скоррелированными с ней коэффициенту пористости, минерализации поровой воды и обменной емкости. Такое разделение позволяет в зависимости от глубины залегания учесть степень разуплотненности пород и выбрать растворы, имеющие ту или иную ингибирующую способность. При выборе типа раствора также учитывается преобладающий в обменном комплексе породы основной катион (Na+ или Са2+).

При выборе типа бурового раствора для разбуривания хемогенных пород, как и в слу-чае с глинистыми породами, основной принцип заключается в совместимости пород и растворов, однако главными критериями здесь являются растворимость хемогенных пород и глубина залегания. Выбираются такие растворы, которые предупреждают растворение соответствующих хемогенных пород.

Абразивность горной породы?

Назначение буровых головок?

Что такое твердость гп?

Твердость - сопротивление тела, внедрению в него др тела, более твердого. Величина этого сопротивления зависит от формы, размеров, св-в внедряющегося тела, а так же глубины его погружения.

Механическая твердость - способность твердых тел сопротивляться разрушению понимая под этим, разделение их на обособленные части.

Для определения используется прием проникновения внутрь породы индентора, который в определенной степени моделирует разрушение гп острым инструментом.

При указании твердости необходимо указывать метод по которому она определялась: по С. Роквеллу (определяется замером глубины проникновения индентора), по Ю. Бринелю (определяется по отношению

нагрузки на шарик к диаметру отпечатка на образце), по Шрейнеру Л.А.(определяется нагрузкой на единицу площади штампа, при которой заканчиваются упругие и пластические деформации, которые завершаются полным хрупким разрушением участка породы под площадью штампа).

Горные породы по твердости делятся на три группы (каждая группа на 4 категории, итого 12 категорий твердости):

1.мягкие (пластичные) категория с 1 по 4;

2.упругопластичные; с 5 по 8

3.твердые (хрупкие). С 8 по 12.

10. Абразивность горной породы?Под абразивностью горных пород понимается их способность изнашивать при трении металлы, твердые сплавы и другие твердые тела, в частности, породоразрушающий инструмент. При абразивном износе поверхность инструмента истирается вследствие царапания (микрорезания) ее небольшими твердыми шероховатыми частицами породы.

В результате абразивного износа постепенно меняются размеры и геометрия рабочих органов. В частности, уменьшается диаметр коронок, на резцах образуются площадки притупления, уменьшается толщина стенок бурильных труб при трении о стенки скважин, изнашиваются ковши, кузова, транспортеры. Абразивность является важнейшим технологическим свойством, оказывающим непосредственное влияние на сроки службы инструмента. Абразивность определяют путем оценки износа материала, контактирующего с перемещаемой по отношению к нему горной породой. По величине показателя абразивности все горные породы подразделяют на восемь классов

Класс абразивности пород Степень абразивности пород Показатель абразивности

I Весьма малоабразивныеДо 5 Аргиллиты, мраморы, апатит, соль, глинистые сланцы

II Малоабразивные 5-10 Аргиллиты, мягкие сланцы, сульфидные руды, барит

III Ниже средней абразивности 10-18 Джеспилиты, роговики, кварцевые и аркозовые песчаники, железные руды, окремненные известняки

IV Среднеабра-зивные 18-30 Кварцевые и аркозовые мелкозернистые песчаники, жильный кварц, окварцованные известняки, диабазы

V Выше средней абразивности 30-45 Кварцевые и аркозовыекрупнозернистые песчаники, плагиограниты, мелкозернистые граниты, диориты, габбро, гнейсы

VI Повышенной абразивности 45-65 Граниты, диориты, окварцованные сланцы, пироксениты, амфиболиты, порфириты, гнейсы

VII Высокоабразивные 65-90 Порфириты, диориты, граниты, сиениты

VIII В высшей степени абразивные Более 90 Корундсодержащие породы

 

Ют и их основные причины.

Пы.

Тики.

Ствия растепления ММП.

Ными и обсадными трубами.

Ми долотами.

Удачного цементирования.

Обсадных колонн.

Не?

В скважинах под давлением.

Ных механизмов.

Предметов в скважине?

Виды аварий при КРС, освоении и ГРП, назовите оборудование для ликвидации аварий в скважинах под давлениемК капитальному ремонту относятся и работы по устранению аварий, допущенных в процессе эксплуатации и ремонта.

 

Наиболее часто встречаются следующие аварии:

1. Аварии, связанные с трубами НКТ и бурильными трубами. К ним относятся:

а) прихват колонн НКТ и бурильных труб. Прихваты могут быть механического происхождения (прихват при смятии обсадной колонны, при большой деформации колонны по той или иной причине, при применении двух рядов труб и т.д.), в цементном растворе, при потере циркуляции (связанной с качеством бурового раствора);

б) "полет" (обрыв) насосно-компрессорных и бурильных труб. "Полет" НКТ может быть также со скважинным насосом и штангами, при этом верх штанговой колонны может остаться внутри колонны НКТ или же торчать наружу. При "полете" бурильных труб в скважине остается и бурильный инструмент.

2. Аварии, связанные со скважинными насосами, пакерами, якорями, забойными двигателями, приборами и др. К ним относятся:

а) прихват пакера, погружного насосного агрегата центробежного, винтового и диафрагменных насосов;

б) оставление в скважине погружного насосного агрегата с кабелем или без него;

в) оставление в скважине штангового насоса и штанг;

г) оставление в скважине насосных штанг вследствие обрыва;

д) оставление в скважине винтобуров, турбобуров и других элементов забойной компоновки;

е) оставление в скважине приборов, устройств для исследования скважин и пластов, геофизических приборов.

3. Аварии, связанные с кабелями, канатами, проволокой, гибкими трубами. К ним относятся:

а) оставление каротажного кабеля, в том числе кабеля погружных электронасосов;

б) оставление каната при работе желонкой или проведении других работ;

в) оставление проволоки;

г) оставление гибких труб.

4. Аварии, связанные с попаданием в скважину посторонних предметов - плашек, сухарей и т.д.

Практика показывает, что причин аварий может быть множество, но преобладающей является оплошность персонала

Конструкция эксплуатационных забоев нефтяных и газовых скважин. Область их примене- ния.