4. Какие параметры постоянно контролируются в процессе бурения скважины?

3. Первичные средства пожаротушения на буровой. Оказание первой помощи при ожогах.

Экзаменационный билет №4

1. Методы поддержания пластового давления.

Заводнение:

На показатели эффективности заводнения влияют следующие факторы:

на коэффициент дренирования залежей –

Расчлененность, прерывистость (монолитность), сбросы пластов.

Условия залегания нефти, газа и воды в пластах.

Размещение добывающих и нагнетательных скважин относительно границ выклинивания пластов.

Состояние призабойных зон пластов, как следствие качества вскрытия и изменения при эксплуатации.

на коэффициент охвата пластов заводнением –

Макронеоднородность пластов (слоистость, зональная изменчивость свойств).

Трещиноватость, кавернозность (тип коллектора).

Соотношение вязкостей нефти и вытесняющего рабочего агента.

на коэффициент вытеснения нефти водой –

Микронеоднородность пористой среды по размеру пор и каналов (средняя проницаемость).

Смачиваемость поверхности пор, степень гидрофильности и гидрофобности среды.

Межфазное натяжение между нефтью и вытесняющей водой.

Знание всех перечисленных факторов и степень их влияния на эффективность заводнения месторождения, очень важно на стадии прогноза заводнения, для обоснования методов повышения нефтеотдачи, систем размешения скважин и технологий извлечения остаточных запасов нефти.

Для успешного применения того или иного метода извлечения остаточных запасов следует точно знать, за счет какого показателя, в какой мере и за счет какого фактора снизилась эффективность заводнения.

Универсальных методов увеличения нефтеотдачи пластов вообще нет, и по-видимому не будет и в будущем. Поэтому методы увеличения остаточных запасов нефти из заводненных пластов должны подбираться и обосновываться (с точки зрения системы и технологии) исходя из основных факторов, снижающих показатели эффективности заводнения.

Большая часть из этих факторов относится к категории управляемых.

К числу управляемых факторов относятся:

размещение добывающих и нагнетательных скважин относительно границ выклинивания;

состояние призабойных зон пластов вследствии качества вскрытия и изменения при эксплуатации;

трещиноватость пластов;

соотношение вязкостей нефтей и вытесняющей воды;

межфазное натяжение между нефтью и вытесняющей водой;

смачиваемость поверхности пор (гидрофильность, гидрофобность).

К неуправляемым факторам влияющим на показатели эффективности заводнения относятся:

расчлененность, прерывистость, сбросы пластов;

условия залегания нефти, газа и воды в пластах;

микронеоднородность пластов (слоистость, зональная изменчиваемость свойств);

тип коллектора;

микронеоднородность пористой среды по размеру пор и каналов, средняя проницаемость.

Методы	Пластовая нефть		Вода		Коллектор			Условия залегания
	Вязкость, мПа*с	состав	Насыщенность, %	Минерализа-ция, г/м3	неоднородность	проницаемость	Тип и хим.-физ св-ва.	Давление пл. МПа	Темпера-тура, С0	Толщинам
Заводнение с ПАВ*	До 50	Наличие асфальтенов и смол	До 30	До 0,2	Неоднородный, отсутствие трещин	10 и более	Глинистость не более 5-10%	-	Менее 90	До 15
Полимерное заводнение*	От 10 до 100	-	До 30	Ограниченное содержание ионов Са2+, Мg2+	Неоднородный, отсутствие трещин	Более 100	Глинистость не более 5-10%	-	Менее 90	-
Мицеллярное заводнение*	До 10	-	До 70	Ограниченное содержание ионов Са2+, Мg2+	Однородный	Более 100	Ограничен. содержание карбонатов	-	Менее 65-90	-
Щелочное заводнение	До 100	Наличие органических кислот	До 60	Содержание ионов Са2+ до 0,000025	Неоднородный, отсутствие трещин	Более 100	Глинистость не более 5-10%	-	-	-
Сернокислотное заводнение* Применение СО2*	1-30	Наличие ароматических соединений	До 30	-	Умеренно-однородный	Менее 500	Терригенный с содержанием карбонатов 1-2%	-	-	-
Применение СО2*: оторочки	До 50	Ограниченное содержание асфальтенов и смол	До 60	Ограниченное содержание ионов Са2+, Мg2+	Неоднородный	5 и более	-	Выше давления насыщения	-	До 15 при пологом залеган., при крутом не огр.
Применение СО2: в сочетании с заводнением	До 50	Ограниченное содержание асфальтенов и смол	До 60		Неоднородный, отсутствие трещин	Более 50		Выше давления насыщения
Применение у.в. газа.*Газ высокого давления.	До 10		До 60		Однородный	5 и более		Выше давления насыщения		До 15 при пологом залеган., при крутом не огр.
Водогазовая смесь	До 50
Внутрипластовое горение	До 100	Ограниченное содержание серы	До 50		Отсутствие трещин	Более 100				Более 3
Закачка в пласт пара	Более 50	Наличие лёгких компонентов			Умеренно-однородный	Более 100				Более 6

2. Гидравлический индикатор веса. Конструкция, эксплуатация.

3. Размерный ряд буровых установок.

4. Требования правил при выборе буровой установки для бурения скважин.

5. Оказание первой помощи при обморожении.

Экзаменационный билет №5

1. Бурение скважин. Конструкция скважин.

Ударное бурение. Из его всех разновидностей наибольшее распространение получило ударно-канатное бурение. По мере углубления скважины канат удлиняют, сматывая его с барабана. Цилиндричность скважины обеспечивается поворотом долота в результате раскручивания каната под нагрузкой (во время при подъема бурового снаряда) и скручивания его при снятии нагрузки (во время удара долота о породу).

Вращательное бурение. При вращательном бурении разрушение породы происходит в результате одновременного воздействия на долото нагрузки и крутящего момента. Под действием нагрузки долото внедряется в породу, а под влиянием крутящего момента скалывает ее.

Существует две разновидности вращательного бурения – роторный и с забойными двигателями. В настоящее время применяют три вида забойных двигателей – турбобур, винтовой двигатель и электробур (последний применяют крайне редко).

По мере углубления скважины бурильная колонна, подвешенная к полиспастной системе, состоящей из кронблока, талевого блока, крюка и талевого каната, подается в скважину. Когда ведущая труба войдет в ротор на всю длину, включают лебедку , поднимают бурильную колонну на длину ведущей трубы и подвешивают бурильную колонну с помощью клиньев на столе ротора. Затем отвинчивают ведущую трубу вместе с вертлюгом и спускают ее в шурф (обсадную трубу, заранее установленную в специально пробуренную наклонную скважину) длиной, равной длине ведущей трубы. Скважина под шурф бурится заранее в правом углу вышки примерно на середине расстояния от центра до ее ноги. После этого бурильную колонну удлиняют (наращивают) путем привинчивания к ней двухтрубной или трехтрубной свечи, снимают ее с клиньев, спускают в скважину на длину свечи, подвешивают с помощью клиньев на стол ротора, поднимают из шурфа ведущую трубу с вертлюгом, привинчивают ее к бурильной колонне, освобождают бурильную колонну от клиньев, доводят долото до забоя и продолжают бурение.

Как правило, верхние участки разреза скважины представляют собой легкоразмываемые отложения. Поэтому пред бурением скважины сооружают ствол (шурф) до устойчивых пород (3-30 м ) и в него спускают трубу 7 или несколько свинченных труб ( с вырезанным окном в верхней части) длиной на 1-2 м больше глубины шурфа. Затрубное пространство цементируют или бетонируют. В результате устье скважины надежно укрепляется.

К окну в трубе приваривают короткий металлический желоб, по которому в процессе бурения буровой раствор направляется в систему емкостей 18 и далее, пройдя через очистительные механизмы (на рисунке не показаны), поступает в приемную емкость 22 буровых насосов .

Трубу (колонну труб) 7, установленную в шурфе, называют направлением. Установка направления и ряд других работ, выполняемых до начала бурения , относятся к подготовительным. После их выполнения составляют акт о вводе в эксплуатацию буровой установки и приступают к бурению скважины.

Пробурив неустойчивые, мягкие, трещиноватые и кавернозные породы, осложняющие процесс бурения (обычно 400-800 м), перекрывают эти горизонты кондуктором 4 и цементируют затрубное пространство 3 до устья. При дальнейшем углублении могут встретиться горизонты также подлежащие изоляции, такие горизонты перекрываются промежуточными (техническими) обсадными колоннами.

Пробурив скважину до проектной глубины, спускают и цементируют эксплуатационную колонну (ЭК).

После этого все обсадные колонны на устье скважины обвязывают друг с другом, применяя специальное оборудование. Затем против продуктивного пласта в ЭК и цементном камне пробивают несколько десятков (сотен) отверстий, по которым в процессе испытания , освоения и последующей эксплуатации нефть (газ) будут поступать в скважину.

Сущность освоения скважины сводится к тому, чтобы давление столба бурового раствора, находящегося в скважине, стало меньше пластового. В результате создавшегося перепада давления нефть (газ) из пласта начнет поступать в скважину. После комплекса исследовательских работ скважину сдают в эксплуатацию.

На каждую скважину заводится паспорт, где точно отмечаются ее конструкция, местоположение устья, забоя и пространственное положение ствола по данным инклинометрических измерений ее отклонений от вертикали (зенитные углы) и азимута (азимутальные углы). Последние данные особенно важны при кустовом бурении наклонно-направленных скважин во избежание попадания ствола бурящейся скважины в ствол ранее пробуренной или уже эксплуатирующейся скважины. Фактическое отклонение забоя от проектного не должно превышать заданных допусков.

Рис.1. Схема скважин

Скважиной называется цилиндрическая горная выработка, сооружаемая без доступа в нее человека и имеющая диаметр во много раз меньше длины (Рис. 1).

Начало скважины называется устьем 1, боковая цилиндрическая поверхность – стенкой 2 или стволом, дно – забоем 4. Расстояние от устья до забоя по оси ствола определяет длину скважины (рис. 1 в), а по проекции оси 4 на вертикаль – ее глубину (рис. 1 а, в).

По пространственному положению ствола различают вертикальные (рис. 1 а, б) и наклонные (рис. 1 в) скважины.

Скважины углубляют, разрушая породу по всей площади забоя (сплошным забоем) или по его периферийной части (кольцевым забоем). В последнем случае в центре скважины остается колонка породы – керн 5, которую периодически поднимают на поверхность для непосредственного изучения .

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 редко бывает меньше 165 мм. Глубины нефтяных и газовых скважин изменяются в пределах нескольких тысяч метров.

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.

В нефтегазовой отрасли бурят скважины следующего назначения:

1. Эксплуатационные – для добычи нефти, газа и газового конденсата.

2. Нагнетательные – для закачки в продуктивные горизонты воды (реже воздуха, газа) с целью поддержания пластового давления и продления фонтанного периода разработки месторождений, увеличения дебита эксплуатационных скважин, снабженных насосами и воздушными подъемниками.

3. Разведочные – для выявления продуктивных горизонтов, оконтуривания, испытания и оценки их промышленного значения.

4. Специальные - опорные, параметрические, оценочные, контрольные – для изучения геологического строения малоизвестного района, определения изменения коллекторских свойств продуктивных пластов, наблюдения за пластовым давлением и фронтом движения водонефтяного контакта, степени выработки отдельных участков пласта, термического воздействия на пласт, обеспечения внутрипластового горения, газификации нефтей, сброса сточных вод в глубокозалегающие поглощающие пласты и др.

5. Структурно-поисковые – для уточнения положения перспективных нефте-газоносных структур по повторяющим их очертания верхним маркирующим (определяющим) горизонтам, по данным бурения мелких, менее дорогих скважин небольшого диаметра.

Нефтяные и газовые скважины представляют собой капитальные дорогостоящие сооружения, служащие много десятилетий. Это достигается соединением продуктивного пласта с дневной поверхностью герметичным, прочным и долговечным каналом. Однако пробуренный ствол скважины еще не представляет собой такого канала, вследствие неустойчивости горных пород, наличия пластов, насыщенных различными флюидами ( вода, нефть, газ и их смеси), которые находятся под различным давлением. Поэтому при строительстве скважины необходимо крепить ее ствол и разобщать (изолировать ) пласты , содержащие различные флюиды.

Крепление ствола скважины производится путем спуска в нее специальных труб, называемых обсадными. Ряд обсадных труб, соединенных последовательно между собой, составляет обсадную колонну Для крепления скважин применяют стальные обсадные трубы.

Насыщенные различными флюидами пласты разобщены непроницаемыми горными породами - «покрышками» . При бурении скважины эти непроницаемые разобщающие покрышки нарушаются и создается возможность межпластовых перетоков, самопроизвольного излива пластовых флюидов на поверхность, обводнения продуктивных пластов, загрязнения источников водоснабжения и атмосферы, коррозии спущенных в скважину обсадных колонн.

В процессе бурения скважины в неустойчивых горных породах возможны интенсивное кавернообразование, осыпи, обвалы и т.д. В ряде случаев дальнейшая углубка ствола скважины становится невозможной без предварительного крепления ее стенок .

Для исключения таких явлений кольцевой канал (кольцевое пространство) между стенкой скважины и спущенной в нее обсадной колонной заполняется тампонирующим (изолирующим) материалом. Это составы, включающие вяжущее вещество, инертные и активные наполнители, химические реагенты. Их готовят в виде растворов (чаще водных) и закачивают в скажину насосами. Из вяжущих веществ наиболее широко применяют тампонажные портландцементы. Поэтому процесс разобщения пластов называют цементированием.

Таким образом, в результате бурения ствола, его последующего крепления и разобщения пластов создается устойчивое подземное сооружение определенной конструкции.

Под конструкцией скважины понимается совокупность данных о числе и размерах (диаметр и длина) обсадных колонн, диаметрах ствола скважины под каждую колонну, интервалах цементирования, а также о способах и интервалах соединения скважины с продуктивным пластом.