6 Вопрос. Разведочное бурение.

Бурение скважин применяют для оконтуривания залежей, а также определения глубины залегания и мощности нефтегазоносных пластов.

Еще в процессе бурения отбирают керн — цилиндрические образцы пород, залегающих на различной глубине. Анализ керна позволяет определить его нефтегазоносность. Однако по всей длине скважины керн отбирается лишь в исключительных случаях. Поэтому после завершения бурения обязательной процедурой является исследование скважины геофизическими методами.

7 Вопрос. Принцип определения глубины спуска насоса в скважину

Когда скважина остановлена, давление на её забое сравнивается с пластовым и в стволе скважины устанавливается уровень жидкости называемый статическим (Н _{с т}). Он измеряется от устья скважины до поверхности жидкости. При поддержании в пласте давления близкого к начальному, значение Н_ст составляет от 0 до нескольких сот метров.

При эксплуатации скважины, когда из неё откачивается жидкость, в призабойной зоне скважины создаётся значительное сопротивление протеканию жидкости через поры пласта. При этом давление на забое скважины значительно снижается по сравнению с пластовым и уровень жидкости в скважине значительно понижается. Измеренный от устья скважины этот уровень называется динамическим (Н_дин). Чем больше дебит скважины, тем ниже положение динамического уровня.

Большинство скважин проектировалось с такой конструкцией обсадных колонн, которая позволяла снижать динамический уровень до 2000м. от устья. При большем снижении динамического уровня возможно смятие обсадной колонны давлением жидкости в пласте, находящемся на глубине, соответствующей положению динамического уровня. Это является одним из ограничений значения предельного дебита скважины.

В пластовых условиях обычно газ растворён в нефти и при движении жидкости от забоя к устью скважины, в начале, движется только поток жидкости. По мере продвижения к поверхности давление в этом потоке уменьшается. Когда давление снизится до величины меньшей давления насыщения нефти газом, начинается его выделение из нефти, и в потоке жидкости появляются пузырьки газа. При дальнейшем продвижении потока к устью скважины, в связи со снижением давления, из нефти выделяется всё большее количество газа, и выделившийся газ увеличивается в объёме. На устье скважины поток добываемой среды превращается в газовый с отдельными каплями жидкости.

В настоящее время не существует надёжных и простых устройств, позволяющих перекачивать смесь жидкости и газа в условиях скважины. Существующие насосы хорошо работают на жидкости. Большинство конструкций насосов позволяют эффективно перекачивать смесь, в составе которой имеется до 8% газа. При увеличении процентного содержания газа до 20% большинство насосов прекращает подачу среды.

В связи с этим насос в скважине следует разместить ниже динамического уровня жидкости там, где газа нет или его мало (до 8%).

Обычно насосы спускают в скважину на глубину 800 – 2300 м. В большинстве случаев на 1500 – 1600м.