Зміст предмету.
Освоєння свердловини - завершальна стадія підготовки свердловини до експлуатації, на якій здійснюється виклик припливу пластових рідин і газу..
Освоєння та дослідження свердловин складають окремий технологічний цикл який завершує її будівництво.
По всій сутності ці роботи визначають надійність подальшої експлуатації свердловин, темп і характер розробки родовищ.
Свердловинна, навколо свердловинна зона і між свердловинна частина пласта взаємопов’язані і взаємодіючі елементи єдиної техноприродної системи. В процесі спорудження свердловини найбільші зміни відбуваються в навколо свердловинній частині пласта, де значно погіршується фільтраційні властивості пласта, в цих зонах втрачається значна частина пластової енергії що знижує ефективність розробки родовищ. На нафтових родовищах України продуктивність свердловин в наслідок погіршення фільтраційних властивостей зменшується в 10 – 12 разів. Ця статистика визначає на сьогодні основну стратегію зведено до мінімуму погіршення проникності порід шляхом досконалих технологій розкриття, освоєння та експлуатація пластів, відновлення їх фільтраційної властивості.
9. Під час бурового розвідування свердловин широко використовують випробувачі пластів на трубах або на кабелі.
Сам процес освоєння процес освоєння свердловин включає в себе поетапно ряд самостійних робіт:
обладнання гирла свердловин та використання інших інструкцій які спускають в свердловину в процесі її освоєння та дослідженні;
вторинне розкриття пластів застосуванням кульової, кумулятивної, гідропіскоструменної перфорації;
забезпечення виклику протока із пласта (існує більше 20 методів деякі відомі тільки спеціалістам більшість описана в монографії);
гідродинамічні дослідження свердловин (вони дозволяють отримати відомості про знаходження в пласті флюїду, характеристики пласта як колектора, як у вибійній зоні так і на віддалені від неї);
відновлення та покращення фільтраційних властивостей за рахунок застосування хімічних, фізичних та фізико-хімічних процесів дії на при вибійну зону свердловини.
13.Загальні поняття про гірничо-геологічні умови нафтових і
газових родовищ. Основні терміни.
Глибина свердловини – відстань по вертикалі від точки в надрах землі (вибою свердловини), до денної поверхні.
Довжина – відстань між двома точками, що розглядаються, або розрізами по осі свердловини (колони труб і інше). Наприклад: довжина свердловини, ця відстань від гирла до вибою по осі стовбура. Довжина свердловини як правило більша ніж її глибина.
Рпор. (поровий тиск) – тиск рідини в поровій порожнині гірничої породи. Звичайно цей термін використовується для характерного тиску рідин в поро глинистих і інших практично не прониклих порід.
Рпл. (пластовий тиск) – тиск рідини в прониклій гірській породі, тобто поровий тиск в окремому випадку, коли пори з’єднуються одна з іншою.
Ргр. (тиск гідро-розриву породи) – тиск стовпа рідини в свердловині на глибині Н при якому відбувається розрив породи і утворення в ній тріщин.
Рпогл. (тиск поглинання) – тиск у свердловині при якому починається рух промивної рідини по штучним тріщинам які утворюють в результаті гідро розриву або по природним каналам в тріщинах і крестовинних породах.
Ргс. (Геостатичний тиск) – тиск обумовлений вагою товщ вище залягаючих порід.
17.Типи колекторів
Переважна частина нафтових і газових родовищ розміщені в колекторах трьох типів:
гранулярний;
тріщин них;
змішаної побудови.
До першого типу відносять піщано-алевролітові породи рідше уламкові вапняки і доломіти.
До другої групи відносять переважно карбонатні породи та сланці, поровий простір який складається системою тріщин.
Частіше зустрічаються колектори змішаної побудови поровий простір який складається системою тріщин, а також кавернами і карстами.
21. Під пористістю гірських порід розуміють наявність в них пустот.
Коефіцієнтом порової (абсолютної) пористості називають відношення сумарного об’єму пор, до об’єму породи по формулі:
[1];
Вимірюється коефіцієнт пористості в долі одиницях, або у процентах об’єму породи.
За походженням пори поділяють:
перинні;
вторинні.
До первинних відносять пустоти між зернами, проміжки між площинами нашарування породи, та інші пустоти які утворилися в процесі осадового накопичення і формування породи.
До вторинних відносять пори які утворилися в результаті наступних процесів: стиснення, розтягу, дроблення породи, виникнення тріщин, каверн та інших пустот.
За величиною порові канали умовно поділяються на три групи:
над капілярні – більше 0,5 міліметрів;
капілярні – 0,5 -2,0002 міліметрів;
субкапілярні – менше 2,00002 міліметрів.
Поряд з коефіцієнтом повної пористості у введенні поняття коефіцієнта відкритої пористості, а також коефіцієнти які характеризують статичну корисну місткість і динамічну корисну вмісткість.
Коефіцієнт відкритої пористості прийнято називати відношення відкритих пор до об’єму зразка породи.
Статична корисна вмісткість – це об’єм пор які може бути зайнятий нафтою або газом. Визначається як різниця між відкритою пористістю і долі об’ємів зайнятих залишковою водою.
Динамічна місткість характеризує відносний об’єм пор через які можуть фільтрувати нафту або газ в умовах руху по пласту.
Пористість нафтових і газових колекторів змінюється в широких інтервалах від декількох відсотків до 52 відсотків. У більшості вона становить 10 – 20 відсотків.