Бурение нефтяных и газовых скважин лекции + ответы экзамену

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

замков или муфт и при попадании муфт в желоба, постоянно инструмент имеет посадку или затяжку.

Обнаруживается много точечными профилемерами.

Методы борьбы:

1.На стадии проектирования необходимо как можно меньшие темпы снижения и падения кривизны, называется темпом набора кривизны, измеряется градус/10метров.

2.Ликвидируются проработкой, т.е. места, где обнаружены желоба неоднократно

прорабатываются с целью разрушения узких выработок в скважине, по телу БТ. 3.Установка против желобов цементных мостов и последующее разбуривания их; 4.Взрывы напротив желобов с целью разрушения ствола вместе с желобом.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Вопрос №54 Способы предотвращения и ликвидации бурового раствора в скважине.

1) Уменьшение скорости подачи промывочной жидкости или расхода, т.е. меняем

расход, меняем давление в кольцевом пространстве; 2) Изменяем параметр БР, уменьшая удельный вес уменьшаем гидростатическую

составляющую, уменьшая вязкости повышаем скорость прокачки жидкости, уменьшаем потери в кольцевом пространстве, уменьшаем давление на пласт;

3) Ввод инертных наполнителей. В зависимости от размера трещин и пор в зоны

поглощения вместе с БР вводят так называемые инертные наполнители, к которым относятся опилки, мелкие частицы кожи, хвоинки, остатки производства полиэтилена, скорлупа ореха, т.е. все то, что может забивать поры. Размер наполнителя должен составлять 0.3 от размера поры. Наполнитель может вводиться с помощью бурового насоса или непосредственно в бурильные трубы (БТ) через воронку;

4) Кальмотация стенки скважины. Это когда через специальный переводник на конце БИ, имеющий отверстие с насадками с высокой скоростью истекает вязкий БР или какая-то другая смесь,

которая кольматирует или забивает стенки скважины; 5) закачка тампонажных паст в зону поглощения;

6) Установка цементных мостов. На 15-20 метров выше зоны поглощения спускается БИ, в

который закачивается тампонажных раствор, который заполняет ствол около зоны поглощения и частично проникает в зону поглощения получается цементный мост, задача которого изолировать поглощающие стенки скважины;

7) Установка профильных перекрывателей. это метод борьбы с очень серьезными зонами

поглощения, где ни раствор, ни цементные мосты, ни кальмотация не помогает. Суть в том, что напротив зоны поглощения спускается специальная тонкостенная гофрированная труба, которая под действием давления разжимается, прилегает к стенке скважины, изолируя ее;

8) Спуск дополнительной обсадной колонны. Когда ни какие методы не помогают, то

давления на поглощающий пласт и предотвращение резких перепадов давления в стволе скважины. Так же желательно определить интервалы возможного поглощения и при приближении к ним предпринять ряд мер: добавка наполнителей в БР, с целью регулирования их плотности и структурных параметров.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Экспресс метод оценки пластового давления

Допустим у нас была ситуация, когда вахте нельзя было работать на устье, скважину за герметизировали, т.е. перекрыли затрубное пространство. В затрубье поступил пластовый флюид. После закрытия скважины ждут 15-20 минут, для стабилизации

давлений и замеряют давление в трубах и затрубном пространстве. Трубное и затрубное пространство можно представить как сообщающиеся сосуды. Поскольку в трубах находится буровой раствор, то трубы можно считать манометром, определяющим

пластовое давление. Рплат=ρgH. Давление в затрубье больше, Рзатруб=ρg(H-hф)+ ρфghф. Затем

определяем новую плотность БР для успешной задавки скважины:

Мы рассмотрели, когда БИ находится на забое – это самый благоприятный случай, если БИ находится при подъеме или на устье, то разрабатываются специальные планы работ, где инструмент может спускаться под давлением через универсальный привентор или в случае нахождения инструмента по середине, выбирается та плотность БР, которой хватит для задавки, но этот метод не всегда удачен, потому, что нижняя часть скважины будет пустая.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Вопрос №59 Понятие о профиле ствола скважины, зенитном угле,

азимуте, инклиннограмме.

Профили направленных скважин подразделяют на 3 основных типа:

1)Тангенциальная скважина. Отклоняют вблизи поверхности до величины угла, соответствующего техническим условиям, затем продолжают проходку до проектной глубины, сохраняя неизменным угол наклона. Применяют часто для скважин умеренной глубины 1500-3000м в простых

геологических условиях, когда не используются промежуточные колонны. Этот профиль обеспечивает максимальное отклонение ствола скважины от вертикали при минимальном зенитном угле, требует минимального числа долблений с отклонителем(«+»), поэтому ее предпочитают применять при

кустовом бурении.

а – вертикальный участок; б – участок набора зенитного угла или кривизны; в – наклонно прямолинейный участок с точкой входа в продуктивный горизонт.

2)S-образные скважины

Этот тип предусматривает после бурения вертикального участка ствола отклонение забоя до некоторого зенитного угла, по достижению которого скважину бурят при постоянном угле наклона, а затем отклонение уменьшают до полного восстановление вертикального положения ствола. Этот тип профиля используют там, где наличие газовых зон, наличие соленой воды и другие геологические факторы требуют использования промежуточных колонн. иногда используют этот тип направленной скважины с целью глушения другой, фонтанирующей, скважины. Так этот тип применяют при бурении в открытом море, когда необходимо развести забои скважин при бурении их с одной платформы. Т.о. этот тип позволяет вскрывать и эксплуатировать многопластовые месторождения, естественно, последовательно снизу вверх.

Имеет 5 участков: а – вертикальный; б – набор зенитного угла; в – наклонно-направленный или

криволинейный с естественным падением угла; г – интенсивное падение зенитного угла; д – вертикальный участок с входом в продуктивный пласт.

3)J-образная скважина

Предполагает отклонение забоя от вертикали на значительно больших глубинах и имеет более длинный по сравнению с 1 и 2 типами горизонтальный участок. Этот тип скважин используют для бурения на пласты, расположенный под солевыми куполами, для кустового бурения, к же вскрытия глубоко залегающих объектов.

имеет 2 участка: а – вертикальный участок; б – набор зенитного угла, он может меняться от 0о до 900. Данный тип скважины позволяет бурить горизонтальные скважины.

У данного типа могут быть вариации.

Параметры, характеризующие пространственное расположение скважины:

Н – глубина скважины – это расстояние по вертикали от устья о горизонтальной плоскости, в которой лежит забой скважины(для определения гидростатического давления Р=ρgH);

L – длина скважины – расстояние от устья до забоя по оси скважины(для

определения длины бурильной, обсадной колонны); В – проложение – это кротчайшее расстояние в горизонтальной

плоскости от забоя до проекции устья на эту плоскость; Θ – зенитный угол – угол между касательной в точке и вертикалью

проведенной через эту точку; φ – угол наклона ствола скважины - угол между касательной в точке и

горизонталью проведенной через эту точку;

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

α – азимут – угол между направлением на север и касательной в точке по часовой стрелке в направлении бурения.

Проекция ствола скважины на горизонтальную плоскость называется инклинограммой. Проекция ствола скважины на вертикальную плоскость называется профилем скважины.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Вопрос №61 Признаки НГВП

Признаки НГВП:

1)увеличение объема БР из скважины при неизменной подаче, т.е. БН выдают 20л/с, а станция контроля выдает 25л/с;

2)увеличение скорости потока БР или расхода; 3)когда БИ поднимают из скважины, то через определенный интервал положено доливать в

скважину БР, если уровень раствора в скважине больше чем долили это тоже признак прилива флюида в ствол скважины;

4)повышение газосодержания в БР; 5)повышение скорости механического бурения. Закономерность: месторождение сложено из

ловушки – глинистые породы, как правило, и за долгое время газ в какой-то степени насыщает эти

породы, и как только наблюдается увеличение газового фактора при достижении места предполагаемого вскрытия это говорит о том, что мы приближаемся к газовой шапке. Так же это может служить признаком углубления скважины в зону АВПД с постоянным нарастанием порового давления в проходимых глинистых породах, при непосредственной близости пластов-коллекторов с

высоким давлением флюидов или внедрением долота в высоконапорную залежь; 6)изменение давления на буровых насосах, к.п. давление падает, но не всегда потому, что

поступающий флюид в затрубное пространство имеет плотность меньшую чем БР.