Шпаргалка по "Нефтегазовому делу"

Минимально допустимые диаметры скважин  в зависимости от габаритных размеров применяемой аппаратуры приведены  в табл. 5.2.

Таблица 5.2

Возможность применения того или иного  скважинного прибора в условиях металлического и безметаллического  крепления стенок определяется принципами работы прибора и регламентируется его паспортными характеристиками.

3. Горизонтальные  скважины. Их профили и значение при разработке нефтяных и газовых  месторождений.

       В настоящее время при разработке все чаще применяются горизонтальные скважины. Их строительство и эксплуатация представляют свои трудности, однако, при благоприятной ситуации, их дебит может в 3-5 раз превышать дебит вертикальных скважин.

Горизонтальные скважины применяются на залежах:

-         с небольшой нефтенасыщенной толщиной пластов,

-         в низко проницаемых неоднородных пластах малой толщины,

-         в зонах над водонефтяными, или под газо-водяными контактами,

-         в залежах на площадях с затрудненными условиями разбуривания и т.д.

 

 

Горизонтальные скважины ( ГС) могут использоваться как в качестве добывающих, так и в качестве нагнетательных - на производительность системы и достигаемый коэффициент заводнения это влияния не окажет. На стенках скважин поддерживаются постоянные потенциалы скорости, равные фи и фд. [1]

Горизонтальные скважины особенно эффективны в месторождениях, содержащих вертикальные трещины. В сильно неоднородных по проницаемости пластах ( таких, например, как карстовые залежи) горизонтальные скважины имеют большую вероятность встретить продуктивную зону, чем вертикальные. В плане борьбы с обводнением горизонтальная скважина также имеет преимущества. [2]

Горизонтальная скважина - это скважина, которая имеет протяженную фильтровую зону, соизмеримую по длине с вертикальной частью ствола, пробуренную преимущественно вдоль напластования между кровлей и подошвой нефтяной или газовой залежи в определенном азимутальном направлении. [3]

Горизонтальные скважины со средним радиусом кривизны ( 60 - 190 м) применяют как при бурении одиночных скважин, так и для восстановления эксплуатационной характеристики действующих скважин. Горизонтальные скважины со средним радиусом кривизны позволяют точнее попадать в глубинную цель, что особенно важно для вскрытия нефтяных и газовых пластов малой мощности. [4]

Горизонтальные скважины с малым радиусом искривления ( 10 - 60 м) обеспечивают наибольшую точность попадания в глубинную цель. [5]

Горизонтальная скважина состоит из направляющей части и горизонтального участка. [6]

Горизонтальная скважина - это скважина, которая имеет достаточно протяженную фильтровую зону, соизмеримую по длине с вертикальной частью ствола, пробуренную преимущественно вдоль напластования между кровлей и подошвой нефтяной или газовой залежи в определенном азимутальном направлении. Основное преимущество горизонтальных скважин по сравнению с вертикальными состоит в увеличении дебита в 2 - 10 раз за счет расширения области дренирования и увеличения фильтрационной поверхности. [7]

Горизонтальные скважины со средним радиусом кривизны ( 60 - 190 м) применяют как при бурении одиночных скважин, так и для восстановления эксплуатационной характеристики действующих скважин. Горизонтальные скважины со средним радиусом кривизны позволяют точнее попадать в глубинную цель, что особенно важно для вскрытия нефтяных и газовых пластов малой мощности. [8]

Горизонтальные скважины с малым радиусом искривления ( 10 - 60 м) обеспечивают наибольшую точность попадания в глубинную цель. [9]

Горизонтальные скважины эффективно используют в следующих случаях: в трещиноватых коллекторах с их помощью лучше дренируют нефтяные пласты; в коллекторе с подошвенной водой или с газовой шапкой горизонтальные скважины используют, чтобы уменьшить опасность обводнения или прорыва пластового газа в скважину; в низкопроницаемых коллекторах горизонтальные скважины лучше дренируют пласт, что позволяет сократить число скважин; в высокопроницаемых газовых коллекторах горизонтальные скважины позволяют уменьшить скорость движения газа и сократить потери пластовой энергии на турбулентное трение; для увеличения нефтеотдачи термическим воздействием, так как создается возможность существенно повысить приемистость по теплоносителю. [10]

Горизонтальные скважины позволяют за счет увеличения длины горизонтальной части ствола существенно увеличить поверхность притока и, следовательно, производительность, максимально снизить величину градиента давления на пласт. Использованием горизонтальных скважин из-за значительного увеличения их дебита по сравннию с вертикальными решается и проблема образования песчаной пробки. [11]

Горизонтальные скважины могут найти применение как в блоковых ( площадных) системах, так и в системах с однорядным и трехрядным размещением скважин. При этом нагнетательные скважины могут быть как вертикальные, так и горизонтальные. Здесь необходимо учитывать, что при трехрядном и тем более пятирядном размещении ближайший к линии нагнетания ряд ГС может практически полностью перехватить фильтрационный поток. Поэтому при трехрядном размещении ГС протяженности стволов первого и центрального рядов должны быть различны. [12]

Горизонтальные скважины используются также для выработки залежей, расположенных в санитарно-защитных и промышленных зонах. [13]

 

Горизонтальные скважины, особенно из подземных горных выработок проходят только в устойчивых монолитных твердых породах. [14]

 

 

4. Понятие о механических свойствах  горных пород. Основные показатели механических свойств в бурении и их роль.

Интернет-пособие《ОСНОВЫ ЛИТОЛОГИИ》

Глава 5 Физико-механические свойства горных пород

 

 

 

5.Заканчивание скважин. Виды работ и их назначение.

 

Заканчивание скважины 
 
Методы оценки пласта, такие как каротаж в скважинах, отбор кернов и опробование пластов, позволяют определить, будет ли проводиться заканчивание данной скважины для промышленной добычи. Кроме того, при этом выясняются некоторые характеристики потенциально продуктивных пластов, необходимые для выбора наиболее приемлемого метода заканчивания данной скважины. Возможны следующие варианты заканчивания скважины: обсаживанием, без спуска обсадной колонны и многозабойное. В 90% случаев применяется заканчивание обсаживанием. Этот метод подразделяется на: 

• обычное  заканчивание скважины с перфорируемой  обсадной колонной; 
• заканчивание скважины со стационарным оборудованием; 
• многопластовое заканчивание скважины; 
• заканчивание с отсеканием песка; 
• заканчивание с отсеканием воды или газа. 

Далее мы рассмотрим различные варианты заканчивания скважин, методы их осуществления  и достоинства.

 

 

Заканчивание скважины включает следующие  основные виды работ: вскрытие продуктивного  горизонта, конструктивное оформление ствола скважины в интервале продуктивного  горизонта и изоляция его от соседних интервалов с водоносными и проницаемыми пластами, создание гидродинамической  связи продуктивного горизонта  со скважиной, исследование продуктивных пластов, освоение продуктивных пластов  с промышленными запасами 

6.Способы заканчивания скважины в продуктивном пласте.

Использование: при заканчивании скважин. Обеспечивает повышение эффективности  способа за счет уменьшения кольматации  продуктивного пласта. Сущность способа: в скважину закачивают раствор, нейтральный  к фильтрационным свойствам продуктивного  пласта. В качестве такого раствора применяют раствор следующего состава, мас. %: полимер акрилового ряда 0,06-1,0; карбонат-утяжелитель 0,8-30, вода - остальное. Затем осуществляют первичное вскрытие продуктивного пласта. Для этого  применяют перфораторы взрывного  действия. Затем эксплуатационную колонну  перед спуском оборудует кислоторазрушаемыми  заглушками. Осуществляют спуск эксплуатационной колонны. Цементируют ее. Ожидают  затвердевание цемента. Затем осуществляют вторичное вскрытие пласта. Это осуществляют путем закачки кислоты в эксплуатационную колонну. При этом его осуществляют с возможностью разрушения заглушек и растворения карбонатного утяжелителя  в продуктивном пласте. Кроме того, в качестве полимера акрилового ряда применяют полиакриламид, а в  качестве карбонатного утяжелителя - мел. 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей  промышленности, в частности и  способам заканчивания скважин.

Известен способ заканчивания скважин  путем расширения интервала продуктивного  пласта до спуска эксплуатационной колонны [1] 

 

Недостатком данного способа является ограниченность области применения способа, т.к. основной объем бурения  осуществляется в наклонно-направленных скважинах. В этих условиях при расширении интервала продуктивного пласта происходит одностороннее увеличение ствола, что не позволяет установить коаксиально непроницаемую оболочку при этом уменьшается диаметр  скважины, в результате чего не достигается  сама цель изобретения.

Наиболее близким техническим  решением к предлагаемому способу  является способ закачивания скважин, включающий перфорацию продуктивного  пласта перед спуском эксплуатационной колонны с последующим перекрытием  пласта непроницаемой оболочкой  профильным перекрывателем [2] 

 

Недостатком данного способа является наличие дополнительной стальной оболочки, что вызывает трудности при вторичном  вскрытии пласта и не позволяет создавать  качественную гидродинамическую связь  пласта со скважиной. Наличие дополнительной обсадной колонны в зоне перфорации снижает размеры перфорационных каналов. В таких случаях применяются наиболее мощные перфораторы, что приводит к нарушению цементного камня и целостности эксплуатационной колонны. Использование дополнительной непроницаемой металлической оболочки ограничивает выбор методов перфорации и позволяет применять при вторичном вскрытии пласта только пулевую или кумулятивную, причем при кумулятивной перфорации стенки образующихся каналов могут оказаться подрытыми, а трещины заполненными металлом облицовки в расплавленном состоянии, что резко снижает фильтрационные свойства пласта (см. кн. Л. Я. Фридляндер. "Прострелочно-взрывная аппаратура и ее применение в скважинах". М. Недра. 1965 г. стр. 20).

Кроме того, установление непроницаемой  оболочки профильного перекрывателя, не решает проблему изоляции продуктивного  пласта, т. к. скважина по диаметру не является идеальным кругом, поэтому при  выправлении перекрывателя он прижимается  к стенкам скважины только отдельными точками поверхности, в результате чего остаются отдельные каналы, свободные  для перетока пластовых флюидов.

Целью предполагаемого изобретения  является повышение качества вскрытия и улучшение фильтрационных свойств  продуктивного пласта.

Поставленная цель достигается  описываемым способом, включающим первичное  вскрытие продуктивного пласта с  последующей перфорацией его  перфораторами взрывного действия, спуск эксплуатационной колонны, ее цементирование и вторичное вскрытие продуктивного пласта.

Новым является то, что перфорацию проводят в среде раствора, не загрязняющего  пласт и полностью разрушаемого под воздействием кислоты, содержащего  в своем составе полимер акрилового ряда и карбонатный утяжелитель  при следующем соотношении ингредиентов, мас.

Полимер (полиакриламид) 0,08-1 

 

Карбонатный утяжилитель (мел) 0,8-30 

 

Вода Остальное 

 

В способе принятом за прототип, перфорацию проводят в среде раствора на углеводородной основе. Как известно в процессе перфорации температура в момент взрыва достигает 3000-4000^oС ("Краткий справочник по прострелочно-взрывным работам" Под. ред. Н. Г. Григоряна. М. Недра. 1990 г. с.35), что приводит к расслоению эмульсии и блокированию продуктивного пласта водной фазой эмульсии. Кроме того, пласт дополнительно блокируется расплавленным металлом облицовки при вторичном вскрытии, что не позволяет сохранить и восстановить фильтрационные свойства продуктивного пласта.

В предлагаемом способе перфорацию в открытом стволе проводят в среде  раствора, разрушаемого под действием  кислот. При перфорации карбонатный  утяжелитель, заполняя поры и образующиеся трещины пласта, предохраняет их от смыкания и загрязнения расплавленным  металлом при вторичном вскрытии. Кроме того, в процессе перфорации в открытом стволе формируется сеть искусственных трещин по всей мощности пласта, заполненных химически-активными  компонентами, которые предотвращают  загрязнение пласта при проведении последующих операций, а именно при  проведении процесса цементирования эксплуатационной колонны. Химически-активные компоненты, растворяясь в кислоте в процессе последующей обработки, позволяют  полностью восстановить фильтрационные свойства пласта и создать надежную гидродинамическую связь пласта со скважиной.

Указанное отличие, по нашему мнению, соответствует критерию существенные отличия изобретения, поскольку  известные способы не позволяют  получить такого высокого результата, как предлагаемый способ.

Способ осуществляют в следующей  последовательности.

В скважину, пробуренную по обычной  технологии, перед спуском эксплуатационной колонны с помощью цементировочного агрегата закачивают в интервал продуктивного  пласта раствор с химически-активными  компонентами состава, мас.

Полимер 0,08-1 

 

Карбонатный утяжелитель 0,8-30 

 

Вода Остальное 

 

Количество полимера и утяжелителя, равное 0,08 1 и 0,8 30 установлено экспериментальными данными, которые показали, что при  содержании полимера менее 0,08 раствор  не способен удерживать во взвешенном состоянии утяжелитель, а при  повышении содержания выше граничных  значений, раствор становится почти  нетекучим, что не позволяет произвести спуск взрывной аппаратуры аппаратура зависает в растворе (см. таблицу). Нижний же предел содержания утяжелителя обусловлен минимальной плотностью раствора, равной 1005 кг/м³, применяемой для вскрытия продуктивного пласта.