Условия залегания нефти, воды и газа Большая часть месторождений нефти и газа приурочена к осадочным породам. Осадочные горные породы (исключая карбонатные) состоят из зёрен отдельных минералов, сцементированных глинистыми, известняковыми и другими веществами. Карбонаты – соли угольной кислоты, например, поташ (К 2 СО 3 – карбонат калия); в природе встречаются в виде минералов (кальцит, малахит и др.), образующих иногда огромные массивы карбонатных горных пород (известняки, доломиты и т.д.).
Осадочные породы Осадочные породы, образующиеся при участии процессов физического выветривания: пыль, лёсс, песок, песчаник, глина, ил, глинистый сланец, щебень, глыба, галька… Не меняется химический состав исходных минералов.
Условия залегания флюида Нефть и газ в нефтяных и газовых залежах располагаются в промежутках между зёрнами, в трещинах и кавернах пород, слагающих пласт. Каверна – пустота, полое пространство, образовавшееся в массиве горных пород. Нефть в промышленных объёмах обычно находят только в тех коллекторах (коллектор – собиратель), которые совместно с окружающими их породами образуют ловушки различных форм, удобные для накопления нефти.
Условия залегания-1 Нефть и газ располагаются в залежи обычно соответственно плотностям – в верхней части ловушки залегает газ, ниже располагается нефть и ещё ниже – вода. В газовой залежи, не содержащей нефти, газ залегает непосредственно над водой. Полного гравитационного разделения газа, нефти и воды не происходит, и часть воды остаётся в нефтяной и газовой зонах пласта. Эту воду принято называть связанной, или остаточной.
Полная складка Складки, образующиеся в ходе колебательных тектонических и горообразовательных процессов
Сводовая ловушка Сводовые ловушки создаются в антиклинальных складках, если кровля и подошва коллектора экранированы практически непроницаемыми породами. Попавшие в свод антиклинали путем миграции флюиды запираются в ней и естественно расслаиваются по плотности в поле тяготения Земли. Если коллектор расположен не горизонтально, сверху и по бокам гидроизолирован непроницаемыми породами, то он образует литологический экранированную ловушку для флюида.
Литологически экранированная ловушка Литология (от лито... и...логия), наука о современных осадках и осадочных породах, их составе, строении, происхождении и закономерностях пространственного размещения.лито......логия
Литологически экранированная ловушка-2
Тектонически экранированная ловушка Тектоника – раздел геологии, изучающий движение земной коры, формы залегания горных пород (тектонические структуры), создаваемые этим движением и историю их развития
Стратиграфически экранированная ловушка Стратиграфия – раздел геологии, занимающийся изучением последовательности залегания и взаимоотношения слоёв и толщ пород различного происхождения и установлением их относительного и абсолютного возраста
Залежь и месторождение В ловушке любой формы при благоприятных условиях может произойти значительное скопление нефти и газа, называемое залежью. Совокупность залежей одной и той же группы (например, сводовых), находящихся в недрах земной коры единой площади, называется месторождением нефти и газа. Месторождения могут быть нефтяными, газоконденсатными, газонефтяными.
Условия залегания-2 Вследствие капиллярного подъёма воды в порах пласта "зеркала воды" не существует. Содержание воды по вертикали постепенно изменяется от 100 % в водоносной части до значения содержания "связанной" воды в повышенных частях залежи (обычно 15 – 25 %). Толщина переходной зоны может достигать 3 – 5 м и более.
Условия залегания-3 Жидкость и газы в пласте находятся под давлением, которое растёт с глубиной залежи. Градиент давления, т.е. прирост давления на 1 м глубины, в среднем равен 10 кН/м 2. Давление, под которым находятся нефть и газ в месторождении, называют пластовым давлением. Глубина в метрах, необходимая для повышения температуры на 1 градус, называется геотермической ступенью. Среднее для всех слоёв значение геотермической ступени составляет примерно 33 м/град.
Условия залегания-4 В залежах, расположенных на большой глубине, с большим пластовым давлением и высокими температурами при наличии достаточного количества газа значительная часть нефти находится в виде газового раствора. Такие месторождения называются газоконденсатными.
Физические свойства пород и жидкостей Основные физические свойства пород и жидкостей, характеризующие нефтяную или газовую залежь, которые необходимо знать для решения задач рациональной разработки и эксплуатации месторождений, следующие: 1.- гранулометрический состав пород; 2.- пористость пласта; 3.- проницаемость пород коллектора; 4.- удельная поверхность пород пласта;
5.- карбонатность и глинистость пород; 6.- механические свойства пород и сжимаемость пластовых жидкостей; 7.- насыщенность пород газом, нефтью и водой; 8.- физические и физико-химические свойства нефти, воды и газа (вязкость, плотность, растворимость газа в нефти и воде, поверхностные свойства нефти и воды и др.). Физические свойства пород и жидкостей-2
Пористость пласта Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пустот (пор, каверн, трещин), не заполненных твердым веществом. Абсолютная пористость m n - отношение суммарного объема пор в образце породы к видимому его объему
Проницаемость горных пород Проницаемость горных пород - важнейший параметр, характеризующий проводимость коллектора, т.е. способность пород пласта пропускать сквозь себя жидкость и газы при наличии перепада давления. За единицу проницаемости принимается проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью в 1 м 2 и длиной 1 м, при перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1Па·с составляет 1 м 3 /с. В промысловых исследованиях для оценки проницаемости обычно пользуются практической единицей – мкм 2 ·10 -3 (микрометр квадратный).
Карбонатность пород Карбонатность нефтегазосодержащих пород - это суммарное содержание (%) солей угольной кислоты в коллекторах (СаСО 3, CaMg(CO 3 ) 2 определяется путем растворения навески породы в НСl. Чем выше карбонатность, тем ниже проницаемость пород и в целом хуже коллекторные свойства. При карбонатности 25 30% песчаники практически перестают быть поровыми коллекторами.
Распределение залежей по типам углеводородов Распределение залежей по типам углеводородов Размеры месторождений в среднем составляют: длина 5 10 км, ширина 2 3 км, высота (этаж нефтегазоносности) м.
Два класса месторождений Существование в земной коре двух основных геологических структур – геосинклиналей (т.е. в виде складок) и платформ (горизонтальное залегание пластов) предопределило разделение месторождений нефти и газа на два основных класса: 1 класс - месторождения, сформировавшиеся в геосинклинальных (складчатых) областях; 2 класс – месторождения, сформировавшиеся в платформенных областях.
Классификация нефтяных залежей
Бурение нефтяных и газовых скважин Скважина - цилиндрическая горная выработка, сооружаемая без доступа в нее человека и имеющая диаметр во много раз меньше длины (диаметр D > мм, длину L > 5 7 м). Начало скважины называется устьем, цилиндрическая поверхность - стенкой или стволом, дно – забоем.
Скважина Расстояние от устья до забоя по оси ствола определяет длину скважины, а по проекции оси на вертикаль ее глубину. Максимальный начальный диаметр нефтяных и газовых скважин обычно не превышает 900 мм, а конечный редко бывает меньше 165 мм
Скважина-2
Бурение скважин Бурение скважин - сложный технологический процесс строительства ствола буровых скважин, состоящий из следующих основных операций: углубление скважин посредством разрушения горных пород буровым инструментом; удаление выбуренной породы из скважины; крепление ствола скважины в процессе ее углубления обсадными колоннами; проведение комплекса геолого-геофизических работ по исследованию горных пород и выявлению продуктивных горизонтов; спуск на проектную глубину и цементирование последней (эксплуатационной) колонны.
Виды и способы бурения
Бурение При бурении на нефть и газ порода разрушается буровыми долотами, а забой скважин обычно очищается от выбуренной породы потоками непрерывно циркулирующей промывочной жидкости (бурового раствора), реже производится продувка забоя газообразным рабочим агентом. Скважины бурятся вертикально (отклонение до 2 3°). При необходимости применяют наклонное бурение: наклонно-направленное, кустовое, много-забойное, двуствольное)
Буровое долото Рис. 1. Шарошечные долота: а - трёхшарошечное; б - одношарошечное; 1 - наружная конусная присоединительная резьба (ниппель); 2 - секция (лапа) долота; 3 - шарошки; 4 - опора долота; 5 - зубья шарошек.
Виды скважин
Скважины Cкважины углубляют, разрушая забой по всей площади (без отбора керна) или периферийной части (с отбором керна). В последнем случае в центре скважины остается колонка породы (керн), которую периодически поднимают на поверхность для изучения пройденного разреза пород.
Образцы керна Еще в процессе бурения отбирают керн цилиндрические образцы пород, залегающих на различной глубине в перспективных частях геологического разреза на обнаружение залежей углеводородов Исследование керна позволяет установить его нефтегазоносность и определить емкостные и фильтрационные свойства пород, слагающих залежь.
Конструкция скважины
Обсадные трубы В скважину спускают следующие ряды обсадных труб: 1. Направление - для предотвращения размыва устья. 2. Кондуктор - для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции горизонтов с грунтовыми водами, установки на устье противовыбросового оборудования. 3. Промежуточная обсадная колонна (одна или несколько) - для предотвращения возможных осложнений при бурении более глубоких интервалов (при бурении однотипного разреза прочных пород обсадная колонна может отсутствовать).
Обсадные трубы-2 4. Эксплуатационная колонна - для изоляции горизонтов и извлечения нефти и газа из пласта на поверхность. Эксплуатационную колонну оборудуют элементами колонной и за колонной оснастки (пакеры, башмак, обратный клапан, центратор, упорное кольцо и т.п.).
Диаметры труб Некоторые параметры обсадных труб
Буровые установки Скважины бурят на суше и на море при помощи буровых установок, которые реализуют обычную технологию вращательного бурения с применением бурильных труб, соединяемых при помощи резьбовых муфтово-замковых соединений, а также с применением гибких непрерывных труб, наматываемых на барабан (до 5 тыс. метров и более) – так называемая колтюбинговая технология (установки М20 и др.)
Колтюбинговая буровая установка
Буровые установки Различают два типа вышек: башенные и мачтовые. Их изготавливают из труб или прокатной стали.
Буровые установки Бурение скважин осуществляется с помощью буровых установок, оборудования и инструмента. Буровая установка - это комплекс наземного оборудования, необходимый для выполнения операций по проводке скважины. В состав буровой установки входят : - буровая вышка; - оборудование для механизации спуско-подъемных операций; - наземное оборудование, непосредственно используемое при бурении; - силовой привод; - циркуляционная система бурового раствора; - привышечные сооружения. (см. файл)
Буровая вышка Буровая вышка - это сооружение над скважиной для спуска и подъема бурового инструмента, забойных двигателей, бурильных и обсадных труб, размещения бурильных свечей (соединение двух- трех бурильных труб между собой длиной м) после подъема их из скважины и защиты буровой бригады от ветра и атмосферных осадков.
Параметры вышки Основные параметры вышки - грузоподъемность, высота, емкость «магазинов» (хранилищ для свечей бурильных труб), размеры верхнего и нижнего оснований; длина свечи, масса. Грузоподъемность вышки - это предельно допустимая вертикальная статическая нагрузка, которая не должна быть превышена в процессе всего цикла проводки скважины (125 – 200 т).
Высота вышки Высота вышки определяет длину свечи, которую можно из влечь из скважины и от величины которой зависит продолжительность спускоподъемных операций. Чем больше длина свечи, тем на меньшее число частей необходимо разбирать колонну бурильных труб при смене бурового инструмента. Сокращается и время последующей сборки колонны. Поэтому с ростом глубины бурения высота и грузоподъемность вышек увеличиваются. Так, для бурения скважин на глубину м используется вышка высотой м, глубину м - высотой - 42 м и на глубину м - 53 м.
Ёмкость магазинов Емкость «магазинов» показывает какая суммарная длина бурильных труб диаметром мм может быть размещена в них. Практически вместимость «магазинов» показывает на какую глубину может быть осуществлено бурение с помощью конкретной вышки
Размеры оснований Размеры верхнего и нижнего оснований характеризуют условия работы буровой бригады с учетом размещения бурового оборудования, бурильного инструмента и средств механизации спускоподъемных операций. Размер верхнего основания вышек составляет 2x2 м или 2,6x2,6 м, нижнего 8x8 м или 10x10 м. Общая масса буровых вышек составляет несколько десятков тонн.
Оборудование для механизации спуско- подъемных операций включает талевую систему и лебедку. Талевая система состоит из неподвижного кронблока, установленного в верхней части буровой вышки, талевого блока, соединенного с кронблоком талевым канатом, один конец которого крепится к барабану лебедки, а другой закреплен неподвижно, и бурового крюка. Талевая система является полиспастом (системой блоков), который в буровой установке предназначен в основном, для уменьшения натяжения талевого каната, а также для снижения скорости движения бурильного инструмента, обсадных и бурильных труб. (см. файл)
Буровая лебёдка Буровая лебедка предназначена для выполнения следующих операций: 1) спуска и подъема бурильных и обсадных труб; 2) удержания на весу бурильного инструмента; 3) подтаскивания различных грузов, подъема оборудования и вышек в процессе монтажа установок и т.п. Буровая установка комплектуется буровой лебедкой соответствующей грузоподъемности.
Автоматические буровые ключи Для механизации операций по свинчиванию и развинчиванию замковых соединений бурильной колонны внедрены автоматические буровые ключи АКБ-ЗМ и подвесные ключи ПБК-1, пневматический клиновой захват ПКР-560 для механизированного захвата и освобождения бурильных труб (рис.).
Ключ АКБ-3М
Наземное оборудование Наземное оборудование, непосредственно используемое при бурении, включает вертлюг, буровые насосы, напорный рукав и ротор. Вертлюг - это механизм, соединяющий не вращающиеся талевую систему и буровой крюк с вращающимися бурильными трубами, а также обеспечивающий ввод в них промывочной жидкости под давлением. Корпус вертлюга подвешивается на буровом крюке (или крюкоблоке) с помощью штропа.
Вертлюг-1 Схема расположения вертлюга в буровой: 1 – пол буровой; 2 – ротор; 3 – ведущая труба; 4 – буровой рукав; 5 – вращатель ведущей трубы; 6 – вертлюг; 7 – стояк; 8 – крюкоблок.
Вращатель Вращатели для навинчивания ведущей бурильной трубы используются для вращения штанги ведущей бурильной трубы пневматическим или гидравлическим двигателем и соединения к зажиму шурфа для двухтрубки для автоматической стыковки с однотрубкой во время буровых работ. Они отличаются безопасностью, высокой эффективностью и малой трудоемкостью.
Вертлюг буровой-2 Вертлюг важный элемент буровой установки, который обеспечивает возможность свободного вращения долота с одновременным подводом промывочной жидкости в буровую колонну. Вертлюг устанавливается между талевой системой и буровым инструментом, предотвращая скручивание каната.
Вертлюг-2 Вертлюг - промежуточное звено между поступательно перемещающимся талевым блоком с крюком, буровым рукавом и вращающейся бурильной колонной, которая при помощи замковой резьбы соединяется через ведущую трубу со стволом вертлюга. Для обеспечения подачи бурового раствора или газа перемещающийся вертлюг соединен с напорной линией при помощи гибкого бурового рукава, один конец которого крепится к отводу вертлюга, а второй - к стояку на высоте, несколько большей половины его длины.
Устройство вертлюга-3 Принципиальная схема вертлюга Основная вращающаяся его деталь - полый ствол 1, воспринимающий вес бурильной колонны. Ствол, смонтирован в корпусе 3 на радиальных 4 и 7 и упорных 5 и 6 подшипниках, снабжен фланцем, передающим вес колонны через главную опору 5 на корпус 3, подвешенный к крюку на штропе 12. Опоры ствола фиксируют его положение в корпусе, препятствуют осевым, вертикальным и радиальным перемещениям и обеспечивают устойчивое положение и легкость вращения ava
Вертлюг-4 Вес корпуса вертлюга со шлангом, осевые толчки и удары колонны снизу вверх воспринимаются вспомогательной опорой 6. Ствол вертлюга - ведомый элемент системы. Штроп 12 крепится к корпусу на осях 16, смонтированных в приливах корпуса.
Вертлюг-5 К крышке корпуса 15 прикреплен отвод 13, к которому присоединяется буровой рукав 14. Буровой раствор поступает из рукава через отвод в присоединенную к нему напорную трубу 9, из которой он попадает во внутренний канал ствола вертлюга. Зазор между корпусом напорного сальника 10 и напорной трубой 9 уплотнен сальником 11, обеспечивающим герметичность при больших рабочих давлениях бурового раствора.
Вертлюг-6 Напорный сальник 11 во время роторного бурения эксплуатируется в тяжелых условиях, срок его службы ( ч) во много раз меньше, чем остальных деталей вертлюга, поэтому он выполняется быстросменным. В верхней и нижней частях корпуса вертлюга для уплотнения зазора между корпусом и вращающимся стволом устанавливают самоуплотняющиеся манжетные сальники 2 и 8, которые предохраняют от вытекания масла из корпуса и попадания в него снаружи влаги и грязи
Одинокий вертлюг Назвать основные элементы и их назначение
Ротор Ротор передаёт вращательное движение бурильному инструменту, поддерживает на весу колонну бурильных или обсадных труб и воспринимает реактивный крутящий момент колонны, создаваемый забойным двигателем.
Ротор-2
Циркуляционная система бурового раствора Схема общей прямой промывки скважин: 1 - ёмкость для бурового раствора; 2 - насос; 3 - гибкий шланг; 4 - вертлюг; 5 - ведущая труба; 6 - бурильная колонна; 7 - гидравлический двигатель; 8 - насадки долота; 9 - кольцевой канал; 10 - желоба; 11 - вибросито; 12 - отстойник; 13 - вспомогательный насос; 14 - гидроциклон; 15 - центрифуга.
Гидроциклон Принципиальная схема гидроциклонирования: «1» введение в аппарат суспензии; «2» выход твёрдой фазы; «3» выход осветлённой жидкости
Гидроциклон-2 Гидроциклон представляет собой конус 1 (рис., а) с короткой цилиндрической частью 2, имеющей питающий патрубок 3, по которому подаётся гидросмесь, и сливное отверстие 4. У конической части предусмотрена насадка 5, через которую разгружается нижний продукт разделения. Питающий патрубок расположен таким образом, что пульпа вводится в Гидроциклон по касательной и вращается в нём с образованием внешних и внутренних потоков (рис., б). Твёрдые частицы подвергаются воздействию центробежной силы и отбрасываются к периферии. Чем больше масса зерна, тем дальше оно будет отброшено. Зёрна, имеющие большую массу, чем граничные зёрна, по которым производится разделение, остаются во внешнем потоке и, перемещаясь к вершине конуса, разгружаются через насадку. Зёрна с меньшей массой попадают во внутренний поток и выносятся через сливное отверстие.
Центрифуга Схема непрерывно действующей осадительной центрифуги: 1 ротор; 2 выгружающий шнек; 3 подвод суспензии; 4 отвод фугата; 5 выгрузка осадка.
Глинистые буровые растворы Глинистые буровые растворы получили наибольшее распространение при бурении скважин. Для бурового дела наибольший интерес представляют три группы глинистых минералов: бентонитовые (монтмориллонит, бейделлит, нонтроиит, сапонит и др.), каолиновые (каолинит, галлуазит, накрит и др.) и гидрослюдистые (иллит, бравиазит и др.). Наилучшими качествами с точки зрения приготовления бурового раствора обладают монтмориллонит и другие бентонитовые минералы.
Глинистые буровые растворы-2 Глинистые растворы глинизируют стенки скважины, образуя тонкую плотную корку, которая препятствует проникновению фильтрата в пласты. Их плотность и вязкость таковы, что растворы удерживают шлам разбуренной породы даже в покое, предотвращая его оседание на забой при перерывах в промывке. Утяжеленные глинистые растворы, создавая большое противодавление на пласты, предупреждают проникновение пластовых вод, нефти и газа в скважину и открытое фонтанирование при бурении. Однако по этим же причинам затруднено отделение частиц породы в циркуляционной системе бурового раствора.
Силовой привод Силовой привод обеспечивает функционирование всей буровой установки. Он снабжает энергией лебёдку, буровые насосы и ротор. Привод буровой установки может быть дизельным, электрическим, дизель-электрическим и дизель- гидравлическим.
Привышечные сооружения К привышечным сооружениям относятся: 1. помещение для размещения двигателей и передаточных механизмов лебёдки; 2. насосное помещение для размещения буровых насосов и их двигателей; 3.приёмные мостки, предназначенные для транспортировки бурового технологического оборудования, инструмента, материалов и запасных частей; 4. запасные резервуары для хранения бурового раствора; 5. трансформаторная площадка для установки трансформатора; 6. площадка для размещения механизмов по приготовлению бурового раствора и хранения сухих материалов для него; 7. стеллажи для размещения труб.
Цикл строительства скважины В цикл строительства скважины входят: 1. подготовительные работы; 2. монтаж вышки и оборудования; 3. подготовка к бурению; 4. процесс бурения; 5. крепление скважины обсадными трубами и её тампонаж; 6. вскрытие пласта и испытание на приток нефти и газа.
Подготовительные работы и монтаж В ходе подготовительных работ выбирают место для буровой, прокладывают подъездную дорогу, подводят системы электроснабжения, водоснабжения и связи. Если рельеф местности неровный, то планируют площадку. Монтаж вышки и оборудования производится в соответствии с принятой для данных конкретных условий схемой их размещения.
Подготовка к бурению Подготовка к бурению включает устройство направления и пробный пуск буровой установки. Направление выполняют следующим образом. Сначала бурят шурф – колодец до залегания устойчивых горных пород (2…8 м). Затем в него устанавливают трубу необходимой длины и диаметра. Пространство между стенками шурфа и трубой заполняют бутовым камнем и заливают цементным раствором.
Процесс бурения В ходе пробного бурения проверяется работоспособность всех элементов и узлов буровой установки. Верхний конец направления соединяют с очистной системой, предназначенной для очистки от шлама бурового раствора, поступающего из скважины, и последующей подачи его в приёмные резервуары буровых насосов. Процесс бурения начинают, привинтив к ведущей трубе долото. Вращение ротора через ведущую трубу передаётся долоту.
Процесс бурения-2 Во время бурения происходит непрерывный спуск (подача) бурильного инструмента таким образом, чтобы часть веса его нижней части передавался на долото. Это обеспечивает эффективное разрушение породы. В процессе бурения скважина постепенно углубляется. После того как ведущая труба вся уйдёт в скважину, необходимо нарастить колонну бурильных труб.
Наращивание колонны Наращивание выполняется следующим образом. 1. Сначала останавливают промывку. 2. Далее бурильный инструмент поднимают из скважины настолько, чтобы ведущая труба полностью вышла из ротора. 3. При помощи пневматического клинового захвата инструмент подвешивают на роторе. 4. Далее ведущую трубу отвинчивают от колонны бурильных труб и вместе с вертлюгом спускают в шурф – слегка наклонную скважину глубинной 15…16 м, располагаемую в углу буровой.
Наращивание колонны-2 5. После этого крюк отсоединяют от вертлюга, 6. подвешивают на крюке очередную, заранее подготовленную трубу, 7. соединяют её с колонной бурильных труб, 8. подвешивают на роторе, 9. снимают колонну с ротора, 10. опускают её в скважину, 11. вновь подвешивают на роторе,
Наращивание колонны-3 12.подъёмный крюк снова соединяют с вертлюгом, 13. поднимают его с ведущей трубой из шурфа, 14. ведущую трубу соединяют с колонной бурильных труб, 15. снимают последнюю с ротора, 16. включают буровой насос, 17. осторожно доводят долото до забоя. После этого бурение продолжают.
Замена долота 1. бурильный инструмент, как и при наращивании, поднимают на высоту, равную длине ведущей трубы, 2. подвешивают на роторе, 3. отсоединяют ведущую трубу от колонны, 4. снимают её с вертлюгом в шурф. При бурении долото постепенно изнашивается и возникает необходимость в его замене. Для этого:
Замена долота-2 5. поднимают колонну бурильных труб на высоту, равную длине бурильной свечи, 6. подвешивают колонну на роторе, 7. свечу отсоединяют от колонны, 8. нижний её конец устанавливают на специальную площадку-подсвечник, а верхний – на специальный кронштейн, называемый пальцем.
Замена долота-3 В такой последовательности из скважины поднимают все свечи. После этого заменяют долото и начинают спуск бурильного инструмента. Этот процесс осуществляется в порядке, обратном подъёму бурильного инструмента из скважины.
Осваивание скважины Хотя в процессе бурения продуктивные пласты вскрываются, их изолируют обсадными трубами и тампонированием. Изолирование проводят для того, чтобы проникновение нефти и газа в скважину не мешало дальнейшему бурению. После завершения проходки для обеспечения притока нефти и газа продуктивные пласты вскрывают вторично перфорационным способом. После этого скважину осваивают, т.е. вызывают приток в неё нефти и газа.
Осваивание скважины-2 Для притока уменьшают давление бурового раствора на забой одним из следующих способов: 1. промывка – замена бурового раствора, заполняющего ствол скважины после бурения, более лёгкой жидкостью – водой или нефтью; 2. поршневание (свабирование) – снижение уровня жидкости в скважине путём спуска в насосно- компрессорные трубы (НКТ) и подъёма на стальном канате специального поршня (сваба). Поршень имеет клапан, который открывается при спуске и пропускает через себя жидкость, заполняющую НКТ. При подъёме клапан закрывается, и весь столб жидкости, находящийся над поршнем, выносится на поверхность.
Осваивание скважины-3 Осваивание скважины в зависимости от конкретных условий может занимать от нескольких часов до нескольких месяцев. После появления нефти и газа скважину принимают эксплуатационники, а вышку передвигают на несколько метров для бурения очередной скважины куста или перетаскивают на следующий куст.
Промывка скважин Промывка скважин – одна из самых ответственных операций при бурении. Первоначально назначение промывки ограничивалось очисткой забоя от частичек выбуренной породы и их выносом из скважины, а также охлаждением долота. Однако по мере развития бурового дела функции бурового раствора расширились.
Промывка скважин-2 Теперь сюда входят: 1. вынос частиц выбуренной породы из скважины; 2. передача энергии турбобуру или винтовому двигателю; 3. предупреждение поступления в скважину нефти, газа и воды; 4. удержание частичек разбуренной породы во взвешенном состоянии при прекращении циркуляции;
Промывка скважин-3 5. охлаждение и смазывание трущихся деталей долота; 6. уменьшение трения бурильных труб о стенки скважины; 7. предотвращение обвалов пород со стенок скважины; 8. уменьшение проницаемости стенок скважины благодаря коркообразованию.
Промывка скважин-4 В качестве промывочных жидкостей используют: 1. агенты на водной основе (техническая вода, естественные буровые растворы, глинистые и неглинистые растворы); 2. агенты на углеводородной основе; 3. агенты на основе эмульсий; 4. газообразные и аэрированные агенты. Основными параметрами буровых растворов являются плотность, вязкость, показатель фильтрации, статическое напряжение сдвига, стабильность, суточный отстой, содержание песка, водородный показатель.