- •1. Введение
- •2. Основы нефтепромысловой геологии и физики пласта.
- •2.1. Физико-механические свойства пород-коллекторов.
- •2.1.1 Гранулометрический состав.
- •2.1.2 Пористость
- •2.1.3 Проницаемость
- •2.2 Состав и физическое состояние нефти и газа в условиях продуктивного пласта
- •2.3 Некоторые свойства газов, нефтей и пластовых вод.
- •2. Вскрытие продуктивных пластов при бурении
- •2.1 Изменение проницаемости призабойной зоны пласта при вскрытии
- •2.4 Понятие о коэффициенте аномальности, индексе давления поглощения.
- •2.2 Механизмы влияния дисперсионной среды промывочной жидкости
- •2.3 Влияние дисперсной фазы промывочной жидкости
- •2.4 Движение жидкостей и газов в тостах
- •2.5 Гидродинамическое совершенство скважины и понятие о скин-эффекте.
- •2.7 Вскрытие пластов и бурение на репрессии, депрессии.
- •2.8 Методы вхождения в продуктивную залежь (метод вскрытия)
- •2.9 Методика выбора метода вхождения в продуктивную залежь (самостоятельно).
- •3. Крепление скважин
- •3.1 Конструкция скважины
- •3.1.1 Элементы конструкции скважины:
- •3.1.2 Изображение конструкции скважины
- •3.1.3. Требования к конструкции скважин
- •3.1.4 Основные факторы, влияющие на проектирование конструкции
- •3.1.5 Проектирование конструкции скважины
- •3.2 Обсадные трубы
- •3.2.1 Виды и конструкция обсадных труб
- •3.2.2 Резьбовые соединения обсадных труб.
- •3.2.3 Сварные соединения обсадных труб
- •3.3 Расчет обсадных колонн
- •3.3.3 Расчет обсадных колонн на внутреннее давление.
- •3.3.4 Методика выбора обсадных труб и резьбовых соединений
- •3.3.5 Выбор обсадных труб по условиям прочности
- •3.3.6 Выбор резьбовых соединении и герметизирующих средств по условиям герметичности
- •3.3.7 Определение избыточных давлений и растягивающих нагрузок.
- •При испытании колонны в один прием без пакера
- •Минимально необходимое (нормативное) избыточное внутреннее
- •3.3.7 Проектирование обсадной колонн
- •Значения коэффициента запаса прочности на внутреннее давление (n2)
- •3.3.8 Особенности расчета обсадных колонн для наклонно направленных скважин
- •Допустимую нагрузку рассчитывают по выражению
- •3.3.9 Условия роботы обсадных колонн
- •3.3.10 Подготовительные работы к спуску обсадных колонн
- •3.3.11 Оборудование и технологическая оснастка обсадных колонн
- •3.3.12 Устройства для крепления скважин хвостовиками и секциями обсадных колонн.
- •3.4 Цементирование скважин или разобщение пластов.
- •3.4.1 Требования к качеству разобщения
- •3.4.2 Назначение и функции, выполняемые цементным камнем:
- •3.4.3 Тампонажные материалы, применяемые для цементирования нефтяных и газовых скважин.
- •3.4.4 Классификация портландцементов тампонажных
- •3.4.5 Условное обозначение портландцемента
- •3.4.6 Основные свойства цементного порошка, раствора и камня (гост 1581-96, гост 26798.1-96, гост 26798.2-96)
- •3.6. Способы первичного цементирования скважин. Цементирование хвостовиков (самостоятельно)
- •3.7. Машины и оборудования для крепления скважин
- •3.8 Основные факторы, приводящие к нарушению герметичности заколонного пространства
- •3.8.1 Классификация факторов, приводящих к газопроявлениям и межклонным перетокам
- •3.8.2. Влияние фильтрационной корки на качество крепления скважины
- •3.8.3. Влияние физико-химических процессов, происходящих в цементном растворе при его твердении
- •3.8.4 Вытеснение бурового раствора цементным
- •3.8.5 Нарушение сплошности крепи вследствие проведения технологических операций
- •3.9 Заключительные работы после цементирования
- •3.9.1 Оценка качества цементирования скважин
- •3.10 Буферные жидкости
- •4. Установка цементных мостов
- •5. Вторичное вскрытие продуктивных пластов
- •5.1.2. Кумулятивная перфорация
- •6.4 Воздействия на призабойную зону пласта в процессе освоения.
- •6.4.1 Методы восстановления проницаемости призабойной зоны
- •6.4.2 Методы увеличения естественной проницаемости призабойной зоны
- •7. Ремонтно-изоляционные работы в скважине.
- •7.1 Виды и причины нарушения герметичности крепи скважины
- •7.2 Методы выявления дефектов крепи скважины
- •7.3 Способы и средства восстановления герметичности обсадных колонн
- •10.3 Общие принципы ремонтно-изаляционных работ (рир) и последовательность выполнения технологических операции
- •10.4 Создание цементного экрана
3.1.4 Основные факторы, влияющие на проектирование конструкции
скважины
Наиболее определяющими объективными факторами, влияющими на конструкцию скважины, являются: 1) геологические условия бурения; 2) назначение и технико -технологические условия крепления и эксплуатации скважины; 3)метод вскрытия продуктивного пласта; 4) способ бурения. Остальные факторы являются субъективными: уровень организации, техники, технологии бурения и геологическая изученность района буровых работ; уровень квалификации буровой бригады и организация материально-технического обеспечения; способы и техника освоения, эксплуатации и ремонта скважины.
Геологические условия бурения:
а) характер пород, вскрываемых скважиной (с точки зрения возможных обвалов, осыпей кавернообразований);
б) наличие зон возможных газо-. нефте-. и водопроявлений и поглощений промывочной жидкости и условия, при которых эти осложнения возникают:
в) проницаемость пород и пластовые (поровые) давления, давления поглощния, гидроразрыва.
г) температура горных пород по стволу скважины:
д) углы падения пород и частота чередования их по твердости.
Назначение и технико-технологические условия крепления и эксплуатации скважины
Сочетание обсадных колонн различных диаметров, составляющих конструкцию скважины, зависит от диаметра эксплуатационной колонны.
Диаметр эксплуатационной колонны нефтяной скважины выбирают в зависимости от дебита скважины, а также возможности производства геофизических, аварийных и ремонтных работ в скважине.
Диаметр эксплуатационных колонн нагнетательных скважин зависит от давления, при котором будет закачиваться рабочий агент в пласт и от приемистости пласта. При выборе диаметра эксплуатационной колонны разведочных скважин на структурах с выявленной продуктивностью нефти или газа решающим фактором является обеспечение условий для проведения опробывания и последующей эксплуатации промышленных объектов.
В разведочных скважинах (поискового характера) на новых площадях диаметр эксплуатационной колонны зависит от необходимого количества спускаемых промежуточных обсадных колонн, качества получаемого кернового материала, от возможности проведения электрометрических работ и испытания вскрытых объектов на приток.
Проведение опрессовок, гидроразрывов и снижение уровня жидкости в скважине при добыче нефти или снижение давления газа обуславливает возникновение дополнительных нагрузок. Вследствие этого колонна должна быть составлена из труб такой прочности, чтобы не произошло их разрыва и смятия. Поэтому для обеспечения длительной работы скважины одним из основных факторов при выборе диаметра эксплуатационной колонны является необходимая прочность на сминающие и страгивающие усилия, а также и на внутреннее давление.
Метод вскрытия (см.пункт 2.8).
Способ бурения.
Бурение скважин осуществляется роторным способом, гидравлическими забойными двигателями или электробурами.
Турбинный способ наиболее эффективен при проводке вертикальных и наклонных скважин с нормальными условиями бурения с использованием неутяжеленньгх буровых растворов или воды, особенно при разбуривании прочных карбонатных отложений, характерных для районов Урало-Поволжья. а также Западной Сибири.
Роторный способ эффективен для бурения скважин с применением утяжеленных буровых растворов плотностью более 1500-1600 кг/м3 и высокотемпературных скважин на больших глубинах более 3000 м. Кроме того, этот способ эффективен при бурении долотами менее 0.2159 м и при проходке пластичных глин гидромониторными долотами.
Электробуром бурят небольшое количество скважин. Область эффективности данного способа достаточно четко не установлена.
Особенностью турбинного способа бурения является снижение его эффективности с ростом глубины скважины, а также резкое снижение мощности и крутящего момента с уменьшением диаметра турбобура. Для обеспечения достаточной эффективности работы долота при бурении глубоких скважин используют турбобуры диаметром 168 - 190 мм.
По диаметру турбобуров при заканчивании скважины определяют возможную ее конструкцию.
Диаметр турбобура, мм 190 168
Конструкции скважины, мм 377x273x146 (168) 351x245x146 (168)
Еще меньшие возможности имеются для выбора конструкций скважин при использовании электробуров. Наименьший диаметр работоспособного электробура равен 215 мм. поэтому возможно только следующее сочетание обсадных колонн 377x299 (273)х146 (168) мм.
Наиболее широк диапазон возможных сочетаний диаметров обсадных колонн в конструкциях при бурении скважин роторным способом.
Для повышения скорости бурения часто применяют сочетание обоих способов бурения. В этих случаях турбинный способ используется в интервалах, обеспечивающих максимальную его эффективность, и. как правило, на конструкцию скважины он отрицательного влияния не оказывает.