- •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
2. Основы нефтепромысловой геологии и физики пласта.
Геологическая информация является основой решения практически всех задач при проектировании и управлении процессами строительства скважин. Характеристики пород и пластовых флюидов, проходимого скважиной разреза во многом обусловливают выбор долот, бурового раствора, методов вскрытия, вызова притока и др.
Каждый продуктивный пласт в нефтяной и газовой залежи характеризуют совокупностью величин. Знание этих величин необходимо для того, чтобы определить вероятные и извлекаемые запасы нефти и газа, оценить возможный потенциальный дебит жидкости, выбрать оптимальный фильтр для предотвращения разрушения коллектора в период эксплуатации скважины, правильно выбирать состав и свойства промывочной жидкости для разбуривания продуктивного пласта, конструкцию нижней части скважины, предвидеть и предотвратить аварии, осложнения, а также предотвратить ухудшение естественных фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов.
2.1. Физико-механические свойства пород-коллекторов.
Нефть и газ аккумулируются в трещинах, порах и пустотах горных пород. Нефть и газ обычно заключены в песчаниках, песках, известняках, конгломератах, которые являются хорошими коллекторами и характеризуются определенными параметрами: гранулометрическим составом, пористостью, проницаемостью, удельной поверхностью, прочностными свойствами скелета.
2.1.1 Гранулометрический состав.
Нефть и газ содержатся в порах и трещинах пород-коллекторов. Если порода-коллектор состоит из зерен разной формы, сцементированных между собой (например, песчаник) или несцементированных (песок), и жидкость (нефть, газ, вода) заполняет поры такой породы, коллектор называют гранулярным (от слова «гранула»—зерно). Если же жидкость содержится в основном лишь в трещинах породы, коллектор называют трещинным. В природе встречаются также смешанные, или гранулярно-трещинные коллекторы.
Песчаные пласты состоят из зерен разных формы и размера. Гранулометрическим составом такой породы называют совокупность данных о размере (массе) зерен разных фракций. В состав одной фракции включают все зерна, размер (или масса) которых не выходит за пределы, установленные для данной фракции. От гранулометрического состава пород зависят пористость, проницаемость, удельная поверхность, капиллярные свойства и некоторые другие характеристики .
Гранулометрический состав пород определяют с помощью ситового и седиментометрического анализа. Гранулометрический состав сцементированных пород определяется после их предварительного разрушения Ситовой анализ применяют для рассева фракций сыпучих пород с размером частиц не менее 0,05 мм. В лаборатории обычно используют набор проволочных или шелковых сит (всего 10—11 сит) с размерами отверстий (стороны квадрата в свету) от 0,053 до 3,36 мм. Сита размещают одно над другим так, чтобы в самом верху было сито с наиболее крупными отверстиями. На верхнее сито насыпают навеску сыпучей породы (обычно 50 г) и просеивают ее в течение 15 мин. Затем взвешивают оставшуюся на каждом сите породу, и результат записывают в таблицу против размера соответствующего сита.
Седиментометрическим анализом пользуются для определения содержания частиц крупностью менее 0,05 мм. Способ этот основан на том, что осаждение столь мелких частиц в вязкой жидкости подчиняется закону Стокса. Закон Стокса справедлив при нестесненном движении частиц. Поэтому массовая концентрация частиц в жидкости не должна превышать 1 % •
Размер зерен большинства нефтеносных пород колеблется от 0,01 до 0,1 мм. Однако обычно при изучении гранулометрического состава горных пород выделяют следующие размерные категории (в мм):
Галька, щебень......................... >10
Гравий..................................... 10-2
Песок:
грубый................................. 2-1
крупный .............................. 1-0,5
средний................................ 0,5-0,25
мелкий................................. 0,25-0,1
Алевролит:
мелкий................................. 0,1-0,05
крупный .............................. 0.05-0.01
Глинистые частицы .................. < 0,01
Размеры частиц пород могут колебаться в весьма широком диапазоне (от коллоидных размеров до нескольких сантиметров). В большинстве пород-коллекторов размеры частиц находятся обычно в пределах от 0,01 до 1 мм. Степень неоднородности частиц породы принято характеризовать отношением диаметра отверстий сита, через которое прошло 60% общей массы навески, к диаметру отверстий того сита, через которое прошло только 10% массы. Для большинства нефтяных и газовых пластов степень неоднородности колеблется от 1,1 до 20.