Logo GenDocs.ru

Поиск по сайту:  

Загрузка...

Ответы на экзаменационные билеты ОНГД, 1 курс - файл 1.docx


Ответы на экзаменационные билеты ОНГД, 1 курс
скачать (399.4 kb.)

Доступные файлы (1):

1.docx400kb.16.11.2011 01:42скачать

1.docx

1   2   3

^ 14. Методы поиска залежей нефти и газа В ходе поисково-разведочных работ применяются геологические, геофизические, гидрогеохимические методы, а также бурение скважин и их исследование. Про ведение геологической съёмки предшествует всем остальным видам работ. Для этого геологи выезжают на полевые работы. В ходе них изучают пласты горных пород, выходящие на дневную поверхность, их состав и углы наклона. По возвращении домой проводятся камеральные работы, т.е. обработка материалов. итогом геологических работ являются геологическая карта и геологические разрезы местности. Геофизические метды: 1)сейсмическая разведка. Основана на использовании закономерностей распространения в земной коре искусственно создаваемых упругих волн. Волны создаются следующим образом:

-взрывом специальных зарядов в скважинах глубиной до 30 метров

-вибраторами

-преобразователями взрывной энергии в механическую.


2)электрическая разведка основана на различной электропроводности горных пород. Так, гранит, известняки, песчаники, насыщенные соленой минерализованной водой хорошо проводят электрический ток, а глины, песчаники, насыщенные нефтью, обладают очень низкой электропроводностью.


3)гравиразведка основана на зависимости силы тяжести, на поверхности Земли от плотности горных пород. Породы, насыщенные нефтью или газом имеют меньшую плотность, чем те же породы содержащие воду. Задачей гравиразведки является определение мест с аномально низкой силой тяжести.

4) магниторазведка основана на различной магнитной проницаемости горных пород. Наша планета огромный магнит, вокруг которого расположено магнитное поле. В зависимости от состава горных пород, наличия нефти и газа это магнитное поле искажается в различной степени. Часто магнитомеры устанавливают на самолеты, которые на определенной высоте совершают облёты исследуемой территории.

5)газовая съёмка заключается в определении присутствия углеводородных газов в пробах горных пород и грунтовых вод, отобранных с глубины от 2 до 50м.

6)люминесцентно-битуминологическая съёмка основана на том, что над залежами нефти увеличено содержание битумов в породе, с одной стороны, и на явлении свечения битумов в ультрафиолетовом свете, с другой.

7) гидрохимический метод основан на изучении хим. Состава подземных вод и содержания в них растворенных газов, а также орг. Веществ, в частности аренов. По мере приближения к залежи концентрация этих компонентов в водах возрастает, что позволяет сделать вывод о наличии в ловушках нефти или газа.


^ Поиск нефти и газа с помощью глубокого бурения

Бурение скважин применяют с целью оконтуривания залежей, а также определения глубины залегания и мощности нефтегазоносных пластов.

Наиболее распространенный способ исследования скважин - электрокаротаж. В этом случае в скважину после извлечения бурильных труб опускается на тросе прибор, позволяющий определять электрические свойства пород, пройденных скважиной. Результаты измерений представляются в виде электрокаротажных диаграмм. Расшифровывая их, определяют глубины залегания проницаемых пластов с высоким электросопротивлением, что свидетельствует о наличии в них нефти.




Вопрос 15. Запасы нефти и газа. По результатам бурения разведочных скважин проводится оценка возможностей промышленной добычи углеводородного сырья, определение размера залежи, коллекторские свойства пласта, возможность отдачи нефти и газа. Коэфф. нефтеотдачи и газоотдачи. Анализ всех этих факторов позволяет рассчитать запасы месторождений. Объём нефти и газа, хрянящийся в подземных вместилищах(пластах-коллекторах) называются запасами месторождения.Запасы у/в сырья подсчитываются по каждой залежи и по месторождению в целом при условиях, приведённым к стандартным. В нефти и конденсатах в тысячах тонн, в газе в миллионах м3. По степени изученности запасы Н и Г, имеющие промышленное значение подразделяются на разведанные-категории А, В, С1 и предварительно оценённые С2. Катег А- детальноизученные и точноподсчитанные на площади запасы, подтвержденные промышленными притоками Н и Г. Для данной категории должны быть хорошо известны параметры пласта(толщина, площадь, пористость, проницаемость и физ-хим свойства жидкостей и газов).

Катег В- это запасы, посчитанные по площади, промышленная нфтегазоносность доказана при бурении с благоприятными геолого-промысловыми показателями.(приближенно изучены параметры пласта и свойства Н иГ) Катег С1-запасы, НГносность которых установлена на основании промышленных притоков Н и Г из отдельных скважин при благоприятных геолого-промысловых данных) Катег С2- исп. для определения перспективности месторождения, для планирования геолого-разведочных работ или исследований скважины. По народно-хозяйственному значению выделяют следующие группы: Балансовые- это общее кол-во полезных ископаемых в залежи. Забалансовые - запасы. выработка которых на данном этапе нерентабельна( из-за малого количества, сложных условий эксплуатации, плохих качествах Н и Г, низких добывных возможностей скважины. Извлекаемые- это та часть балансовых запасов, кот. может быть отобрана из недр методами, соответствующими совр. уровню техники и технологии. Остаточные запасы-это запасы, оставшиеся в недрах после завершения разработки месторождения. Трудноизвлекаемые запасы(ТИЗ)- это запасы месторождений, отличающиеся неблагоприятными для извлечения геологическими условиями залегания нефти или газа и их физ. свойствами.


^ 16. Условия залегания нефти, газа и воды в продуктивных пластах. Жидкости и газы находятся в пласте под давлением, называемым пластовым. Давление, существовавшее в пласте до начала разработки, называют начальным пластовым. Его величину ориентировочно принимают равной гидростатическому давлению, создаваемому столбом воды высотой, равной глубине залегания пласта. На самом деле из-за притока жидкости в пласт и отбора её, давления вышележащих пород, действия тектонических сил пластовое давление меньше гидростатического. Однако встречаются и обратные ситуации. пласты, в которых давление превышает гидростатическое, называют пластами с аномально высоким давлением. В зависимости от давления и температуры, а также её состава смесь углеводородов в пластовых условиях может находиться в различных состояниях: жидком, газообразном или двухфазном(газожидкостная смесь). как правило. в жидком состоянии смесь находится, когда в ней преобладают тяжёлые углеводороды. пластовое давление велико, а пластовая температура относительно мала. такие месторождения называются нефтяными. Условием газообразного состояния смеси углеводородов является преобладание в её составе метана. В чисто газовых месторождениях его более 90% (остальное – другие углеводородные газы, а также двуокись углерода, сероводород, азот и др.) При высоком давлении в пласте( вблизи критической точки на фазовой диаграмме) плотность газовой фазы приближается к плотности легких углеводородных жидкостей. В этих условиях в сжатом газе растворяются значительные количества углеводородной жидкости. такие месторождения назыв. газоконденстантыми. Значительно чаще в природе встречаются условия, при которых смесь у/в находится в пласте в двухфазном состоянии. Например, в газонефтяных месторождениях одновременно присутствуют большая газовая шапка и нефтяная оторочка. Нижние части продуктивных пластов подпираются пластовыми водами, называемыми подощвенными, объём которой в десятки и сотни раз больше нефтегазоконденсатной залежи. Кроме того, пластовые воды простираются на большие площади за пределы залежи. такие воды называются краевыми. Наконец, вода в виде тонких слоёв на стенках тончайших пор и субкапиллярных трещин удерживается за счёт адсорбционных сил и в нефтегазоконденсатной части пласта. Она осталась там со времени формирования залежей и её называют связанной или остаточной.


^ Вопрос 17. Источники пластовой энергии. Силы, действующие в продуктивном пласте. Всякая нефтяная и газовая залежь обладает потенциальной энергией, которая в процессе разработки залежи переходит в кинетическую и расходуется на вытеснение нефти и газа из пласта. Запас потенциальной энергии создается:1)напором краевых (контурных) вод 2)напором газовой шапки 3)энергией растворённого газа, выделяющегося из нефти при снижении давления 4)энергией, которой обладают сжатые нефть, вода и вмещающая их порода 5)силой тяжести, действующей на жидкость. Краевые воды, действуя на поверхность водонефтяного контакта, создают давление в нефти и газе, заполняющие поры продуктивного пласта. Аналогичное действие оказывает газ, находящийся в газовой шапке, но действует он через поверхность газонефтяного контакта. Растворённый газ, выделившийся из нефти после снижения давления, способствует его сохранению в дальнейшем на некотором уровне. Всякое уменьшение количества нефти в пласте приводит к тому, что этот объём занимают пузырьки газа, и поэтому нефть находится под действием практически неизменного давления. Его снижение начнётся, когда выделение газа из растворенного состояния не будет успевать за отбором нефти. Действие упругих сил нефти, воды и вмещающей их породы проявляется в следующем. По мере отбора нефти и газа, происходит некоторое снижение пластового давления, в результате чего пластовые флюиды и порода разжимаются, замедляя темп его падения. Сила тяжести обеспечивает сток нефти из повышенных частей пласта в пониженные, где расположены забои скважин.


^ Вопрос 18. Естественные режимы работы нефтяных и газовых залежей. В зависимости от источника пластовой энергии, обуславливающего перемещение нефти по пласту к скважинам, различают пять основных режимов работы залежей: жестководонапорный, упруговодонапорный, газонапорный, растворенного газа и гравитационный. При жестководонапорном режиме источником энергии является напор краевых вод. Её запасы постоянно пополняются за счёт атмосферных осадков и источников поверхностных водоёмов. Отличительной особенностью жестководонапорного режима является то, что поступающая в пласт вода полностью замещает отбираемую нефть. Контур нефтеносности при этом непрерывно перемещается и сокращается. Эксплуатация нефтяных скважин прекращается, когда краевые воды достигают забоя тех из них, которые находятся в наиболее высоких частях пласта, и вместо нефти начинает добываться вода. При жестководонапорном режиме работы нефтяной залежи обеспечивается самый высокий коэффициент нефтеотдачи пластов, равный 0,5…0,8. При жестководонапорном режиме давление в пласте настолько велико, что скважины фонтанируют. Но отбор нефти и газа не следует производить слишком быстро, поскольку иначе темп притока воды будет отставать от темпа отбора нефти и давление в пласте будет падать, фонтанирование прекратится. При упруговодонапорном режиме основным источником пластовой энергии служат упругие силы воды, нефти и самих пород, сжатых в недрах под действием горного давления. при данном режиме по мере извлечения нефти давление в пласте постепенно снижается. соответственно уменьшается и дебит скважин. Отличительной особенностью упруговодонапорного режима является то, что водоносная часть пласта значительно больше нефтеносной. Хотя расширение породы и жидкости при уменьшении давления в пласте, отнесённое к единице объёма, незначительно, при огромных объёмах залежи и питающей её водонапорной системы таким образом можно извлечь до 15% нефти от промышленных запасов. Коэффициент нефтеотдачи при упруговодонапорном режиме также может достигать 0,8. При газонапорном режиме источником энергии дял вытеснения нефти является давление газа, сжатого в газово шапке. чем её размер больше, тем дольше снижается давление в ней. в месторождениях, работающих в газонапорном режиме, процесс вытеснения нефти расширяющимся газом обычно сопровождается гравитационными эффектами. Газ, выделяющийся из нефти, мигрирует вверх, пополняя газовую шапку и оттесняя нефть в пониженную часть залежи. по мере понижения уровня газонефтяного контакта происходит прорыв газа к нефтяным скважинам, находящимся ближе к контуру газоносности и их эксплуатация прекращается, т.к. в противном случае расходование энергии расширения газа газовой шапки будет нерациональным. Коэффициент нефтеотдачи пласта 0,4…0,6. При режиме растворенного газа основным источником пластовой энергии является давление газа. растворенного в нефти. По мере понижения пластового давления газ из растворённого состояния переходит в свободное. Расширяясь пузырьки газща выталкивают нефть к забоям скважин. Коэффициент нефтеотдачи при режиме растворенного газа самый низкий и составляет 0,15…0,3ю

^ Гравитационный режим имеет место в тех случаях, когда давление в нефтяном пласте снизилось до атмосферного, а имеющаяся в нём нефть не содержит растворённого газа. При этом режиме нефть стекает в скважину под действием силы тяжетси, а оттуда она откачивается механизированным способом. Если в залежи нефти одновременно действуют различные движущие силы, то такой 

режим её работы называется смешанным. При разработке газовых месторождений гравитационный режим и режим растворенного газа отсутствует.


ВОПРОС 19. Понятие о скважине. Конструкция скважин. Бурение - это процесс сооружения скважины путем разрушения горных пород. Скважиной называют горную выработку круглого сечения, сооружаемую без доступа в нее людей, у которой длина во много раз больше диаметра. Верхняя часть скважины называется устьем, дно - забоем, боковая поверхность - стенкой, а пространство, ограниченное стенкой - стволом скважины. Длина скважины - это расстояние от устья до забоя по оси ствола, а глубина - проекция длины на вертикальную ось. Длина и глубина численно равны только для вертикальных скважин. Однако они не совпадают у наклонных и искривленных скважин.

Элементы конструкции скважин приведены на рис. 1. Начальный участок I скважин называют направлением. Поскольку устье скважины лежит в зоне легкоразмываемых пород его необходимо укреплять. В связи с этим направление выполняют следующим образом. Сначала бурят шурф - колодец до глубины залегания устойчивых горных пород (4...8 м). Затем в него устанавливают трубу необходимой длины и диаметра, а пространство между стенками шурфа и трубой заполняют бутовым камнем и заливают цементным раствором 2.


Рис. 1. Конструкция скважины: 1 - обсадные трубы; 2 - цементный камень; 3 - пласт; 4 - перфорация в обсадной трубе ицементном камне;
I - направление; II - кондуктор; III - промежуточная колонна;
IV - эксплуатационная колонна.

Нижерасположенные участки скважины - цилиндрические. Сразу за направлением бурится участок на глубину от 50 до 400 м диаметром до 900 мм. Этот участок скважины закрепляют обсадной трубой 1 (состоящей из свинченных стальных труб), которую называют кондуктором II. Затрубное пространство кондуктора цементируют. С помощью кондуктора изолируют неустойчивые, мягкие и трещиноватые породы, осложняющие процесс бурения. После установки кондуктора не всегда удается пробурить скважину до проектной глубины из-за прохождения новых осложняющих горизонтов или из-за необходимости перекрытия продуктивных пластов, которые не планируется эксплуатировать данной скважиной. В таких случаях устанавливают и цементируют еще одну колонну III, называемую промежуточной. Если продуктивный пласт, для разработки которого предназначена скважина, залегает очень глубоко, то количество промежуточных колонн может быть больше одной. Последний участок IV скважины закрепляют эксплуатационной колонной. Она предназначена для подъема нефти и газа от забоя к устью скважины или для нагнетания воды (газа) в продуктивный пласт с целью поддержания давления в нем. Во избежание перетоков нефти и газа в вышележащие горизонты, а воды в продуктивные пласты пространство между стенкой эксплуатационной колонны и стенкой скважины заполняют цементным раствором. Для извлечения из пластов нефти и газа применяют различные методы вскрытия и оборудования забоя скважины. В большинстве случаев в нижней части эксплуатационной колонны, находящейся в продуктивном пласте, простреливают (перфорируют) ряд отверстий 4 в стенке обсадных труб и цементной оболочке. В устойчивых породах призабойную зону скважины оборудуют различными фильтрами и не цементируют или обсадную колонну опускают только до кровли продуктивного пласта, а его разбуривание и эксплуатацию производят без крепления ствола скважины. Устье скважины в зависимости от ее назначения оборудуют арматурой (колонная головка, задвижки, крестовина и др.). При поисках, разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений бурят опорные, параметрические, структурные, поисковые разведочные, эксплуатационные, нагнетательные, наблюдательные и другие скважины. Опорные скважины закладываются в районах, не исследованных бурением, и служат для изучения состава и возраста слагающих их пород. Параметрические скважины закладываются в относительно изученных районах с целью уточнения их геологического строения и перспектив нефтегазоносности. Структурные скважины бурятся для выявления перспективных площадей и их подготовки к поисково-разведочному бурению. Поисковые скважины бурят с целью открытия новых промышленных залежей нефти и газа. Разведочные скважины бурятся на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью для изучения размеров и строения залежи, получения необходимых исходных данных для подсчета запасов нефти и газа, а также проектирования ее разработки. Эксплуатационные скважины закладываются в соответствии со схемой разработки залежи и служат для получения нефти и газа из земных недр. Нагнетательные скважины используют при воздействии на эксплуатируемый пласт различных агентов (закачки воды, газа и т.д.). Наблюдательные скважины бурят для контроля за разработкой залежей (изменением давления, положения водонефтяного и газонефтяного контактов и т.д.). Кроме того при поиске, разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений бурят картировочные, сейсморазведочные, специальные и другие скважины.


^ Вопрос 20. Виды скважин по назначению. При поисках, разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений бурят опорные, параметрические, структурные, поисковые разведочные, эксплуатационные, нагнетательные, наблюдательные и другие скважины. Опорные скважины закладываются в районах, не исследованных бурением, и служат для изучения состава и возраста слагающих пород.

Параметрические скважины закладываются в относительно изученных районах с целью уточнения их геологического строения и перспектив нефтегазоносности.

Структурные скважины бурятся для выявления перспективных площадей и их подготовки к поисково-разведочному бурению.

Поисковые скважины бурят с целью открытия новых промышленных залежей нефти и газа.

Разведочные скважины бурятся на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью для изучения размеров и строения залежи, получения необходимых исходных данных для подсчёта запасов нефти и газа, а также проектирования её разработки.

Эксплуатационные скважины закладываются в соответствии со схемой разработки залежи и служат для получения нефти и газа из земных недр

Нагнетательные скважины используют при воздействии на эксплуатируемый пласт различных агентов(закачки воды, газа и т.д.)

Наблюдательные скважины бурят для контроля за разработкой залежи(изменения давления, положения водонефтяного и газонефтяного контактов и т.д.)


21. Классификация способов бурения. По способу воздействия на горные породы различают механическое и немеханическое бурение. При механическом бурении буровой инструмент непосредственно воздействует на горную породу, разрушая её, а при немеханическом разрушение происходит без непосредственного контакта с породой источника воздействия на неё.

^ Немеханические способы (гидравлический, термический, электрофизический) находятся в разработке и для бурения нефт. и газ. и месторождений не применяются.

Механические способы бурения подразделяются на ударное и вращательное.

При ударном бурении разрушение горных пород производится долотом, подвешенным на канате. Буровой инструмент включает также ударную штангу и канатный замок. Возвратно поступательное движение бурового инструмента обеспечивает буровой станок. В настоящее время ударное бурение скважин а нашей стране не применяется.

Нефтяные и газовые скважины сооружаются методом вращательного бурения. При данном способе породы дробятся не ударами, а разрушаются вращающимся долотом, на которое действует осевая нагрузка. Крутящий момент передается на долото или с поверхности от вращателя (ротора) через колонну бурильных труб(роторное бурение) или от забойного двигателя, установленного непосредственно над долотом.




22. Буровые установки. -это комплекс наземного оборудования, необходимый для выполнения операций по проводке скважины. В состав буровой установки входят:

-буровая вышка

-оборудование для механизации спуско- подъёмных операций

-наземное оборудование

-силовой привод

-циркуляционная система бурового раствора

-привышечные сооружения

^ Буровая вышка – сооружение над скважиной для спуска и подъёма бурового инструмента, забойных двигателей, бурильных и обсадных труб, размещения бурильных свечей после подъёма их из скважины и защиты буровой бригады от ветра и атмосферных осадков. Различают два типа вышек: башенные и мачтовые. Изготавливаются из труб или прокатной стали.

^ Оборудование для механизации спуско-подъемных операций включает талевую систему и лебёдку. 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.

Буровая лебёдка предназначен для:

1)Спуска и подъёма бурильных и обсадных труб

2)держания на весу бурильного инструмента

3Подтаскивания различных грузов, подъема оборудования и вышек в процессе монтажа установок и т.п.

^ Наземное оборудование включает вертлюг, буровые насосы, напорный рукав и ротор. Вертлюг – механизм, соединяющий не вращающиеся талевую систему и буровой крюк с вращающимися бурильными трубами, а также обеспечивающий ввод в них промывочной жидкости под давлением. Буровые насосы служат для нагнетания бурового раствора в скважину. Напорный рукав (буровой шланг) предназначен для подачи промывочной жидкости под давлением от неподвижного стояка к перемещающемуся вертлюгу. Ротор передаёт вращательное движение бурильному инструменту, поддерживает на весу колонну бурильных или обсадных труб и воспринимает реактивный крутящий момент колонны, создаваемый забойным двигателем.


^ Силовой привод обеспечивает функционирование всей буровой установки- он снабжает энергией лебёдку, буровые насосы и ротор.

Циркуляционная система бурового раствора служит для сбора и очистки отработанного бурового раствора, приготовления новых порций и закачки очищенного раствора в скважину.


23. Буров́ое обор́удование — комплекс машиностроительной продукции, которая используется при бурении скважин. Обычно термин относят к бурению нефтегазовых скважин.

Комплекс включает в себя сооружения, машины, и прочее вспомогательное оборудование, монтируемое на точке бурения и обеспечивающее с самостоятельное выполнение технологических операций. Наиболее крупные участники российского рынка бурового оборудования входят в Союз производителей нефтегазового оборудования.

Классификация Оборудование подразделяется на следующие категории.

Буровые установки 1)Агрегаты и установки для геолого-разведочного бурения. 2)Агрегаты для ремонта и бурения скважин. 3)Металлоконструкции буровых установок.

Основное технологическое оборудование 1)Средства механизации 2)Силовые агрегаты 3)Циркуляционные системы и оборудование 4)Вспомогательное механическое оборудование 5)Системы автоматизации, контроля и управления 6)Электрооборудование 7)Пневмооборудование 8)Системы жизнеобеспечения и безопасности 9)Противовыбросовое оборудование 10)Цементировочное оборудование

Морские платформы и оборудование . Дополнительное оборудование

1)Ведущие, обсадные и бурильные трубы 2)Переводники и элементы КНБК 3)Забойные двигатели ^ 4)Буровые долота 5)Аварийный инструмент 6)Прочий буровой инструмент

Буровые долота

Все буровые долота классифицируются на три этапа:

1)Долота режуще-скалывающего действия, разрушающие породу лопастями (лопастные долота);

2)Долота дробящее- скалывающего действия, разрушающие породу зубьями, расположенными на шарошках (шарошечные долота);

3)Долота режуще- истирающего действия, разрушающие породу алмазными зёрнами или твёрдосплавными штырями, которые расположены в торцевой части долота (алмазные и твёрдосплавные долота)

Лопастные долота выпускаются трёх типов: двухлопастные, трех-, и многолопастные. применяются при бурении в мягких высокопластичных горных породах с ограниченными окружными скоростями.(обычно при роторном бурении).

^ Шарошечные долота . бывают с одной, двумя, тремя, четырьмя, шестью шарошками. При вращении долота шарошки, перекатываясь по забою, совершают сложное вращательное движение со скольжением. При этом зубцы шарошек наносят удары по породе, дробят и скалывают её. Успешно применяются при вращательном бурении пород самых различных физико-хим. свойств.

Алмазные долота бывают трех типов: спиральные, радиальные, ступенчатые. В спиральных рабочая часть имеет спирали, оснащённые алмазами и промывочные отверстия. Предназначены для турбинного бурения малоабразивных и среднеабразивных пород. Радиальные предназначены для бурения малоабразивных пород средней твёрдости и твёрдых пород как при роторном, так и при турбинном способах бурения.

Ступенчатые. Применяются как при роторном так и при турбинном способах бурения при проходке малоабразивных мягких и средней твёрдости пород.




24. 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 ее тампонаж;

    6. вскрытие пласта и испытание на приток нефти и газа.

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. Оборудование стараются разместить так, чтобы обеспечить безопасность в работе, удобство в обслуживании, низкую стоимость строительно-монтажных работ и компактность в расположении всех элементов буровой.

В общем случае (рис. 24) в центре буровой вышки 1 располагают ротор 3, а рядом с ним - лебедку 2. За ней находятся буровые насосы 19, силовой привод 18, площадка горюче-смазочных материалов 11, площадка для хранения глинопорошка и химреагентов 9 и глиномешалка 17. С противоположной стороны от лебедки находится стеллаж мелкого инструмента 14, стеллажи 5 для укладки бурильных труб 4, приемные мостки 12, площадка отработанных долот 7 и площадка ловильного инструмента 10 (его используют для ликвидации аварий). Кроме того, вокруг буровой размещаются хозяйственная будка 8, инструментальная площадка 6, очистная система 15 для использованного бурового раствора и запасные емкости 16 для хранения бурового раствора, химических реагентов и воды.


Рис. 24. Типовая схема размещения оборудования,
инструмента, запасных частей и материалов на буровой:

1 - буровая вышка; 2 - лебедка; 3 - ротор; 4 - бурильные трубы;
5 - стеллажи; 6 - инструментальная площадка; 7 - площадка отработанных
долот; 8 - хозяйственная будка; 9 - площадка глинохозяйства; 10 - площадка 
ловильного инструмента; 11 - площадка горюче-смазочных материалов; 
12 - приемные мостки; 13 - верстак слесаря; 14 - стеллаж легкого инструмента; 
15 - очистная система; 16 - запасные емкости; 17 - глиномешалка;
18 - силовой привод; 19 - насосы

Различают следующие методы монтажа буровых установок: поагрегатный, мелкоблочный и крупноблочный.

При поагрегатном методе буровая установка собирается из отдельных агрегатов, для доставки которых используется автомобильный, железнодорожный или воздушный транспорт.

При мелкоблочном методе буровая установка собирается из 16...20 мелких блоков. Каждый из них представляет собой основание, на котором смонтированы один или несколько узлов установки.

При крупноблочном методе установка монтируется из 2...4 блоков, каждый из которых объединяет несколько агрегатов и узлов буровой.

Блочные методы обеспечивают высокие темпы монтажа буровых установок и качество монтажных работ. Размеры блоков зависят от способа, условий и дальности их транспортировки.

После этого последовательно монтируют талевый блок с кронблоком, вертлюг и ведущую трубу, присоединяют к вертлюгу напорный рукав. Далее проверяют отцентрированность вышки: ее центр должен совпадать с центром ротора.

^ Подготовка к бурению включает устройство направления I (рис. 1) и пробный пуск буровой установки.

Рис. 1. Конструкция скважины:

1 - обсадные трубы; 2 - цементный камень; 3 - пласт;
4 - перфорация в обсадной трубе ицементном камне;
I - направление; II - кондуктор; III - промежуточная колонна;
IV - эксплуатационная колонна.

Назначение направления описано выше. Его верхний конец соединяют с очистной системой, предназначенной для очистки от шлама бурового раствора, поступающего из скважины, и последующей подачи его в приемные резервуары буровых насосов. Затем бурится шурф для ведущей трубы и в него спускают обсадные трубы. Буровая комплектуется долотами, бурильными трубами, ручным и вспомогательным инструментом, горюче-смазочными материалами, запасом воды, глины и химических реагентов. Кроме того, недалеко от буровой располагаются помещение для отдыха и приема пищи, сушилка для спецодежды и помещение для проведения анализов бурового раствора. В ходе пробного бурения проверяется работоспособность всех элементов и узлов буровой установки. Процесс бурения начинают, привинтив первоначально к ведущей трубе квадратного сечения долото. Вращая ротор, передают через ведущую трубу вращение долоту.

Во время бурения происходит непрерывный спуск (подача) бурильного инструмента таким образом, чтобы часть веса его нижней части передавалась на долото для обеспечения эффективного разрушения породы.

В процессе бурения скважина постепенно углубляется. После того как ведущая труба вся уйдет в скважину, необходимо нарастить колонну бурильных труб. Наращивание выполняется следующим образом. Сначала останавливают промывку. Далее бурильный инструмент поднимают из скважины настолько, чтобы ведущая труба полностью вышла из ротора. При помощи пневматического клинового захвата инструмент подвешивают на роторе. Далее ведущую трубу отвинчивают от колонны бурильных труб и вместе с вертлюгом спускают в шурф - слегка наклонную скважину глубиной 15... 16 м, располагаемую в углу буровой. После этого крюк отсоединяют от вертлюга, подвешивают на крюке очередную, заранее подготовленную трубу, соединяют ее с колонной бурильных труб, подвешенной на роторе, снимают колонну с ротора, опускают ее в скважину и вновь подвешивают на роторе. Подъемный крюк снова соединяют с вертлюгом и поднимают его с ведущей трубой из шурфа. Ведущую трубу соединяют с колонной бурильных труб, снимают последнюю с ротора, включают буровой насос и осторожно доводят долото до забоя. После этого бурение продолжают.

При бурении долото постепенно изнашивается и возникает необходимость в его замене. Для этого бурильный инструмент, как и при наращивании, поднимают на высоту, равную длине ведущей трубы, подвешивают на роторе, отсоединяют ведущую трубу от колонны и спускают ее с вертлюгом в шурф. Затем поднимают колонну бурильных труб на высоту, равную длине бурильной свечи, подвешивают колонну на роторе, свечу отсоединяют от колонны и нижний конец ее устанавливают па специальную площадку - подсвечник, а верхний -на специальный кронштейн, называемый пальцем. В такой последовательности поднимают из скважины все свечи. После этого заменяют долото и начинают 

спуск бурильного инструмента. Этот процесс осуществляется в порядке, обратном подъему бурильного инструмента из скважины.

^ Крепление скважины обсадными трубами и ее тампонаж осуществляются согласно схемы, приведенной на рис. 1. Целью тампонажа затрубного пространства обсадных колонн является разобщение продуктивных пластов.

Хотя в процессе бурения продуктивные пласты уже были вскрыты, их изолировали обсадными трубами и тампонированием, 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 нее нефти и газа. Для чего уменьшают давление бурового раствора на забой одним из следующих способов:

1)промывка - замена бурового раствора, заполняющего ствол скважины после бурения, более легкой жидкостью - водой или нефтью; 2)поршневание (свабирование) - снижение уровня жидкости в скважине путем спуска в насосно-компрессорные трубы и подъема на стальном канате специального поршня (сваба). Поршень имеет клапан, который открывается при спуске и пропускает через себя жидкость, заполняющую НКТ. При подъеме же клапан закрывается, и весь столб жидкости, находящийся над поршнем, выносится на поверхность.

От использовавшихся прежде способов уменьшения давления бурового раствора на забой, продавливания сжатым газом и аэрации (насыщения раствора газом) в настоящее время отказались по соображениям безопасности.

Таким образом, освоение 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.


25. Промывка скважины. Виды буровых растворов Промывка скважин - одна из самых ответственных операций, выполняемых 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. 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; 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.

Соответственно буровые растворы должны удовлетворять ряду требований: 1)выполнять возложенные функции; 2)не оказывать вредного влияния на бурильный инструмент и забойные двигатели (коррозия, абразивный износ и т.д.); 3)легко прокачиваться и очищаться от шлама и газа; 4)быть безопасными для обслуживающего персонала и окружающей среды;5)быть удобными для приготовления и очистки; 6)быть доступными, недорогими, допускать возможность многократного использования. Виды буровых растворов

При вращательном бурении нефтяных и газовых скважин в качестве промывочных жидкостей используются: 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. Техническая вода - наиболее доступная и дешевая промывочная жидкость. Имея малую вязкость, она легко прокачивается, хорошо удаляет шлам с забоя скважины и лучше, чем другие жидкости, охлаждает долото. Однако она плохо удерживает частицы выбуренной породы (особенно при прекращении циркуляции), не образует упрочняющей корки на стенке скважины, хорошо поглощается низконапорными пластами, вызывает набухание глинистых пород, ухудшает проницаемость коллекторов нефти и газа. Естественным буровым раствором называют водную суспензию, образующуюся в скважине в результате диспергирования шлама горных пород, разбуриваемых на воде. Основное достоинство применения естественных буровых растворов состоит в значительном сокращении потребности в привозных материалах на их приготовление и обработку, что ведет к удешевлению растворов. Однако их качество и свойства зависят от минералогического состава и природы разбуриваемых глин, способа и режима бурения, типа породоразрушающего инструмента. Нередко в них велико содержание абразивных частиц. Поэтому естественные буровые растворы применяют в тех случаях, когда по геолого-стратиграфическим условиям не требуется промывочная жидкость высокого качества. 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. Так, из 1 тонны бентонитовой глины можно получить около 15 м3 высококачественного глинистого раствора, тогда как из глины среднего качества - 4...8 м3, а из низкосортных глин - менее 3 м3. 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. Применяются также другие буровые растворы на водной основе: малоглинистые (для бурения верхней толщи выветрелых и трещиноватых горных пород), соленасыщенные (при бурении в мощных толщах соленосных пород), ингибированные (обработанные химреагентами для предупреждения набухания разбуриваемых пород и чрезмерного обогащения раствора твердой фазой) и т.д. К неглинистым относятся буровые растворы, приготовленные без использования глины. Безглинистый буровой раствор с конденсированной твердой фазой готовится на водной основе. Дисперсная фаза в нем получается химическим путем, в результате взаимодействия находящихся в растворе ионов магния с щелочью NaОН или Са(ОН)2. Химическая реакция приводит к образованию в растворе микроскопических частиц гидрооксида магния М§(ОН)2. Раствор приобретает гелеобразную консистенцию и после химической обработки превращается в седиментационно устойчивую систему. Такой раствор сохраняет свои структурно-механические свойства при любой минерализации. Поэтому его применяют в случаях, когда требуется обеспечить высокую устойчивость стенок скважины, но обеспечить контроль и регулирование минерализации раствора сложно. Другим типом неглинистых буровых растворов являются биополимерные растворы. Биополимеры получают при воздействии некоторых штаммов бактерий на полисахариды. Свойства биополимерных растворов регулируются так же легко, как свойства лучших буровых растворов из бентонитовых глин. Вместе с тем, некоторые из них оказывают флокулирующее воздействие на шлам выбуренных пород, предупреждая таким образом образование суспензии. Кроме того, растворы биополимеров термоустойчивы. Сдерживает их применение относительно высокая стоимость. Буровые растворы на углеводородной основе представляют собой многокомпонентную систему, в которой дисперсионной (несущей) средой является нефть или жидкие нефтепродукты (обычно дизельное топливо), а дисперсной (взвешенной) фазой - окисленный битум, асфальт или специально обработанная глина (гидрофобизированный бентонит). Буровые растворы на углеводородной основе не оказывают отрицательного влияния на свойства коллекторов нефти и газа, обладают смазывающей способностью: при их использовании уменьшается расход мощности на холостое вращение бурильной колонны в стволе скважины и снижается износ бурильных труб и долот. Однако стоимость приготовления таких буровых растворов довольно высока, они пожароопасны, трудно удаляются с инструмента и оборудования. Применяют буровые растворы на углеводородной основе для повышения эффективности бурения в породах-коллекторах и сохранения их нефтегазоотдачи на исходном уровне, а также для проводки скважин в сложных условиях при разбуривании мощных пачек набухающих глин и растворимых солей. У эмульсионных буровых растворов дисперсионной средой является эмульсия типа «вода в нефти», а дисперсной фазой - глина. Буровой раствор, приготовленный на основе эмульсии типа «вода в нефти», называется обращенным эмульсионным или инверт-ной эмульсией. Жидкая фаза такого раствора на 60...70 % состоит из нефти или нефтепродуктов, остальное - вода. Однако содержание воды в инвертной эмульсии может быть доведено до 80 % и выше, если в нее ввести специальные эмульгаторы. Эмульсионные буровые растворы используются при бурении в глинистых отложениях и солевых толщах. Они обладают хорошими смазочными свойствами и способствуют предупреждению прихвата инструмента в скважине. Сущность бурения с продувкой газом заключается в том, что для очистки забоя, выноса выбуренной породы на дневную поверхность, а также для охлаждения долота используют сжатый воздух, естественный газ или выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания. Применение газообразных агентов позволяет получить 

большой экономический эффект: увеличивается механическая скорость (в 10...12 раз) и проходка на долото (в 10 раз и более). Благодаря высоким скоростям восходящего потока в затрубном пространстве, ускоряется вынос выбуренных частиц породы. Использование газообразных агентов облегчает проведение гидрогеологических наблюдений в скважинах. Кроме того, увеличивается коэффициент нефтегазоотдачи пласта. Аэрированные буровые растворы представляют собой смеси пузырьков воздуха с промывочными жидкостями (водой, нефтеэмульсиями и др.) в соотношении до 30:1. Для повышения стабильности аэрированных растворов в их состав вводят реагенты - поверхностно-активные вещества и пенообразователи. Аэрированные буровые растворы обладают теми же свойствами, что и жидкости, из которых они приготовлены (для глинистых растворов - образуют глинистую корку, обладают вязкостью и напряжением сдвига, сохраняют естественную проницаемость призабойной зоны пласта при его вскрытии). Вместе с тем, большим преимуществом аэрированных жидкостей является возможность их применения в осложненных условиях бурения, при катастрофических поглощениях промывочных жидкостей, вскрытии продуктивных пластов с низким давлением

.

^ 26. Основные параметры буровых растворов Основными параметрами буровых растворов являются плотность, вязкость, показатель фильтрации, статическое напряжение сдвига, стабильность, суточный отстой, содержание песка, водородный показатель. Плотность промывочных жидкостей может быть различной: у растворов на нефтяной основе она составляет 890...980 кг/м3, у малоглинистых растворов - 1050... 1060 кг/м3, у утяжеленных буровых растворов - до 2200 кг/м3 и более. Выбор бурового раствора должен обеспечить превышение гидростатического давления столба в скважине глубиной до 1200 м над пластовым на 10...15 %, а для скважин глубже 1200 м - на 5...10 %.
1   2   3



Скачать файл (399.4 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации