Бурение скважин лекция. Вопросы по разделу Бурение скважин

• Название: Вопросы по разделу Бурение скважин
• Анкор: Бурение скважин лекция
• Дата: 15.09.2021
• Размер: 0.49 Mb.
• Имя файла: Voprosy_k_zaschite_2020.doc
• Тип: Документы; #232726
• страница: 1 из 4

Вопросы по разделу «Бурение скважин» (для сведения)
1. Какие нагрузки действуют на обсадную (эксплуатационную) колонну?

а) растягивающие усилия от собственного веса;

б) сминающие усилия от гидростатического давления столба жидкости за колонной;

в) страгивающая нагрузка;

г) давление опрессовки.

2. 
   Назовите виды и способы бурения.
   

При бурении нефтяных и газовых скважин наиболее распространен вращательный вид механического бурения. Способы вращательного бурения - роторный и с применением забойных двигателей (турбобура и электробура).

3. 
   Назначение промывочных жидкостей (буровых растворов).
   

1. 
   вынос частиц выбуренной породы из скважины;
   
2. 
   удерживание частиц выбуренной породы во взвешенном состоянии при прекращении циркуляции;
   
3. 
   создание противодавления на стенку скважины, а следовательно, предотвращение обвалов пород и предупреждение проникновения в скважину газа, нефти и воды из разбуриваемых пластов;
   
4. 
   глинизация стенки скважины;
   
5. 
   охлаждение долота, турбобура, электробура, колонны;
   
6. 
   смазывание трущихся деталей долота, турбобура;
   
7. 
   передача энергии турбобуру;
   
8. 
   защита бурового оборудования и бурильной колонны от коррозии.
   

4. 
   Какие буровые растворы используются при бурении скважин (или: назовите виды промывочных жидкостей)?
   

1. 
   затворённые на водной основе, характерные представители которых вода, глинистые растворы, меловые растворы;
   
2. 
   затворённые на углеводородной основе (нефтяные);
   
3. 
   аэрированные.
   

5. Требования к промывочным жидкостям (буровым растворам).

1. 
   минимальное проникновение фильтрата и самой промывочной жидкости в призабойную зону пласта;
   
2. 
   предотвращение образования стойкой водонефтяной эмульсии и набухания глинистых частиц, находящихся в продуктивной зоне пласта;
   
3. 
   легкость извлечения из призабойной зоны пласта фильтрата и твердой фазы промывочной жидкости;
   
4. 
   отсутствие образования осадков, снижающих проницаемость пористой среды;
   
5. 
   высокие скорости проходки в процессе вскрытия пласта;
   
6. 
   инертность к воздействию температуры, минерализации пластовых вод и обломков выбуренных пород.
   

6. Свойства промывочных жидкостей (буровых растворов).

Качество бурового раствора характеризуется следующими параметрами:

1. 
   плотность (в неосложненных условиях 1180-1220 кг/м³).
   

Плотность бурового раствора должна быть такой, чтобы давление столба жидкости в скважине превышало давление в проходимых пластах;

2. 
   вязкость;
   

1. 
   водоотдача - должна быть минимальной;
   
2. 
   статическое напряжение сдвига. Характеризует прочность структуры неподвижного раствора.
   

7. Какие вы знаете виды долот?

Для сплошного бурения:

лопастные;

шарошечные;

алмазные;

твердосплавные.

Для бурения с извлечением керна:

колонковые.

8. Дайте определение конструкции скважины.

Понятие о конструкции скважины (КС) включает расположение обсадных колонн с указанием их диаметров, глубины перехода с большего диаметра скважины на меньший, глубины спуска обсадных колонн и интервалов их цементирования.

КС должна обеспечивать:

1. 
   устойчивость стенок ствола скважины;
   
2. 
   надёжное разобщение пластов и пропластков;
   
3. 
   возможность спуска в скважину оборудования для извлечения нефти из пласта;
   
4. 
   надёжное сообщение скважины с разрабатываемым пластом.
   

Чтобы предотвратить размывание породы под основанием буровой сооружают шурф до устойчивых пород (4-8 м) и в него спускают трубу с вырезанным окном в её верхней части. Эту трубу называют направлением. Пространство между трубой и стенкой шурфа заполняют бутовым камнем и цементным раствором. В результате устье скважины укрепляется.

Первая обсадная колонна, состоящая из свинченных стальных труб, называется кондуктором. Её затрубное пространство цементируют с целью изоляции горизонтов, сложенных неустойчивыми, мягкими, трещиноватыми и кавернозными породами, Длина обычно 50-400 м.

Для изоляции других осложняющих горизонтов, которые могут встретиться при проходке, возникает потребность в спуске и цементировании промежуточных колонн, число которых может достигать 4.

Пробурив скважину до проектной глубины, спускают и цементируют эксплуатационную колонну, предназначенную для подъема нефти или газа от забоя к устью или для нагнетания рабочего агента в пласт.

9. 
   Из чего состоит оборудование низа обсадной колонны?
   

1. 
   направляющая пробка - служит для направления обсадной колонны при спуске её в скважину;
   
2. 
   башмак - служит для соединения с обсадными трубами и направляющей пробкой;
   
3. 
   башмачный патрубок - служит для соединения башмака с муфтой. Имеет отверстия для выхода из обсадной колонны промывочной жидкости и цементного раствора при цементировании;
   
4. 
   обратный клапан - находится внутри муфты и служит для циркуляции жидкости в направлении сверху вниз;
   
5. 
   упорное кольцо - служит для задержания цементировочных пробок, перемещающихся по обсадной колонне в процессе цементирования скважины.
   

10. Виды конструкций призабойной части скважины (виды забоев).

1. 
   открытый забой;
   
2. 
   забой, оборудованный фильтром-хвостовиком.
   

В обоих случаях эксплуатационная колонна цементируется выше кровли продуктивного пласта.

3. 
   сообщение с пластом через систему перфорационных отверстий. В этом случае эксплуатационная колонна перекрывает продуктивный пласт, цементируется, а затем перфорируется.
   

11. 
    Чем определяется конструкция скважины?
    

Конструкцию скважины определяет диаметр эксплуатационной колонны. После его выбора подбирают диаметр долота.

12. Свойства цементных растворов.

1. 
   время начала и конца схватывания;
   
2. 
   плотность;
   
3. 
   предел прочности при изгибе.
   

Эти свойства определяются такой характеристикой, как водоцементное отношение.

13. Какими способами осуществляется цементирование?

Одноступенчатый способ.

До закачки цементного раствора в обсадную колонну опускают нижнюю цементировочную пробку с отверстием, предназначенную для отделения цементного раствора от находящейся в колонне промывочной жидкости. Затем на колонну навинчивают головку с верхней глухой цементировочной пробкой.

Закачивают в обсадную колонну цементный раствор. Потребный объём этого раствора определяется исходя из условия, чтобы к концу цементирования в обсадной колонне осталась порция цементного раствора (цементный стакан), а за колонной раствор поднялся на заданную высоту.

После окончания закачки цементного раствора в обсадную колонну проталкивают верхнюю цементировочную пробку и вслед за ней прокачивают промывочную жидкость. Нижняя пробка постепенно опускается до упора, затем к ней подходит верхняя пробка и закрывает отверстие. Возникает гидравлический удар. Манометр на цементировочной головке фиксирует резкое повышение давления.

После этого скважину оставляют в покое на 16 часов для затвердения цементного раствора за кондуктором и на 24 часа для затвердение цементного раствора за промежуточной и эксплуатационной колоннами.

Двухступенчатое цементирование.

Применяется при цементировании обсадных колонн в глубоких скважинах, когда приходится прокачивать большой объем цементного раствора и продавочной жидкости за ограниченное время (это время определяется сроком начала схватывания цементного раствора).

Первая порция раствора продавливается за колонну через башмак, а вторая - через отверстия в заливочной муфте. При этом способе также используются цементировочные пробки (две или четыре), ограничивающие порции цементного раствора. Продавка первой порции заканчивается посадкой нижней пробки на муфту, а второй - посадкой верхней пробки на нижнюю. После твердения раствора разбуривают обе пробки в заливочной муфте, а также клапан и стакан в нижней части колонны.

Манжетное цементирование.

Применяется в случае, когда целесообразно не цементировать затрубное пространство эксплуатационных колонн, расположенное против нефтеносного пласта, а осуществлять подъем цементного раствора над его кровлей. Над перфорированным участком в колонне устанавливают заливочную муфту, а снаружи - брезентовую манжету, которая при вытеснении цементного раствора из колонны через муфту прижимается к стенке скважины и препятствует движению цементного растовра по затрубному пространству вниз.

При проведении ремонтно-исправительных работ в процессе капитального ремонта скважин осуществляют также:

а) цементирование под давлением:

• 
  через перфорационные отверстия или дефект в колонне с целью изоляции посторонних вод;
  
• 
  через трубы с последующим разбуриванием цементного стакана;
  
• 
  с вымыванием излишков цементного раствора
  
• 
  комбинированным способом;
  

б) цементирование без давления для создания нового цементного забоя (стакана) в стволе скважины или перекрытия нижней части фильтра. Этот способ в основном применяют при возврате на вышележащий горизонт, когда нет опасности прорыва посторонних вод;

в) цементирование по способу “сифона”;

г) цементирование с применением пакеров.

14. Назовите нормативный срок службы скважины.

15 лет.

15. Назовите основную причину нефтегазопроявления при бурении.

Пластовое давление больше гидростатического давления столба жидкости. Такая ситуация может возникнуть при недостаточно высокой плотности бурового раствора.

16. Способы освоения скважин.

Освоение скважины - это вызов притока жидкости из пласта с частичным восстановлением продуктивных характеристик призабойной зоны. Для этого применяют такие методы, как дренирование и обработка призабойной зоны различными способами.

При дренировании из пласта отбирают большой объём жидкости за возможно малый промежуток времени, создавая большие депрессии. Депрессии создают уменьшением плотности жидкости или снижением её уровня. В зависимости от соотношения пластового и гидростатического давлений плотность жидкости можно снизить её заменой в стволе скважины на более лёгкую или аэрацией столба жидкости (закачкой жидкости и азота).

Способы обработки призабойной зоны - кислотные обработки; газокислотные (пенокислотные) обработки; термохимическое и термогазохимическое воздействие; гидроразрыв пласта; виброобработка; обработка микроэмульсиями и др.
Вопросы по разработке н/г месторождений
1. Что такое коэффициент эксплуатации скважин?

Отношение фактически отработанных дней в году к количеству календарных дней.

2. 
   Что такое коэффициент текущей нефтеотдачи (текущего нефтеизвлечения - КИН)?
   

Отношение накопленной добычи нефти к её начальным геологическим запасам.

3. 
   Что такое коэффициент конечной нефтеотдачи (конечного нефтеизвлечения - КИН)?
   

Отношение извлекаемых запасов нефти к её начальным геологическим запасам.

4. 
   Как связаны между собой коэффициенты охвата, вытеснения и нефтеотдачи пласта?
   

Коэффициент нефтеотдачи равен произведению коэффициента охвата на коэффициент вытеснения.

Коэффициент охвата - это отношение охваченной воздействием нагнетаемого рабочего агента части пласта ко всему объёму пласта.

Коэффициент вытеснения - это отношение вытесненного объёма нефти ко всему количеству нефти в зоне воздействия рабочего агента (например, воды).

5. Что такое коэффициент продуктивности? Единицы его измерения?

Отношение дебита скважины к перепаду давления (депрессии). Показывает, сколько жидкости можно извлечь из скважины при изменении перепада давления на единицу. Измеряется в м³/(сутМПа), в промысловых условиях возможна размерность т/(сут·ат).

Депрессия – разность пластового и забойного давлений.

6. Что такое уравнение притока?

Это математическое выражение, которое устанавливает связь между дебитом скважины и депрессией. Форма записи может быть различной, с учётом физико-гидродинамических факторов, влияющих на приток.

7. Какие параметры входят в формулу Дюпюи?



Дебит скважины Q зависит от проницаемости k, толщины пласта h, депрессии (Р_пл−Р_заб), вязкости флюида μ и размеров области фильтрации R_к и R_c.

8. Сформулируйте закон фильтрации Дарси.

Скорость фильтрации прямо пропорциональная градиенту давления.

9. Дайте определение относительных фазовых проницаемостей.

ОФП - это отношение фазовой проницаемости к абсолютной проницаемости породы.

Понятие «относительная фазовая проницаемость» вводится для случая совместной фильтрации двух или более фаз (например, нефти и воды).



S – водонасыщенность (насыщенность порового пространства водной фазой).

Коэффициент водонасыщенности равен отношению объема пор, занятых водой, к общему объему пор породы (образца или элемента пласта).

10. Для чего бурят резервные скважины?

Поскольку строение вновь открытого продуктивного пласта в деталях неизвестно, то при составлении тех. схемы или проекта разработки нельзя сразу разместить скважины с учётом реальной неоднородности так, чтобы они наилучшим образом обеспечивали выработку запасов. Единственный рациональный способ проектирования - двухстадийное разбуривание. На первой стадии бурят добывающие и нагнетательные скважины по сетке, обеспечивающей приемлемые показатели разработки для однородного пласта. Это - основной фонд скважин.

По мере уточнения представлений о строении пласта в процессе эксплуатации и исследования скважин основного фонда приступают ко второй стадии разбуривания. Дополнительные скважины бурят в тех местах, где они необходимы. Именно эти скважины называются резервными, так как они бурятся в помощь основным скважинам и их цель - вовлечь в разработку неработающие или плохо работающие участки.

Число резервных скважин изначально закладывается в проект, чтобы правильно оценить технико-экономические показатели. Их число может составлять от нескольких процентов по отношению к основному фонду до числа сопоставимого, а иногда и большего, чем число скважин основного фонда.

11. Что такое водонефтяной фактор?

Отношение количества воды к количеству нефти в добываемой продукции.

12. Что такое коэффициент подвижности?

Отношение проницаемости породы-коллектора к динамической вязкости фильтрующейся жидкости (К_подв=k/).

13. Что такое коэффициент песчанистости?

Отношение суммы толщин проницаемых пропластков к сумме общих толщин пласта во всех скважинах.

14. Что такое коэффициент расчленённости?

Отношение числа проницаемых пропластков во всех скважинах к числу скважин.
15. Что такое коэффициент пористости?

Отношение объёма пор к общему объёму образца породы.

16. Что такое проницаемость? Назовите единицы измерения.

Проницаемость - это способность породы пропускать через себя жидкость или газ при наличии перепада давления. Единица измерения - мкм² или Дарси (миллиДарси).

17. Что такое пьезопроводность?

Пьезопроводность характеризует скорость перераспределения давления в пласте.



Здесь βж и βс – коэффициенты сжимаемости жидкости и скелета породы.
18. Что такое коэффициент гидропроводности?



Основной коэффициент, связанный с продуктивной характеристикой пласта и влияющий на коэффициент продуктивности скважины.

19. Что такое давление насыщения?

Это давление, при котором из нефти начинает выделяться газ в состоянии термодинамического равновесия (утверждение справедливо, если подразумевается, что давление снижается).

20. Что такое степень выработки запасов?

Отношение накопленной добычи нефти к начальным извлекаемым запасам.

21. Что такое темп отбора нефти?

Отношение годовой добычи нефти к извлекаемым запасам (темп отбора от извлекаемых запасов) или к геологическим запасам (темп отбора от геологических запасов), выраженное в процентах.