разделы 4 и 5. Задание по разделу 4 и5. Задание по разделу 4 и 5 Выполнил слушатель группы грд(дот)2201 Абсатаров Альфред Габдулахатович
 Скачать 261.88 Kb.
|
|
Задание по разделу 4 и 5 Выполнил слушатель группы ГРД(ДОТ)-22-01 Абсатаров Альфред Габдулахатович ФИО Контроль параметров бурения В процессе бурения скважин контролируются следующие параметры: - Число оборотов вала буровой установки; - Плотность жидкости в приѐмной ѐмкости; - Давление жидкости на входе; - Нагрузка на крюке; - Уровень жидкости в приѐмной ѐмкости; - Расход жидкости на выходе; - Количество ходов насоса; - Температура жидкости на входе и выходе; - Крутящий момент на роторе; - Глубина скважины. Рассмотрим один из датчиков, применяемых для контроля параметров. Рисунок 1 – Датчик давления ПЖ на входе Предназначен для измерения давления промывочной жидкости (ПЖ) на входе. Принцип действия - Датчик представляет собой тензометрический преобразователь давления. Принцип работы тензометрического устройства основан на изменении сопротивления проводника при механическом воздействии на него. В наиболее простом конструкционном исполнении датчик представляет собой мелкоячеистую проводниковую сетку, закрепленную на токопроводящую основу, например, металлическую фольгу. Принцип работы тензодатчика в человеческом виде – если где-то надавить или стукнуть, умный прибор определит место, силу и даже время удара. Правда, во всех случаях сам тензор является только источником сигнала о произошедшем событии , а его преобразование в цифровой формат – задача совсем других устройств. Крепление - Датчик подключается к нагнетательной линии через средоразделитель штатного манометра на буровой с помощью тройника Рисунок 2 – Схема расположения датчика на буровой На рисунке 3 цифрой 6 обозначено месторасположение датчика на буровой. На рисунке 3: 1 - Датчик глубины (датчик оборотов вала буровой лебедки) 2 - Датчик крутящего момента ротора 3 - Датчик момента на ключе 4 - Датчик оборотов ротора 5 - Датчик ходов насоса 6 - Датчик давления ПЖ на входе 7 - Датчик потока (расхода) ПЖ на выходе 8 - Датчик уровня ПЖ в приемной емкости 9 - Датчик плотности ПЖ в приемной емкости 10 - Датчик температуры ПЖ на входе (в емкости) 11 - Датчик температуры ПЖ на выходе 12 - Датчик нагрузки на крюке 13 - Датчик электропроводности ПЖ на входе Рисунок 3 – Места расположения датчиков на буровой Почему двуступенчатое цементирование применяется в основном для цементирования глубоких скважин. В каких случаях также желательно применять двухступенчатое цементирование? В глубоких скважинах возникает необходимость делить интервал цементирования на две части – используют двухступенчатое цементирование. При этом на границе раздела устанавливают специальную разделительную муфту Двухступенчатое цементирование применяют, когда по геолого- техническим причинам цементный раствор не может быть поднят на требуемую высоту в одну ступень. Целесообразно его использовать в следующих случаях: 1) при наличии зон поглощения в нижележащих пластах; 2) при наличии резко различающихся температур в зоне подъема цементного раствора, вызывающих быстрое его схватывание в нижней части; 3) если на буровую нельзя одновременно вызвать большое количество цементировочных агрегатов; 4) при поглощении цементного раствора. Применение двухступенчатого способа цементирования может способствовать экономии цемента. При каком методе цементирования нет необходимости использования цементировочных пробок и почему? Метод цементирования без использования цементировочных пробок – манжетный способ цементирования Манжетный способ цементирования применяют в тех случаях, когда необходимо предупредить загрязнение цементным раствором продуктивных горизонтов с низким пластовым давлением или избежать попадания цементного раствора в зону расположения фильтра. Против нижней отметки интервала цементирования в обсадной колонне устанавливают муфту с проходными отверстиями для пропуска раствора в затрубное пространство и металлической или брезентовой манжетой снаружи (рис. 4) При закачке цементного раствора манжета раскрывается и перекрывает затрубное пространство таким образом, что раствор может проходить только в одном направлении – вверх. Внутри колонны ниже муфты помещают клапан, который перекрывает доступ в нижнюю часть колонны. Рисунок 4 – манжетный способ цементирования В каком случае отпадает необходимость вторичного вскрытия продуктивного пласта (перфорации) По окончании бурения нефтяной или газовой скважины стенки ее закрепляют обсадными трубами; в интервалах залегания продуктивных (нефтегазоносных) и водоносных пластов колонну цементируют. При этом нефтеносные и газоносные пласты оказываются перекрытыми обсадными трубами и цементным кольцом, и приток жидкости в такую скважину невозможен, пока не будут созданы условия для сообщения продуктивного пласта со скважиной. Для создания возможности притока нефти и газа из пласта в обсадной колонне и окружающем ее цементном кольце против нефтеносного (газоносного) пласта создают ряд каналов (отверстий), обеспечивающих сообщение между пластом и скважиной: по этим каналам нефть и газ поступают в скважину. Как правило, отверстия в колонне и цементном кольце создают путем прострела. Этот процесс называют перфорацией колонны, а аппараты, при помощи которых производится прострел, перфораторами. Их спускают в скважину на каротажном кабеле. Перфорацию применяют также для вскрытия заводняемых пластов в нагнетательных скважинах, для проведения изоляционных работ и после них: при переходе на другие горизонты т.д. Перспективы ввода в промышленную под разработку где многочисленных открытых раз месторождений нефти с малопродуктивными пластами связаны, главным при образом, с широким внедрением методов глубокого вскрытия пластов. Причем отмечается, чем же ниже качество первичного вскрытия, уже тем выше эффект от применения более совершенных методов вторичного вскрытия. Исходя из вышеизложенного можно сделать вывод о том, что перфорация неэффективна на месторождениях с высокопропродуктивными пластами, на месторождениях с сложными геологическими условиями. Как вы думаете, в чем отрицательные моменты применения гидроразрыва пласта Гидравлический разрыв пласта (ГРП) является одним из широко применяемых на сегодняшний день методов, позволяющим увеличить количество дополнительно добываемой нефти. Данный метод не только интенсифицирует выработку геологических запасов за счет устранения зон с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами и улучшения гидродинамической связи между скважиной и пластом, а также между отдельными прослоями пласта, но и существенно расширяет зону дренирования скважины, вовлекая в разработку плохо вырабатываемые интервалы и зоны с низкой проницаемостью и высокой неоднородностью коллектора, что позволяет достичь более высокого конечного коэффициента извлечения нефти (КИН). Однако при осуществлении ГРП не всегда удается достичь желаемого результата, а порой операция гидроразрыва и вовсе может дать отрицательный эффект. Это связано, прежде всего, с необходимостью тщательного планирования операции гидроразрыва с использованием максимального количества промысловых данных и проведением ряда исследований, что зачастую не выполняется должным образом либо вовсе игнорируется. В результате в процессе проведения ГРП либо уже после окончания операции возникают разного рода технологические проблемы, резко снижающие эффективность мероприятия, и которых можно было бы избежать при более полном планировании. Основными факторами, приводящими к снижению эффективности ГРП во времени, являются: снижение пластовой энергии при несоответствии добывных возможностей скважин с ГРП фильтрационным характеристикам пластов и систем ППД; резкое снижение фазовых проницаемостей по нефти в недонасыщенных и переходных зонах пласта при увеличении скорости фильтрации пластового флюида в притрещинной зоне; низкая начальная проводимость трещины из-за ошибок в проектировании технологических операций; вынос проппанта из трещины пластовым флюидом в процессе разработки; кольматация трещины неразложившимся гелем; переток из газо-, водоносного или высокопромытого пропластка по созданной трещине, а также прорыв фронта нагнетания по созданной трещине и, как следствие, резкий рост обводненности добываемой продукции. Все вышеперечисленные факторы снижают эффективность ГРП и продолжительность эффекта, что приводит к существенному как технологическому, так и экономическому ущербу от применения этой технологии. И если воздействие первых трех факторов можно снизить путем оптимизации системы разработки и дизайна ГРП, то остальные факторы требуют применения дополнительных технологических решений для уменьшения риска недостижения эффекта от ГРП. |