Рубрика: Вопросы и ответы

Ответ на вопрос: «Опишите технические средства для получения оперативной информации в процессе бурения».

Вес на крюке и нагрузка на долото

Эти параметры измеряются с помощью приборов, называемых индикаторами веса, которые могут быть гидравлическими (ГИВ) или электрическими (ЭИВ). Датчик индикатора веса устанавливается на неподвижном конце талевого каната или на приспособлении для его крепления к фундаменту буровой. Фактически индикатор веса измеряет силу натяжения талевого каната, на котором подвешены подвижный блок талевой системы и бурильный инструмент.

Рис. 1. Гидравлический индикатор веса (ГИВ).

Трансформатор преобразует натяжение каната в давление жидкости. Для этого канат 1 пропускают между роликами трансформатора 2 с изгибом. При натяжении канат стремится выпрямиться, давит на подвижную тарелку трансформатора, которая отделена от жидкости мембраной, и создает давление в системе. Один манометр имеет шкалу от 0 до 100, а другой манометр (верньер) имеет только деления.

Частота вращения долота

При роторном бурении частота вращения долота равна частоте вращения ротора и может быть измерена тахометром любой конструкции или определена по кинематике привода ротора. В электробурах используются асинхронные двигатели с короткозамкнутым ротором, частота вращения которых зависит от частоты тока питания и числа пар полюсов статора. Поэтому частота вращения долота оценивается по характеристике электродвигателя.

Частота вращения гидравлических забойных двигателей сложным образом зависит от расхода бурового раствора и осевой нагрузки на долото. Поэтому оценка частоты вращения по характеристике двигателя даёт лишь порядок величины. Для более точного определения частоты вращения используются турботахометры.

Например, для бурения Кольской сверхглубокой скважины была разработана телеметрическая система контроля частоты вращения вала забойного двигателя с забойным генератором гидравлических импульсов давления низкой частоты. Импульсы давления воспринимались приемным устройством на вертлюге, преобразовывались в электрические сигналы, которые по кабелю передавались на пульт бурильщика и в диспетчерский пункт.

Расход бурового раствора

Расход бурового раствора измеряется с помощью индукционных расходомеров или оценивается по давлению бурового раствора на стояке. Манометр, показывающий давление бурового раствора на входе в скважину, установлен на вертикальной трубе (стояке), подводящей раствор к буровому шлангу и далее к вертлюгу. Отсюда термин «давление на стояке». Из курса гидравлики известно, что зависимость давления на стояке р_ст от расхода жидкости имеет вид

р_ст = Q²(А₁ + А₂l),

где Q – расход бурового раствора;
А₁ и А₂ — коэффициенты гидравлических сопротивлений не зависящие и зависящие от длины скважины l. Следовательно, с увеличением l давление на стояке должно плавно возрастать. Если при этом давление остается на одном уровне, то это явный признак утечек жидкости, значит, что часть жидкости не доходит до забоя скважины.

Измерение крутящего момента ротора

Оно позволяет контролировать работу долота и бурильной колонны. Конструкции роторных моментомеров зависят от вида привода ротора. Для роторов с карданным приводом датчик момента установлен на быстроходном валу ротора. Для роторов с цепным приводом датчик момента установлен в цепной передаче так, чтобы он реагировал на изменение натяжения цепи привода ротора.

Крутящий момент свинчивания резьбовых соединений

Он регламентируется из условия обеспечения их герметичности и надежности. Недостаточный момент свинчивания замковых соединений может привести к развинчиванию резьбового соединения в процессе спуска в скважину, т.е. к аварии.

При наклонном бурении с отклоняющими компоновками недостаточное свинчивание приводит к большим ошибкам, так как отклонитель в скважине ориентируется до начала бурения, а с началом бурения за счет реактивного момента происходит довинчивание резьб и потеря ориентации отклонителя.

Датчик оборотов лебедки (ДОЛ)

Служит для определения нескольких параметров процесса бурения: забой, высота над забоем, механическая скорость проходки, детально-механический каротаж ( ДМК), положение талевого блока. Датчик основан на реостатном преобразователе угла поворота барабана лебедки. Дальнейшая аппаратура подсчитывает метраж по специальным реперным отметкам, устанавливаемым в процессе предшествующего метрологического обеспечения. Шкала реперных отметок является нелинейной, что объясняется неодинаковым диаметром наматывания лебедки ввиду определенного диаметра троса лебедки.

Датчик давления ( ДД)

Служит для определения давления в нагнетательной линии манифольда. Принцип действия датчика основан на измерении прогиба мембраны тензопреобразователя под действием избыточного давления бурового раствора в манифольде.

Датчик давления устанавливается в место врезки обычного манометра нагнетательной линии с помощью специального тройника. При его монтаже вывинчивается установленный манометр и устанавливается на его место тройник. Необходимо помнить об установке сальникового уплотнения или кольца, изготовленного из мягкого металла, предотвращающего утечку бурового раствора.

Непосредственно в тройник ввинчивается ДД и прежний манометр. Есть два варианта установки датчика давления: в помещении насосной станции или в стояк-трубе над столом ротора. Первый вариант более прост в монтаже, однако менее точный, так как в данном случае не будут учитываться потери давления в линии манифольда.

Датчик плотности бурового раствора ( ДП)

Основан на тензопреобразователе, измеряющем натяжение троса, к которому прикреплена специальная гиря, погруженная в буровой раствор. При изменении плотности бурового раствора изменяется архимедова сила, воздействующая на гирю. Тем самым изменяется натяжение троса и как следствие — выходной сигнал датчика. Для уменьшения колебания гири в буровом растворе используются специальные направляющие стержни, не позволяющие гире отклонятся от вертикального положения.

Датчик плотности устанавливается на крыше резервуара. В случае, если крыша резервуара сплошная, то в ней вырезается соответствующей формы отверстие: круглое, квадратное либо прямоугольное.

Датчик уровня бурового раствора (ДУ)

Основан на акустическом принципе действия. Сигнал излучается от акустического преобразователя до границы раздела двух сред ( атмосфера — буровой раствор), после чего отражается и возвращается вновь на чувствительный элемент.

Дальнейшая аппаратура определяет временной интервал между посылкой и приемом сигнала, который прямо пропорционален расстоянию от датчика до верхнего уровня бурового раствора. Тем самым можно рассчитать уровень бурового раствора в резервуаре. Монтируется датчик на крыше блока приготовления раствора.

Датчик расхода на входе (ДР вх)

Служит для определения расхода промывочной жидкости в линии манифольда. Принцип действия основан на измерении времени прохождения ультразвукового сигнала от передатчика к приемнику, установленных на линии манифольда. При постоянном расстоянии между передатчиком и приемником сигнала это время пропорционально расходу бурового раствора.

Передатчик и приемник сигнала датчика расхода на входе монтируются на прямолинейный участок линии манифольда строго определенной длины, указанной в паспорте датчика. Желательно устанавливать их в горизонтальной плоскости относительно оси трубопровода.

Датчик расхода на выходе (ДР вых)

Предназначен для индикации расхода смеси бурового раствора и выбуренной породы на выходе из скважины. Принцип действия датчика основан на измерении уровня смеси в желобе или трубе, пересчете его в мгновенное значение расхода и дальнейшей интеграцией показаний по времени, в результате чего получается значение расхода. Датчик состоит из акустического преобразователя и блока обработки информации.

Задачи скважинных измерений телесистемами

Задачи скважинных измерений системами, использующими каналы связи забой-устье, можно разбить на три основные группы:
1. оперативный технологический контроль за режимом бурения скважин с целью его оптимизации;
2. контроль направления бурения скважин с целью управления процессом направленного бурения по заданной траектории;
3. литологическое расчленение геологического разреза скважины, исследование параметров пластов, не искаженных проникновением фильтрата промывочной жидкости в пласт, выделение пластов-коллекторов, прогнозирование зон аномальных пластовых давлений.

Имея с забоя данные о частоте вращения долота и истинной осевой нагрузке на долото, можно поддерживать режим таким образом, чтобы обеспечивалась максимальная механическая скорость проходки, следить за износом долота, не допуская критических режимов его работы.

В связи с все возрастающими объемами кустового, направленного и горизонтального бурения (в том числе для охраны окружающей среды), весьма актуальной становится проблема контроля за направлением ствола скважины в процессе её бурения, проблема возможности управления этим процессом по намеченной программе.

Комплекс измерительных датчиков контроля направления ствола скважины должен состоять из датчиков измерения угла наклона скважины, её азимута. Для управления процессом направленного бурения измерительную систему оборудуют также датчиком положения отклонителя. Описанные две группы датчиков могут быть объединены в одной телеизмерительной системе для оптимизации процесса бурения скважин наклонно-направленного и горизонтального бурения.

В ряде случаев целесообразно в качестве дополнительной информации с забоя иметь данные о расходе промывочной жидкости с целью определения герметичности замковых соединений бурильного инструмента, изучения режима очистки забоя от шлама; целесообразно также измерять температуру на забое с целью изучения теплового режима бурения скважины.

Очень информативным параметром бурения является вибрация бурильного инструмента. Она характеризует как процесс разрушения горных пород, так и свойства разбуриваемых пластов (упругие характеристики, литологический состав и др.).

Измерение геофизических параметров в процессе бурения скважин позволяет получить сведения о литологическом составе и удельных электрических сопротивлениях пластов, не затронутых проникновением фильтрата промывочной жидкости в пласт, что дает возможность надежно выделять продуктивные горизонты, исключая их пропуск, а по изменению характеристик пластов — прогнозировать приближение зон аномально высокого или аномально низкого пластовых давлений, границ продуктивного пласта.

Кроме того, наличие в измерительном комплексе геофизических зондов различной глубинности обеспечивает возможность измерений параметров пластов с целью изучения динамики образования зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости в призабойной зоне.

Измерение естественной радиоактивности горных пород, окружающих скважину, как правило, дает возможность провести литологическое расчленение разреза и в комплексе с электрическими характеристиками пласта – выделять границы пласта, расчленять разрез на отдельные пропластки.

Как правило, контроль режима бурения осуществляется станцией геолого-технологических исследований по показаниям наземных датчиков. К ним относятся: измерение механической скорости бурения, веса на крюке, расхода промывочной жидкости и давления на стояке, газовый и люминесцентный и др. каротаж.

Данные геофизических исследований, полученные в процессе бурения могут служить в большинстве скважин надежным критерием интерпретации результатов с целью дальнейшего планирования работ на скважине (опробования объектов, отбора керна и др.).

В этих случаях комплекс ГИС, проводимый аппаратурой на кабеле, может быть сокращен, соответственно уменьшено время на задалживание скважин для проведения ГИС.

Объединение перечисленных комплексов в единую телеизмерительную систему требует передачи большого объёма информации и может быть реализовано только с каналом, обладающим высокой пропускной способностью.

Характерной особенностью телеизмерительных систем в процессе бурения является то, что выход из строя любого блока скважинной аппаратуры приводит к потере информации до конца рейса и требует извлечения глубинного прибора на земную поверхность для восстановления его работоспособности.

Повышенные вибрации, воздействие агрессивной и абразивной среды, удары, механические нагрузки на сжатие и растяжение, кручение, повышенные давление и температура – требуют разработки специальных мер защиты, применения износостойких высокопрочных материалов, прочных покрытий.

Учет специфических требований к скважинным информационно-измерительным системам различного назначения позволяет обеспечить необходимую надежность систем, продлить срок их эксплуатации в скважинных условиях. Особое значение имеет надежная работа при значительных вибрациях и механических нагрузках.

Таким образом, комплекс скважинных измерений в процессе бурения: скорости вращения режущего инструмента — долота, осевой нагрузки и крутящего момента, вибрации долота, расхода и температуры промывочной жидкости, угловых параметров траектории определяет технологический режим бурения, его оптимальность.

Регистрация естественной радиоактивности горных пород, измерение акустических и электрических свойств окружающих скважину горных пород в процессе бурения обеспечивают литологическое расчленение геологического разреза, определение насыщенности пласта, выделение зон аномальных пластовых давлений, пеленгации границ продуктивного пласта на наклонных пологих и горизонтальных участках бурения нефтегазовых скважин.

Вопросы для подготовки к госэкзамену по специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин»

Ответ на вопрос: «Роль и значение информационного обеспечения при оперативном управлении процессом бурения».

Управление технологическим процессом включает контроль, регулирование и управляющие воздействия.

Контроль дает информацию о всех измеряемых параметрах процесса в данный момент времени, возможность проследить за их изменением и получить отклик на управляющее воздействие.

Регулирование – это действия, направленные на приведение отдельных параметров процесса в заданные пределы или их изменение в соответствии с регламентом процесса.

Управляющие воздействия обеспечивают эффективное функционирование управляемого объекта в изменяющихся условиях. Успешное управление возможно только при условии соответствующего информационного обеспечения.

Информационное обеспечение технологического процесса включает получение информации, ее передачу и анализ для выработки управляющих решений в изменяющихся условиях и обеспечение обратной связи для реализации решений. Одновременно формируется банк данных для статистического анализа и поиска оптимальных параметров процесса.

Информация должна отвечать следующим требованиям:
1. достоверность, т.е. соответствовать осуществляемому процессу, а искажение информации должно находиться в допустимых пределах;
2. своевременность, т.е. должна обеспечивать реализацию принимаемых решений; отсюда вытекает понятие о реальном времени;
3. полезность;
4. однозначность;
5. наиболее важные данные должны поступать непрерывно.

В бурении применяются две группы контрольно-измерительной аппаратуры: наземного контроля и телеметрического подземного контроля.

Каждая группа имеет две составляющие: датчики и приборы (показывающие и регистрирующие).

Важнейшим элементом телеметрических систем является канал связи. Из-за сложности создания надежного канала связи и тяжелых условий работы датчиков в скважине телеметрические системы гораздо дороже наземных и уступают им в надежности.

При очень низком и низком уровнях информационного обеспечения функции получения и анализа информации, принятия управляющих решений и их реализации лежат на бурильщике. Но возможности человека весьма ограничены.

Поэтому чем выше уровень информационного обеспечения, тем в большей степени эти функции перекладываются на автоматические системы управления. В идеале за бурильщиком следует оставить только функции контроля за работой автоматических систем управления.

Основные направления использования компьютерных технологий в процессе бурения скважин:
1. Сбор, обработка и анализ данных о строительстве скважин, включая данные информационно-измерительных систем, поддержка принятия организационных решений.
2. САПР строительства скважин, включая проведение технологических расчетов.
3. Технологическое сопровождение процесса бурения скважины (геонавигация, предупреждение выбросов, оптимизация режима бурения др. оперативные расчеты).
4. Автоматизация процессов бурения скважин (САР, АСУ ТП).
5. Дистанционное управление процессами бурения.
6. Системы раннего предупреждения о возникновении отклонений от нормального хода технологического процесса бурения.
7. Тренажеры и симуляторы, моделирующие процесс бурения (обучение персонала, виртуальное испытание новой техники и технологии).

Грамотное оперативное управление процессом бурения, своевременное обнаружение возникающего в скважине осложнения, строгое соблюдение проектной траектории скважины, обеспечение высоких технико-экономических показателей буровых работ требуют надлежащего контроля в ходе работ по проходке ствола скважины.

Таким образом, на современном этапе развития техники и технологии буровых работ требуются достаточно сложные информационно-измерительные системы, которые в автоматическом режиме осуществляли бы непрерывный комплексный контроль процесса бурения, сбор и обработку поступающих от контрольно-измерительной аппаратуры данных, обработку информации и на ее основе выдачу директивных указаний по управлению процессом бурения и, наконец, регистрацию и накопление информации в банке данных.

Вопросы для подготовки к госэкзамену по специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин»

Ответ на вопрос: «Классификация методов интенсификации притока в процессе освоения скважины».

Приток жидкости в реальную скважину отличается от притока в гидродинамически совершенную скважину тем, что в призабойной зоне и на забое скважины возникают дополнительные фильтрационные сопротивления из-за искривления и загустения линий потоков. Выделяют три типа гидродинамического совершенства скважин:
1. по степени вскрытия пласта, когда скважина вскрывает продуктивный пласт не на всю его толщину;
2. по характеру вскрытия пласта, когда связь пласта со скважиной осуществляется не через открытый забой, а через перфорационные каналы;
3. по качеству вскрытия пласта, когда проницаемость пористой сферы в призабойной зоне уменьшена по отношению к природной проницаемости пласта.

Известно, что в общем случае в пласте вокруг скважины образуются две зоны с измененной проницаемостью — зона проникновения фильтрата радиусом R_зп и зона кольматации радиусом R_к (рис. 1). Такую скважину называют несовершенной по качеству вскрытия пласта.

Pno. 1. Схема призабойной зоны после вскрытия продуктивного пласта бурением: 1 — стенка скважины; 2 — глинистая корка; 3 — зона кольматации; 4 — зона проникновения фильтрата бурового раствора; k₁, k₂, k₃ — проницаемость соответственно природная, в зоне кольматации и в зоне проникновения фильтрата.

Что такое интенсификация и оптимизация?

Проанализируем параметры формулы Дарси. Такие параметры как коэффициент проницаемости и мощность пласта, величины, отражающие природные факторы и в связи с этим не изменяются с течением времени. Величина пластового давления при нашем уровне разработки поддерживается постоянной за счет работы системы ППД, она также с течением времени величина изменяющаяся достаточно мало.

Теперь рассмотрим величины в знаменателе — вязкость флюида и объемный коэффициент величины тоже постоянные, радиус скважины и радиус дренирования также не подвергаются изменениям.

Рис. 2.

Таким образом, только два параметра — забойное давление и скин влияют напрямую на производительность скважины. Работы, проводимые в призабойной зоне пласта для уменьшения скин, называются интенсификацией добычи нефти. Мероприятия, связанные с уменьшением забойного давления, направлены на оптимизацию работы скважинного оборудования.

Скин-фактор является мерой повреждений пласта. Это безразмерная величина. При естественных природных коллекторских свойствах пласта СКИН имеет нулевое значение. Увеличение скин-фактора означает снижение продуктивности скважины. Улучшение естественных свойств пласта (увеличение пористости, проницаемости).

Как мы способствуем повреждению пласта?

Повреждение призабойной зоны пласта может наступать при различных технологических операциях на скважине:
• первичное вскрытие продуктивного пласта при бурении скважины;
• во время крепления ствола скважины;
• во время заканчивания (освоения) скважины;
• во время проведения ремонтных работ;
• в течение эксплуатации скважины.

Что происходит со вскрытым пластом при бурении?

Как только буровое долото доходит до породы коллектора, мы начинаем влиять на продуктивность скважины. При бурении скважины гидростатическое давление раствора больше порового давления для обеспечения контроля над скважиной (предотвращения газонефтеводопроявленпй). Следовательно, у раствора имеется движущая сила для проникновения в пласт (репрессия).

Многие коллекторы являются чувствительными для повреждения от проникновения фильтрата раствора. При первичном вскрытии продуктивного пласта под действием репрессии происходит резкое поглощение фильтрата раствора и кольматация коллектора до образования фильтрационной корки. После того, как сформировалась фильтрационная корка, она фильтрует раствор таким образом, что в пласт попадает только фильтрат. Фильтрационный раствор вызывает повреждения путем физического закупоривания пор, возникающих при набухании глинистых частиц.

Буровые растворы имеют значительное содержание твердых частиц, которые охватывают широкий спектр с точки зрения их размеров. Сам раствор обычно не может проникнуть в пласт, т.к. его многие твердые частицы больше чем размер пор в матрице породы. Следовательно, на поверхности породы откладывается фильтрационная корка.

Глины в песчаных пластах могут разбухать, после воздействия на них инородных жидкостей. При разбухании они закупоривают отверстия пор. Фильтрат раствора может вызывать дисперсию глины и ее перемещение по пласту. Такие глины могут закупоривать отверстия пор.

При смешивании несовместимого фильтрата раствора с пластовой водой, могут иметь место процессы солеотложений. Они так же могут кольматировать поры.

Химический состав бурового раствора, большое давление на выходе бурового раствора и время проходки через продуктивную зону, все это вызывает повреждение пласта.

Таким образом, уделяя должное внимание контролю над потерями раствора и химическому составу буровых растворов можно значительно повысить продуктивность скважин.

Какие повреждения возникают при креплении, заканчивании скважин и ремонте?

Каждый раз, когда мы закачиваем инородную жидкость в коллектор, имеется значительный риск нанесения ущерба пласту.

После бурения скважины обычно спускается колонна и проводится ее цементирование. Если в предыдущей главе мы рассматривали фильтрационные свойства бурового раствора, и, говорили, что они должны быть минимальными, то мы должны понимать, что фильтрационные свойства цементного раствора кратно больше.

Это, во-первых, во-вторых, плотность цементного раствора значительно больше, чем плотность бурового раствора, следовательно, значительно больше репрессия на пласт, и, соответственно, глубина проникновения фильтрата в пласт. Пласту наносится значительный ущерб.

После спуска колонна цементируется, затем производится перфорация необходимых интервалов. Колонна в стволе скважины должна быть отцентрирована для того, чтобы снизить риск перетоков жидкости через цемент. В противном случае жидкость или газ может проникнуть в ствол скважины и повлиять на ее продуктивность.

Очень важным является изоляция продуктивных пластов без причинения им ущерба.

Необходимо хорошее цементирование пласта, обеспечение хорошего сцепления цемента с колонной, наименьшие потери жидкости в пласт и совместимость фильтрата с пластовой жидкостью. Большинство видов наносимого ущерба происходят из-за взаимодействия жидкости с породой и содержанием коллектора. Сюда включаются жидкости для глушения, незастывшие цементные растворы. Твердые частицы, содержащиеся в жидкости, могут так же проникать в пласт и вызывать физическое закупоривание.

После ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) больше не существует контакта между жидкостью в скважине и пластом. Нет риска нанесения ущерба пласту.

После спуска, цементирования колонны и затвердевания цемента начинается эта заканчивания скважины. В начале этого этапа буровой раствор вымывается из скважины и замещается раствором для глушения. После этого на скважине проводятся перфорационные работы.

В результате перфорации скважины мы вновь получаем контакт между жидкостью в стволе скважины и пластом. Вновь у нас появляется риск нанесения ущерба пласту.

Какие способы существуют для увеличения проницаемости ПЗП?

Проницаемость призабойной зоны продуктивного пласта увеличивают за счет применения различных методов:
• химических;
• механических (гидравлический разрыв пласта и с помощью импульсно-ударного воздействия и взрывов);
• тепловых (паротепловая обработка, электропрогрев);
• их комбинирование.

Кислотная обработка скважин связана с подачей на забой скважины под определенным давлением растворов кислот. Растворы кислот под давлением проникают в имеющиеся в пласте мелкие поры и трещины и расширяют их в карбонатных коллекторах, и очищают поровое пространство в терригенных (подробнее дальше). Для кислотной обработки применяют в основном водные растворы соляной и плавиковой (фтористоводородной) кислоты.

Технологический процесс кислотной обработки скважин включает операции заполнения скважины кислотным раствором, продавливание кислотного раствора в пласт при герметизации устья скважин закрытием задвижки. После окончания процесса продавливания скважину оставляют на некоторое время под давлением для реагирования кислоты с породами продуктивного пласта.

Существует несколько наиболее часто используемых методов кислотной обработки.

Промывка интервалов перфорации

Этот метод использует небольшие объемы кислот, обычно соляной, для удаления отложений и кислоторастворимых веществ из перекрытых интервалов.

Кислотная обработка

Для песчаников целью обработки почти всегда является удаление мелких частиц, глины, повреждений и т.д. из призабойной зоны. Устранение повреждений выполняется с помощью кислоты (в основном смесей НСl и HF).Для карбонатных пород кислотная обработка обычно проводится только HCl.

Кислотный разрыв

Метод, который использует небольшие гидравлические разрывы для обхождения поврежденных зон, когда повреждение проникает в пласт настолько глубоко, что его невозможно эффективно устранить кислотным растворением. Используется только в карбонатных пластах.

Кислоты обычно состоят из добавок, нацеленных на устранение различных проблем.

Ингибиторы коррозии – обеспечивают необходимую защиту от коррозии, вызываемой кислотой.

ПАВ – предотвращают образование водонефтяной эмульсии в пласте, снижают напряжение на границе раздела жидкостей путем адсорбции на границах раздела сред жидкость-жидкость, жидкость-газ или жидкость-порода, наделяет породу гидрофильным свойством.

Связывающие соединения – предотвращают выпадение осадка, образуя растворимые комплексные соединения с железом (гидрооксиды железа). Наиболее распространенными связывающими соединениями являются лимонная кислота, уксусная кислота и т.д.

Антикоагулянты глин – снижают отрицательный эффект разбухания глины посредством контакта глин и жидкостей на водной основе (в кислоте). Простыми антикоагулянтами глин являются катионы, такие как K+, NH₄+, Ca++.

Прочие добавки – растворители; химикаты, растворяющие силикаты; химикаты, растворяющие железо; спирт; загустители и понизители водоотдачи; сжиженный газ (азот) и т.д.

Что влияет на скорость кислотной реакции и на эффективность воздействия на пласт и глубине проникновения?

ТИП КИСЛОТЫ. Необходимо выбирать ту кислоту, которая лучше всего растворит породу или загрязнения.

ДАВЛЕНИЕ. Давление выше 3,5 МПа уже не особенно влияет на скорость протекания кислой реакции.

ТЕМПЕРАТУРА. Повышенная температура ведет к увеличению скорости реакции. Необходимо помнить о том, что нагнетаемая в пласт кислота охлаждает его.

СКОРОСТЬ ПОТОКА. Повышенная скорость потока может привести к увеличению скорости реакции.

КОНЦЕНТРАЦИЯ КИСЛОТЫ. При использовании HCl повышение концентрации кислоты ведет к ускорению реакции до 25%.

СООТНОШЕНИЕ ПЛОЩАДИ К ОБЪЕМУ. Площадь контактирующая с кислотой в течение определенного периода времени обратно пропорциональна радиусу пор или ширине трещин – большая площадь приводит к ускорению протекания реакции.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) заключается в образовании и расширении в пласте трещин при создании высоких давлений на забое жидкостью, закачиваемой в скважину. В образовавшиеся трещины нагнетают песок или расклинивающий агент (проппант), чтобы после снятия давления трещина не сомкнулась. Трещины, образовавшиеся в пласте, являются проводниками нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта. Протяженность трещин может достигать нескольких десятков метров, ширина их 1-4 мм. Скин может снижаться до -4,4.

Операция ГРП состоит из следующих этапов: закачки жидкости разрыва для образования трещин; закачки жидкости — песконосителя: закачки жидкости для продавлпвания песка в трещины.

Волновая обработка забоев скважин заключается в том, что на забое скважины с помощью генератора формируются волновые возмущения среды в виде частых гидравлических импульсов или резких колебаний давления различной частоты и амплитуды. При этом повышается проводимость пластовых систем вследствие образования новых и расширения старых трещин и очистки призабойной зоны.

Углубленная перфорация состоит в том, что в зону пласта спускается мощный перфоратор специальной конструкции, который пробивает критическую зону пласта и дает возможность флюиду проходить ПЗП по новым каналам. Существуют технологии (ПГД), когда за счет энергии пороховых газов, в пласте образуются новые трещины.

Тепловое воздействие на призабойную зону используют в том случае, если добываемая нефть содержит смолы или парафины. Существует несколько видов теплового воздействия: электротепловая обработка; закачка в скважину горячих жидкостей; паротепловая обработка.

Освоение скважины — это особый технологический цикл, который завершает ее строительство. Качество освоения и результаты последующей эксплуатации скважин зависят от того, насколько удается восстановить фильтрационные характеристики продуктивных пластов-коллекторов на стадии первичного и вторичного вскрытия пласта, вызова притока, применения различных методов интенсификации притока из пласта.

Качество освоения скважин, в конечном итоге, определяет темпы и характер разработки месторождений.
Под освоением скважин понимается комплекс проводимых в них работ по окончании бурения, крепления и перфорации (или капитального ремонта) с целью получить при оптимальных технологических режимах работы эксплуатационного пласта максимальный дебит нефти (газа) или лучшую приемистость пласта при закачке в него флюидов.

Иногда освоение совмещают с гидроразрывом пласта, но это скорее исключение из правила 1.

Процесс освоения скважины заключается в возбуждении скважины, очистке призабойной зоны пласта (ПЗП) от жидкости и прочих загрязняющих примесей, находящихся в стволе, в проведении необходимых работ для улучшения фильтрационной характеристики призабойной зоны продуктивного пласта.

Сущность возбуждения скважины состоит в понижении давления на забой (в ПЗП), создаваемого столбом бурового раствора (или иной жидкости), различными способами до давления меньше пластового, чтобы обеспечить приток нефти или газа в скважину.

Задача вторичного вскрытия — создание совершенной гидродинамической связи между скважиной и продуктивным пластом без отрицательного воздействия на коллекторские свойства призабойной зоны пласта (ПЗП), без значительных деформаций обсадных колонн и цементной оболочки. Решение этой задачи обеспечивается выбором условий перфорации, перфорационной среды, оптимального для данных условий типоразмера стреляющей аппаратуры и оптимальной плотности перфорации. При разработке процесса перфорации должны учитываться геологопромысловая характеристика залежи, тип коллектора и технико-технологические данные по скважине.

Управляемыми параметрами воздействия на продуктивный пласт при вызове притока являются:
1. величина депрессии;
2. скорость приложения депрессии;
3. периодичность или частота приложения депрессии.

При этом следует учитывать следующее:

Количество «невытесняемых» фаз в низкопроницаемых коллекторах снижается при снижении скорости и росте частоты приложения депрессии.

Эффективное напряжение, испытываемое матрицей коллектора, может оказаться при высоких величине и скоростях приложения депрессии выше предела упругости или предела прочности породы, в результате возможны необратимые смыкания микротрещин и даже разрушение породы на стенках скважины.

В условиях недостатка информации о горно-геологической обстановке в ПЗП при вызове притока из пласта рекомендуется использовать принцип наращивания возбуждающего воздействия.

Выбор скорости приложения депрессии.

Вовлечение в движение пластовых флюидов к забою скважины происходит неравномерно по всем фильтрующим каналам и порам. При высоких скоростях приложения депрессии происходит прорыв фильтруемой фазы по отдельным каналам, число которых в процессе последующей стабилизации режима фильтрации увеличивается незначительно.

Снижение скорости приложения депрессии (10 МПа/час и меньше) способствует более полному охвату фильтрующих каналов и в результате профиль притока характеризуется равномерной работой всей мощности пласта, т.к.. при низких скоростях приложения депрессии общее количество фильтрующих каналов увеличивается за счет мелких пор. Вовлечение в процесс фильтрации пор и каналов происходит равномерно.

Срыв фильтрационной корки эффективней происходит при высоких скоростях приложения депрессии вплоть до импульсного режима (свыше 0,15 МПа/с).

Величина и темп приложения дисперсии для срыва фильтрационной корки с поверхности ствола зависит от адгезионной активности твёрдой фазы буровых растворов. Для глинистых и утяжелённых баритом буровых растворов прорыв пластовых флюидов в скважину осуществляется в основном при более высоких депрессии и скорости её приложения, особенно в низкопроницаемых коллекторах.

Цикличность приложения депрессии.

Приложение депрессии в циклическом режиме дает возможность снизить уровень депрессии.

Циклические упругие колебания в условиях депрессии на пласт способствуют тиксотропному разжижению глинистых включений, дезинтеграции кольматирующего материала. Они уменьшают блокирующее влияние фаз — воды, нефти или газа, ускоряют фильтрацию жидкости и вынос кольматирующего материала в скважину, в результате чего возрастает проницаемость приствольной зоны коллектора.

Вымывание гомогенной фазы из ПЗП успешно происходит при одноцикловом воздействии.

Создание депрессии в высокочастотном режиме (с частотой выше нескольких сотен герц) способствует разрушению эмульсии, газовых дисперсий и гидратных пленок, усадке набухших глин и очистке ПЗП от твёрдой фазы.

Низкочастотный режим воздействия на ПЗП при вызове притока (с частотой меньше 1 Гц) целесообразно применять для разрушения структуры в объёме поглощённого раствора и для срыва фильтрационных корок (при достаточно высоких депрессиях).

При воздействии колебательными технологиями важное значение имеет полупериод одного цикла.

Волновое воздействие на пласт осуществляется с помощью механических, гидравлических и ультразвуковых генераторов волн давления в пористой среде. Наибольшее распространение получили гидравлические вибраторы, создающие волны давления вследствие периодического перекрытия золотником потока нагнетаемой в вибратор жидкости.

Золотник с прорезями вдоль образующей цилиндра вращается на цилиндрическом неподвижном стволе, также имеющем продольные щели-прорези. Последние выполнены под некоторым углом к образующим цилиндров, причем наклоны прорезей ствола и золотника противоположны. При этом золотник выполняет роль турбинки, вращающейся под действием энергии потока рабочей жидкости.

Периодические гидравлические удары возникают вследствие перекрытия золотником отверстий в стволе. Для запуска (при полностью перекрытых отверстиях золотника и ствола) гидравлический вибратор имеет пусковые отверстия.

Вопросы для подготовки к госэкзамену по специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин»