Тема: Бурение эксплуатационной скважины на Федоровском месторождении (стр. 4 )

В соответствии с ГОСТ противовыбросовое оборудование изготовляется трех типов: двухпревенторный с двумя выкидами, трехпревенторный с тремя выкидами и трехпревенторный с четырьмя выкидами.

В данном случае давление на устье будет составлять:

Отсюда будет применены: 2 плашечных превентора, 1 универсальный и 1 вращающийся. Технические характеристики превенторов приведены в таблице 11:

Таблица 11.Технические характеристики превенторов

Тип превентора	Шифр превентора	Условный диаметр проходного отверстия, мм	Рабочее давление, МПа	Уплотняемый диаметр, мм	Ширина, мм	Высота, мм	Масса, кг
ПУГ	ПУГ-230×320 БР	230	32	60-194	900	1300	3300
ППГ	ППГ-230×35	230	35	73-168	670	550	1500
ПВ	ПВ-230×320 БР1	230	32	73-140	680	1550	1650

2.12.  Вторичное вскрытие продуктивных пластов

Основное назначение перфорации - это создание каналов в обсадной колонне (одной или нескольких), цементном камне и участке горной породы, загрязнённой частицами бурового раствора в процессе бурения скважины, с целью обеспечения гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной. Вторичное вскрытие пласта является одной из наиболее важных операций, влияющих на дальнейшую эффективную эксплуатацию нефтегазовых скважин. Значительная часть работ по вторичному вскрытию нефтегазоносных пластов в настоящее время осуществляется с помощью  кумулятивной перфорации.

В зависимости от поставленной задачи, а также скважинных условий  и характеристики пласта-коллектора могут применяться кумулятивная, сверлящая или гидромеханическая перфорации. 

Перфорация на каротажном кабеле

Спуск на каротажном кабеле является основным методом доставки перфорационных систем в скважину к интервалу вскрытия. Основное преимущество этого метода является значительная экономия времени на выполнении спуско-подъемных операций.

Бескорпусные перфораторы

К основным достоинствами  этих перфораторов возможно отнести их небольшие размеры и гибкость, позволяющие производить спуск в скважины малого диаметра и через суженные участки обсадных колон и НКТ, их высокую производительность, которая обусловлена  небольшим весом конструкции и возможностью сборки перфораторов большой длины.  

Основным недостатком бескорпусных перфораторов - невысокая длинна пробиваемых каналов обусловленная малым весом применяемых зарядов, а также трудность спуска в утяжеленных растворах. "Тюменьпромгеофизика" располагает следующими перфораторами этого типа: ПКС-80; ПР43, ПРК42С, ПРК54С, ПКС80, САРТ.

Корпусные перфораторы

Перфораторы этого типа отличаются тем, что кумулятивные заряды и средства взрывания изолированы от внешней среды прочным стальным корпусом. Благодаря  которому, минимизируется возможность повреждения обсадной колонны и цементного камня при проведении работ, исключается засорение скважины продуктами взрыва и осколками зарядов. Высокопрочный корпус перфоратора позволяет производить перфорацию продуктивных пластов, залегающих на больших глубинах, а большой  вес облегчает спуск в скважины с утяжеленными растворами.  Корпусные перфораторы разделяются на два вида - одноразового и многоразового использования.

Корпусные перфораторы многоразового использования

К перфораторам многоразового использования относятся перфораторы типа ПК-105. Корпус этого перфоратора имеет окна, герметизируемые стальными пробками и резиновыми уплотнителями. Возможность неоднократного использования корпуса перфоратора удешевляет выполнение работ, а наличие более тонкой, в сравнении с самим корпусом, стальной пробки, сказывается на увеличении длины пробиваемого в породе канала. К недостаткам этого перфоратора необходимо отнести  более высокое, чем у перфораторов одноразового использования, фугасное воздействие на крепь скважины  и ограничение по длине сборки - 3 метра.

Корпусные перфораторы одноразового использования

Основное отличие перфоратора однократного использования состоит в том, что корпус перфоратора выполнен из сплошной стальной трубы, а кумулятивные заряды монтируются на каркасы с различной фазовой ориентацией.  Помимо сниженной фугасности, перфораторы однократного использования более просты при заряжании, имеют высокую плотность установки кумулятивных зарядов и способны выдерживать высокое гидростатическое давление.  Имеется большой набор типоразмеров перфораторов  48, 54, 69.9, 73, 89, 102 мм. К данному типу также относятся модульные перфораторы ПМИ. Их главная особенность в том, что секции перфоратора представляют собой модули, заряженные в заводских условиях. Система передачи детонации между модулями позволяет производить быструю сборку гирлянды перфоратора, исключая возможные ошибки при сборке перфоратора. При этом  максимальная длина сборки перфораторов спускаемых на

Для предотвращения выброса газожидкостной смеси через бурильную колонну на буровой необходимо иметь два обратных клапана с приспособлением для установки их в открытом положении. Один клапан устанавливается над долотом, другой – над последней свечой у ведущей трубы.

2.13.  Освоение и испытание скважины

Освоение

Для оценки промышленной нефтегазоносности вскрытого скважиной геологического разреза проводят специальные исследования.

Наиболее полная информация об исследуемых нефтегазовых объектах может быть получена при использовании прямых методов, т. е. основанных на вызове притока из пласта. В задачу исследования прямым методом входят такие вопросы, как выявление возможности получения притока нефти или газа из исследуемого объекта, отбор проб пластовой жидкости для изучения ее состава и свойств, установления соотношения компонентов в пластовом флюиде, оценка возможного дебита из исследуемого объекта, измерение пластового давления, получение исходных данных для первоначальной оценки коллекторских свойств объекта, вскрытого скважиной.

Для вызова притока в скважину должно выполняться условие

Где - плотность жидкости, заполняющей скважину, кг/м3.

Условие вызова притока выполнено.

Испытание

Наиболее полную информацию об исследуемом пласте получают с помощью пластоиспытателя на колонне труб. Сбрасываемый внутрь бурильной колонны опробователь позволяет вызывать приток сразу после вскрытия продуктивного пласта и отбирать пробу пластовой жидкости. Для этого над долотом устанавливают специальное пакерующее устройство, которое при промывке скважины не препятствует циркуляции бурового раствора по затрубному кольцевому зазору. После спуска пробоотборника в пакерующее устройство открываются каналы, по которым буровой раствор под давлением подается под пакерующии элемент и вызывает его расширение вплоть до полного контакта со стенками ствола скважины и перекрытия кольцевого зазора; происходит изоляция призабойной зоны скважины от остального ствола. С повышением давления внутри бурильной колонны открывается клапан в пробоотборнике и давление в подпакерной зоне резко понижается, в результате чего пластовый флюид проникает в скважину и попадает в пробоотборник. Одновременно регистрирующим манометром записывается кривая восстановления давления.

Компоновка пластоиспытателя

Рис. 8– Компоновка пластоиспытателя: 1 - бурильные трубы; 2 - циркуляционный клапан; 3 - глубинный манометр; 4 - запорный поворотный клапан; 5 - гидравлический испытатель пластов; 6 - ясс; 7 - безопасный переводник; 8 - пакер; 9 - фильтр; 10 - местоположение глубинных манометров; 11 - хвостовик; 12 - опорный башмак (пята).

Краткое назначение узлов компоновки

Фильтр

Предназначен для пропуска жидкости из пласта в пластоиспытатель в период опробования и для задержания сравнительно крупных частиц скелета пласта, которые могут содержаться в пластовой жидкости.

Рис.9 - Схема оборудования скважины при намыве гравийного фильтра а) без пакера, б) с пакером: 1 - промывочная устьевая головка; 2 - НКТ или бурильные трубы; 3 - обсадная колонна; 4 – переходник с левой резьбой; 5 - ниппель переводник пакера; 6 - переводник; 7 - пружинный центратор; 8,12 - НКТ; 9 - секция фильтра; 10 - НКТ; 11 - зона гидродинамического уплотнения гравия; 13 - башмак заглушка; 14 - захватное приспособление; 15 – пакер. Пакер

Он служит для герметичного разобщения подлежащего опробованию объекта от остальной части скважины. Для опробования используют пакеры механического и гидравлического действия.

Рис. 10 - Пакер с металлической раздвижной опорой:1 - верхний переводник; 2 – корпус; 3 - нажимная головка; 4 - цилиндрический резиновый уплотнительный элемент; 5 - лепестковая металлическая опора для уплотнительного элемента; 6 - полый шток; 7 - нижний переводник.

Ясс

В период опробования нижние узлы пластоиспытателя могут быть прихвачены. Чтобы облегчить освобождение их, в компоновку пластоиспытателя включают гидравлический ясс.

Запорный клапан

Служит для прекращения притока пластовой жидкости в полость колонны бурильных труб при закрытом уравнительном клапане. Задачи опробования более полно могут быть решены при использовании запорного клапана многократного действия, позволяющего несколько раз прерывать и затем опять возобновлять приток пластовой жидкости в бурильные трубы без нарушения пакеровки.

Циркуляционный клапан

Этот клапан позволяет промывать скважину после завершения опробования и освобождения пакера, а также устанавливать всевозможные ванны (нефтяную, водяную, кислотную) в случае прихвата бурильных труб. Цель промывки - заменить промывочную жидкость в скважине, которая могла в период опробования газироваться, на свежую, негазированную, а также, если необходимо, вытеснить пластовую жидкость из колонны бурильных труб на дневную поверхность.

Измерительные приборы

Перед спуском в скважину в пластоиспытателе устанавливают глубинные манометры и глубинные термометры для регистрации давления и температуры в период опробования. Обычно для размещения приборов используют специальные переводники. Рекомендуется устанавливать несколько глубинных манометров: в фильтре, между главным и запорным клапанами и над запорным клапаном. Весьма желательно над запорным клапаном устанавливать также дебитограф.

Пробоотборники

Для отбора пробы пластовой жидкости в период опробования при давлении, максимально приближающемся к пластовому в данном горизонте, используют специальные пробоотборники. Пробоотборник размещают ниже запорного клапана пластоиспытателя.

Опыт исследования пластов с помощью пластоиспытателей подтверждает благоприятное влияние резкой депрессии на пласт. Глубокая депрессия способствует удалению глинистой корки, восстановлению проницаемости призабойной зоны пласта, подвергшейся отрицательному воздействию фильтрата бурового раствора, и вызывает активизацию нефтепроявления из отдельных линз в окрестностях скважины.

2.14.  Консервация и ликвидация скважины

Скважину ликвидируют, если при испытании ее не получен промышленного значения приток пластовой жидкости ни из одного горизонта. Для этого против каждого испытанного пласта устанавливают цементный мост; подошва моста должна находиться не менее чем нам ниже, а кровля - выше соответственно нижней и верхней границ интервала перфорации. Если пласты расположены поблизости один от другого, цементный мост может быть сплошным. Кровля цементного моста, устанавливаемого для изоляции самого верхнего, из испытанных горизонтов, должна находиться, как минимум, на 50 м выше верхних перфорационных отверстий.

Если на рассматриваемой площади нет газовых или нефтегазовых залежей, а также горизонтов с напорными минерализованными водами (с kа>1), которые могут загрязнять пресные или целебные воды, разрешается перед ликвидацией скважины извлекать из нее обсадные трубы.

На устье ликвидированной скважины устанавливают репер, на котором при помощи электросварки указывают номер скважины, названия площади и предприятия, пробурившего скважину, дату окончания бурения.

Если обсадные трубы не извлечены, устье скважины закрывают глухой заглушкой или глухим фланцем с вваренным вентилем; заглушка и болты, скрепляющие фланец с колонной, должны быть прихвачены сваркой. Если верхние трубы эксплуатационной колонны извлечены, в кондуктор или промежуточную колонну спускают на глубину не менее 2 м пробку и над ней колонну заполняют бетоном. Над устьем скважины устанавливают бетонную тумбу размером 1х1х1 м.

В тех случаях, когда при испытании из пласта получен приток Промышленного значения, но площадь или участок площади не подготовлены к эксплуатации, скважину консервируют. Консервацию нужно делать так, чтобы скважину можно было повторно ввести в эксплуатацию и коллекторские свойства приствольной зоны за время консервации существенно не ухудшились.

Способ консервации зависит от длительности ее и коэффициента аномальности пластового давления. Если kа >l,0, нижний участок скважины следует заполнить промывочной жидкостью на нефтяной основе или другой, не вызывающей ухудшения коллекторских свойств пласта; над интервалом перфорации установить цементный мост высотой не менее 25м, а остальную часть эксплуатационной колонны заполнить седиментационно-устойчивой жидкостью. Давление столба этой жидкости должно на 5 - 10% превышать пластовое. Самый верхний участок длиной примерно 30 м, а в районах с многолетнемерзлыми породами - от устья до глубины нам ниже нижней границы таких пород заполняют незамерзающей жидкостью (например, соляровым маслом, раствором CaCl2 и т. п.). На период консервации насосно-компрессорные трубы остаются в эксплуатационной колонне над цементным камнем.

Если коэффициент аномальности пластового давления kа < 1,0, то при продолжительности консервации более 1 года из газовых скважин глубиной до 2000 м и из нефтяных скважин насосно-компрессорные трубы извлекают, на устье устанавливают задвижку высокого давления с контрольным вентилем.

При консервации скважин с kа < l на срок в несколько месяцев цементные мосты разрешается не устанавливать, а при кратковременной консервации (до 3 мес) такие скважины можно не задавливать промывочной жидкостью. На период консервации насосно-компрессорные трубы остаются в эксплуатационной колонне над фильтром; на устье устанавливают фонтанную арматуру с контрольным вентилем.

Территорию вокруг законсервированной скважины огораживают; на ограждении указывают номер скважины, название месторождения, наименование предприятия и срок консервации. С задвижек фонтанной арматуры снимают штурвалы, фланцы задвижек закрывают заглушками, а в патрубки вместо манометров ввинчивают пробки. В период консервации скважина должна быть под регулярным наблюдением. Если консервация продолжительная, состояние скважины проверяют не реже одного раза в квартал и результаты проверки заносят в специальный журнал.

2.15.  Обоснование выбора буровой установки

С учетом геологических, климатических, энергообеспечения района строительства для бурения предусматривается буровая установка БУ-80-БрД. Так как проектная глубина скважины 2280 м, максимальная нагрузка на крюке будет создаваться от веса бурильной колонны в момент ее расхаживания 1,1 МН.

Техническая характеристика буровой установки приведена в таблице 12:

Таблица 12.Технические характеристики буровой установки БУ-80-БрД

Параметры	Значения
Максимальная грузоподъемность, т	140
Рекомендуемая глубина бурения (при массе бурильной колонны 30 кг/м), м	2800
Максимальная оснастка талевой системы	4 × 5
Длина свечи, м	24
Диаметр талевого каната, мм	28
Вид привода	Дизель-гидравлический
Тип привода	Групповой
Мощность на барабане лебедки, кВт	560
Лебедка	ЛБ-20Бр
Буровой насос	БРН-1
Число насосов	2
Гидравлическая мощность, кВт	280
Максимальная подача насоса, л/с	34,2
Ротор	Р-560
Мощность, передаваемая на ротор, кВт	220
Вертлюг	ШВ1М
Вышка	А – образная мачтовая
Полезная высота вышки, м	39,5
Грузоподъемность кронблока, т	185
Грузоподъемность талевого блока, т	140
Дизель-генераторные станции: - шифр - число	ДЭА - 100 2
Мощность станции, кВт	2 × 100
Средства механизации: - пневматические клинья - свинчивание и развинчивание свечей - регулятор подачи долота	ПКР – Ш8 АКБ – 3М РПДЭ – 3
Метод монтажа	Мелкоблочный

3. Охрана труда и окружающей среды

3.1 Мероприятия и технические средства для охраны окружающей среды

Транспортировка бурового оборудования должна осуществляться только по дорогам, соединяющим основную трассу и буровую площадку. В зимнее время года перевозка грузов производиться по дорогом с твердым покрытием. В летнее время движение транспорта необходимо производить по грунтовым дорогам и дорогам с твердым покрытием.

Размещение бурового оборудования на кустовой площадке, производится в соответствии со схемой расположения бурового оборудования при бурении скважин ТПР-2, “Временной схемой расположения оборудования и конструкции площадки”, утвержденной гл. инженером и согласованный с председателем.

Буровая площадка должна иметь обваловку высотой не менее одного метра для исключения попадания загрязненных сточных вод в водоемы.

Выбор рациональной конструкции скважины является основным этапом проектирования, обеспечивающим качество строительства скважины как долговременно эксплуатируемого нефтепромыслового объекта.

Проектная конструкция скважины несет в себе следующие природоохранные функции:

обеспечивает охрану от загрязнения поверхностных грунтовых вод хозяйственно-питьевого назначения обязательным спуском направления и подъемом цементного раствора за ним до устья;

обеспечивает охрану недр надежным разобщением флюидосодержащих горизонтов друг от друга, предупреждая перетоки нефти, газа и минерализованных вод между пластами и на дневную поверхность в окружающую среду;

предупреждает возникновение нефтегазопроявлений и открытых выбросов нефти и газа в окружающую среду путем использования рационального количества обсадных колонн, расчета глубин их спуска по действующим методикам, изоляции нефтегазоносных горизонтов тампонажными растворами за всеми обсадными колоннами, а также обязательной установкой на предыдущую колонну противовыбросового оборудования при наличии в разрезе скважины напорных нефтяных горизонтов.

Определение объемов отработанных буровых растворов и шлама при строительстве скважин осуществляется в соответствии с методическими указаниями и с учетом конкретных условий бурения скважин.

Экологическая безопасность процесса строительства скважин на данном месторождении обеспечивается:

Организованным сбором всех видов отходов бурения и их локализацией в строго отведенном месте.

Откачкой в нефтесборный коллектор жидкой фазы отходов бурения после соответствующей подготовки.

Использованием малоопасных рецептур бурового раствора.

Сооружением системы накопления и хранением отходов бурения осуществляется с соблюдением правил защиты почвогрунтов и водных объектов при подготовленных строительно-монтажных работах.

По окончанию бурения скважины часть бурового раствора вывозится на другую точку или куст для использования при бурении под кондуктор.

Жидкая фаза отходов бурения, которая накапливается в амбарах после соответствующей подготовки подлежит закачке в нефтесборный коллектор.

Технология подготовки ее сочетает метод отстоя с коагуляцией электролитами механических примесей с целью полного удаления их из жидкой фазы, для чего в проекте предусмотрен монтаж объемом 50м3 и 10м3. В качестве коагулянта применяется сернокислый алюминий в виде 10% раствора. Расход сухого сернокислого алюминия на 1м3 осветляемой жидкой фазы составляет кг. Время отстоя осветляемой жидкой фазы после обработки ее коагулянтом составляет 36-40 часов. Затем производиться откачка осветленной жидкой фазы отходов бурения из шламового амбара в промежуточную емкость, при этом всасывающая линия насосов укрепляется на поплавке и оборудуется сетчатым фильтром для предотвращения забора механических примесей.

В промежуточной емкости осветляемая жидкость подвергается нейтрализации, кальцинированной содой с перемещением расчетного ее количества при помощи цементировочного агрегата и отбором проб до и после ее ввода для контроля рН, значение которого должно составлять 8 единиц.

По окончании бурения скважины производятся отборы проб отходов бурения (БСВ, ОБР, БШ) в соответствии с РД 741-32.

3.2 Техника безопасности, промышленная санитария и противопожарная техника.

Решением № 000/ 44 от 01.01.01 года Министерства нефтяной промышленности и Президиума ЦК профсоюза рабочих нефтяной и газовой промышленности утверждена согласованная с Гортехнадзором ”Единая система управления охраной труда в нефтяной промышленности”, которая представляет собой комплекс взаимосвязанных социально-экономических и организационно-технических мероприятий направленных на формирование безопасных и здоровых условий труда на производственных предприятиях Министерства нефтяной промышленности.

С введением в действие Единой системы вся организационная и профилактическая работа по технике безопасности, промышленной санитарии и пожарной безопасности при прохождению подготовительных работ к строительству скважин, бурения и испытания скважин должна проводиться в строгом соответствии с ее требованиями.

Согласно правил пожарной безопасности в нефтяной промышленности ППБО-85 бурящаяся скважина должна быть укомплектована первичными средствами пожаротушения.

В соответствии с СН 276-74 площадка строительства скважины оборудуется санитарно-бытовыми помещениями, а так же потребным количеством вагон домиков.

Работники всех бригад, участвующих в цикле строительства скважины, должны быть обеспечены бесплатной спецодеждой, специальными предохранительными приспособлениями и средствами индивидуальной защиты в соответствии с “Отраслевыми нормами бесплатной выдачи спецодежды, спец обуви и других средств индивидуальной защиты”.

4. Специальная глава

Технология Плазменно-Импульсного Воздействия

В основу технологии плазменно-импульсного воздействия положено создание резонанса в продуктивных пластах. Многократное формирование очага плазмы в стволе скважины напротив перфорации и последующее высвобождение энергии позволяет осуществлять комплексное воздействие как на призабойную зону скважины, так и на продуктивный пласт в целом. Свойства плазмы позволяют осуществлять термическое, акустическое, ударно-волновое и упругое воздействие на продуктивный пласт, вызывая тем самым резонанс, что приводит к изменению режима работы не только обрабатываемой скважины, но и соседних скважин на расстоянии до 1,5 км. от очага воздействия.

Как это работает?

При использовании плазменно-импульсного воздействия увеличивается проницаемость призабойной зоны скважины, увеличивается гидродинамическая связь нефтяного пласта с забоем скважины за счет очистки старых и создания новых фильтрационных каналов, происходит очищение порового пространства и формирование новых микротрещин в призабойной зоне скважины и фильтрационных каналах пласта.

Особенности технологии

Экологическая чистота, работает в естественных геологических условиях скважин без добавок реагентов; Плазменно-импульсное воздействие (ПИВ) используется при любой обводненности; Улучшает проницаемость прискважинной зоны добывающих и нагнетательных скважин, и продуктивных пластов в целом; Значительно увеличивает дебит нефти на скважинах эксплуатируемых на месторождениях поздней стадии разработки; Кратно увеличивает приемистость нагнетательных скважин вне зависимости от их предыдущего назначения; Воздействует на соседние с обрабатываемой скважины, которые откликаются положительным дебитом; Технология дает положительные результаты на месторождениях в коллекторах любой геологической сложности; Безопасна в эксплуатации; Сокращает период освоения новой скважины и срок вывода ее на режим эксплуатации.

Технология

Отличительным эффектом плазменно-импульсного воздействия является инициирование резонансных колебаний в продуктивных пластах с целью усиления миграции нефти в направлении добывающих скважин.

Ток высокого напряжения 3 000 вольт подается на электроды, которые замыкаются калиброванным проводником, что приводит к его взрыву и образованию плазмы в замкнутом пространстве.

Освобождение значительного количества направленной энергии создает ряд последовательных эффектов:

- выделение температуры порядка–ºС (длительность 50-53 микросекунды);

- формирование ударной волны со значительным избыточным давлением, многократно превышающим пластовое;

- за счет технологических ограничений ударная волна через перфорационные отверстия распространяется направленно по профилю каналов;

- при многократных повторениях, ударная волна, воздействуя на твердый скелет пласта в упругой газо-жидкой среде, вызывает продольные и поперечные (сдвиговые) волны, которые превращаются в ряд последовательных упругих колебаний с частотой от 1 доГц;

- коллектор, находясь в упругом состоянии, представляет собой совокупность колебательных систем, в результате последовательные импульсы вызывают собственные колебания пластов на резонансных частотах.

Вызываемые в продуктивном пласте резонансные колебания позволяют очистить существующие и сформировать новые фильтрационные каналы на удалении до 1500 метров от очага воздействия.

Кроме масштабного воздействия, создание плазмы позволяет решать и локальные задачи по очистке призабойной зоны скважин. Мгновенное расширение плазмы создает ударную волну, и последующее охлаждение и сжатие плазмы вызывает обратный приток в скважину через перфорационные отверстия, что на начальном этапе обработки скважины способствует выносу кольматирующих веществ в ствол скважины.

Технологическая схема работы

Для работы с плазменным генератором используется каротажный подъемник, оснащенный трехжильным кабелем типа КГ-3 с кабельным наконечником НК-60 и комплектом аппаратуры, необходимой для привязки рабочего кабеля к глубинам интервалов, подлежащих обработки, им промышленная сеть, обеспечивающая напряжение 220 вольт.

1. Перед началом работ в соответствии с инструкцией по безопасной эксплуатации производится серия операций по проверке и настройке режимов работы наземной и скважинной аппаратуры:

- скважинный прибор присоединяется к кабелю подъемника и устанавливается или подвешивается на устье скважины; - скважинный прибор опускается в скважину на 10 метров ниже уровня жидкости в скважине.

2. Производится спуск скважинного генератора на забой скважины. Излучатель устанавливается в нижней части зоны перфорации на уровне подошвы продуктивного пласта.

3. Привязка по глубине в процессе перемещения скважинного излучателя в пределах интервала зоны перфорации осуществляется по показаниям счетчика глубин каротажного подъемника либо по специальной разметке кабеля, выполненной в процессе привязки с помощью локатора муфт или радиоактивного каротажа.

По команде оператора производится разряд конденсаторной батареи через замыкающую электроды контактную калиброванную проволоку с высвобождением 1-1,5 кДж энергии, в зависимости от типа генератора.

Расширение плазменного канала и его последующее охлаждение оказывает на призабойную зону и на пласт в целом знакопеременные нагрузки.

Перепады давления при импульсном воздействии изменяются попеременно по величине и направлению, в результате жидкость перемещается из застойных зон в зоны активного дренирования.

После окончания обработки в скважину спускается подземное оборудование прежнего типоразмера и на прежнюю глубину.

Выбор объектов воздействия

Остаточные запасы сосредоточены в слабо дренируемых зонах с коллекторами сложного строения. Поэтому необходимо сделать комплексную оценку геолого-промысловых показателей и выбрать такие скважины, которые после воздействия на призабойную зону «ответят» рентабельным дебитом по кусту скважины в целом.

В качестве основной исходной промысловой информации используются месячные технологические режимы работы скважин, а также интерпретации ГИС.

По результатам анализа полученных материалов строится адресная геологическая модель, на основании которой выбирается скважина для управляемого воздействия на призабойную зону с целью интенсификации добычи нефти в целом по кусту.

Для проведения работ выбираются скважины, по которым накопленная добыча нефти не превышает 75 % от удельных извлекаемых запасов на скважину. Данная величина рассчитывается как частное от деления суммарных извлекаемых запасов объекта разработки на количество скважин по технологической схеме разработки.

Предпочтение в выборе следует отдать скважинам, в которых в процессе разработки произошли ухудшение гидродинамической связи призабойной зоны с продуктивным пластом вследствие вторичной кольматации. Показателем является медленное восстановление забойного давления до величины пластового.

Первичный выбор объектов воздействия, осуществляет подразделение Novas R&D, по заполненному Перечню вопросов.

Оценка эффективности обработки скважин

Для оценки эффективности обработки скважины после пуска ее в эксплуатацию регистрируются динамика промысловых параметров и данные геофизического контроля параметров пласта в течение всего времени изменившегося режима как в самой обработанной скважине, так и в соседних скважинах.

Основные принципы определения дополнительной добычи нефти сводятся к следующему:

сопоставляется базовая и фактическая добыча нефти; расчет базовой добычи нефти производится по фактическим данным периода эксплуатации, предшествующего внедрению технологии обработки либо она может быть принята по скважинам-аналогам; базовая добыча нефти на прогнозный период определяется по расчетным данным по каждой скважине участка; прирост добычи нефти от внедрения технологии определяется суммированием расчетных эффектов как со знаком «плюс», так и со знаком «минус» по каждой скважине, находящейся в зоне влияния воздействия.

Технологическая эффективность применяемого метода воздействия характеризуется:

дополнительной добычей нефти за счет повышения нефтеотдачи пласта, добычей от дополнительно вовлеченных в разработку ранее не дренируемых запасов нефти; текущей дополнительной добычей нефти за счет интенсификации отбора жидкости из пласта; сокращением объема попутно добываемой воды.

Вывод

В данном курсовом проекте была выбрана конструкция скважины по графику совмещенных давлений, обоснован выбор рациональной конструкции бурильной колонны для заданных условий бурения, определен расход промывочной жидкости, расчет цементирования эксплуатационной колонны, расчет, указан метод вскрытия продуктивного горизонта, указана техническая и экологическая безопасность проведения работ. Все данные представлены в геолого-техническом наряде на бурение данной скважины. Этот курсовой проект имеет неточности, связанных с тем, что его главная цель была все таки в том, чтобы ознакомить нас с навыками и расчетами, которые пригодятся нам в нашей дальнейшей специальности.

Список используемой литературы

1.  Николаев лекций по дисциплине «Бурение нефтяных и газовых скважин».;

2.  , , «Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин»: Справочные пособие/ под ред. А. Г Калинина.– М.: , 2000.– 489 с.;

3.  «Спутник буровика». М.: Недра, 1990.–303 с

4.  www. *****