Презентация на тему: Зам.начальника геологического отдела ТПП

Зам.начальника геологического отдела ТПП
Задачи промыслово-геологической службы при строительстве скважин
Задачи промыслово-геологической службы при строительстве скважин
Зам.начальника геологического отдела ТПП
Зам.начальника геологического отдела ТПП
Зам.начальника геологического отдела ТПП
Состав и строение Земли
Зам.начальника геологического отдела ТПП
Зам.начальника геологического отдела ТПП
Схема К лассификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов, 2005г.
Схема К лассификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов, 2005г. Стадийность геолого-разведочных работ
Схема К лассификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов, 2005г.
Освоение и опробование скважин
Зам.начальника геологического отдела ТПП
Зам.начальника геологического отдела ТПП
Зам.начальника геологического отдела ТПП
Теоретические основы проектирования конструкции скважин
Типы конструкций эксплуатационных колонн
Надежность конструкций скважин
Типовой проект конструкции скважины
Интеллектуальное заканчивание горизонтальных скважин, боковых стволов
Типы конструкций забоев скважин
Вскрытие продуктивных пластов
Зам.начальника геологического отдела ТПП
Зам.начальника геологического отдела ТПП
Зам.начальника геологического отдела ТПП
Выбор плотности перфорации и типоразмера перфоратора
Зам.начальника геологического отдела ТПП
Спуско-подъемное оборудование и технология проведения ГИС
Зам.начальника геологического отдела ТПП
Зам.начальника геологического отдела ТПП
Зам.начальника геологического отдела ТПП
Классификация методов ГИС (по виду изучаемых физических полей) и решаемые задачи в скважине и околоскважинном пространстве
Зам.начальника геологического отдела ТПП
Зам.начальника геологического отдела ТПП
Зам.начальника геологического отдела ТПП
Зам.начальника геологического отдела ТПП
Зам.начальника геологического отдела ТПП
Цементирование
Цементирование
Типовая технологическая оснастка обсадных колонн
Оборудование при тампонаже эксплуатационных колонн
Зам.начальника геологического отдела ТПП
Зам.начальника геологического отдела ТПП
Зам.начальника геологического отдела ТПП
Зам.начальника геологического отдела ТПП
Зам.начальника геологического отдела ТПП
Зам.начальника геологического отдела ТПП
Зам.начальника геологического отдела ТПП
Зам.начальника геологического отдела ТПП
Зам.начальника геологического отдела ТПП
Зам.начальника геологического отдела ТПП
Зам.начальника геологического отдела ТПП
Зам.начальника геологического отдела ТПП
Зам.начальника геологического отдела ТПП
Зам.начальника геологического отдела ТПП
Зам.начальника геологического отдела ТПП
Зам.начальника геологического отдела ТПП
Зам.начальника геологического отдела ТПП
Зам.начальника геологического отдела ТПП
Зам.начальника геологического отдела ТПП
Зам.начальника геологического отдела ТПП
Зам.начальника геологического отдела ТПП
Зам.начальника геологического отдела ТПП
Зам.начальника геологического отдела ТПП
Зам.начальника геологического отдела ТПП
1/66
Средняя оценка: 4.8/5 (всего оценок: 6)
Код скопирован в буфер обмена
Скачать (17978 Кб)
1

Первый слайд презентации

Зам.начальника геологического отдела ТПП «Когалымнефтегаз» А.В.Стенькин 2010г Геолого-промысловый контроль при заканчивании бурением, освоении скважин

Изображение слайда
2

Слайд 2: Задачи промыслово-геологической службы при строительстве скважин

1. Систематический контроль за проводкой и завершающими стадиями строительства скважин, прием скважин от буровых организаций на баланс НГДП. По каждой новой скважине скважине на основании имеющейся геологической и технической документации необходимо установить: конструкцию и техническое состояние скважины; условия, при которых вскрыт продуктивный разрез, способы и интервалы перфорации, условия освоения и опробования, литолого-физические особенности строения продуктивного разреза (эксплуатационного объекта) – общую. Эффективную и нефтегазонасыщенную толщину, количество разобщенных проницаемых пластов и прослоев-коллекторов, их толщины и коллекторские свойства (пористость, проницаемость). 2. Установление технологического режима работы каждой добывающей и нагнетательной скважины с целью обеспечения плана добычи нефти (газа) и выполнения проектных технологических показателей работы залежи в целом. 3. Контроль за работой каждой скважины: замеры дебитов добывающих скважин по нефти, газу, жидкости; определение обводненности продукции, величины газового фактора, а также приемистости нагнетательных скважин. 4. Организация комплекса исследований методами потокометрии для изучения профилей притока и приемистости каждой скважины и оценка охвата выработкой продуктивного разреза во времени. 5. Гидродинамические исследования пластов и скважин, определение пластового и забойного давлений и изучение динамики пластового давления путем построения карт изобар, расчет коэффициентов продуктивности добывающих и приемистости нагнететльных скважин и наблюдение за их динамикой изменения во времени.

Изображение слайда
3

Слайд 3: Задачи промыслово-геологической службы при строительстве скважин

Геологическая служба на предприятиях выполняет следующие функции: 1. Для обеспечения подготовки точек к бурению новых скважин составляет планы разведочного и эксплуатационного бурения, подготавливает геологическую документацию (геологические, структурные карты, профили, отчеты и т.д.), обеспечивает отвод земли для обустройства скважин. 2. Выполняет топографо-геодезические и маркшейдерские работы, проводит съемку стволов скважин, наблюдения за оседанием поверхности над залежами в районе промысловых сооружений. 3. Осуществляет геологический контроль за бурением и освоением скважин. В процессе разбуривания месторождения контроль за геологическими, техническими и геофизическими параметрами согласно утвержденного проекта и геолого-технического наряда, для внесения корректировок дальнейшего бурения проводит анализ результатов разведочного и эксплуатационного бурения. Особое внимание обращается на то, чтобы каждая скважина давала наиболее полное геологические сведения. Также большое внимание уделяется качеству вскрытия продуктивного пласта и оборудованию забоя. В процессе опробования, освоения и пробной эксплуатации разведочных скважин обеспечение полноценного опробования газоносных и нефтеносных пластов. Определение характеристик скважин при различных режимах, изучение состава нефти и газа путем отбора проб, определение режима работы скважины. 4. Наблюдение за эксплуатацией месторождения, проведение и анализ проводимых ГТМ. 5. Принимает участие в составлении проектов разработки и проводит геологический контроль за процессом разработки месторождения. 6. Подготавливает геолого-промысловые данные для планирования добычи нефти газа и участвует в планировании. 7. Учет движения запасов нефти и газа с целью из рациональной выработки из недр после утверждения в ГКЗ РФ. Принятие на баланс подготовленных к бурению и разрработке нефтяных месторождений, залежей, структур. 8. Осуществляет мероприятия по охране недр и окружающей среды.

Изображение слайда
4

Слайд 4

История бурения нефтяных и газовых скважин. Классификация скважин по назначению. Первые скважины в истории человечества пробурили ударно-канатным способом за 2000лет до н.э. для добычи рассолов в Китае. До середины 19века нефть добывалась в небольших количествах из неглубоких колодцев в близи естественных выходов на поверхность. С 2-ой половины 19 века спрос на нефть стал возрастать в связи с использованием паровых маши ни развитием промышленности. Первая скважина на нефть была пробурена ручным вращательным способом глубиной 21м на Апшеронском полуострове в поселке Биби-Эйбат близ Баку в 1846-47г по инициативе г.Семенова. В США первая скважина на нефть (23м) пробурена в Пенсильвании в 1859г (Эдвин Дрейк) (по некоторым источникам в 1857г Уильямс –пробурил 15м нефтяную скважину), через год в данном «нефтяной провинции» уже было пробурено 60скважин, в 1861г скважина дала фонтанный приток 480м3/ сут ! В Баку в 1930г разработан метод наклонного бурения. В Западной Сибири первая скважина, давшая мощный фонтан природного газа 23 сентября 1953г была пробурена у пос.Березово. Современное понятие о буровой скважине. Скважина – горное сооружение преимущественно круглого сечения, образуемое путем бурения и крепления и характеризуемое относительно малым размером площади поперечных сечений по сравнению с размером площади боковой поверхности и заранее заданным положением в пространстве. В строении различают – устье ( начало скважины), ствол, забой ( дно скважины). Скважина создается последовательным разрушением горных пород и извлечением их на поверхность.

Изображение слайда
5

Слайд 5

Классификация скважин по назначению. Скважины можно классифицировать по назначению, профилю ствола и фильтра (вертикальные, наклонные, направленно-ориентированные, горизонтальные), степени совершенства (степень и характер вскрытия) и конструкции фильтра (незакрепленные, закрепленные эксплуатац.колонной, закрепленные различными фильтрами), количеству обсадных колонн, расположению на поверхности (суша, шельф, морские) и т.д. По назначению все скважины, бурящиеся с целью региональных исследований, поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений или залежей подразделяются на следующие категории: 1. Опорные скважины бурят для изучения геологического строения и гидрогеологических условий крупных регионов, определения общих закономерностей распространения комплексов отложений, благоприятных для нефтегазонакоплений, с целью выбора наиболее перспективных направлений геологоразведочных работ на нефть и газ -одна на тысячи кв.км. 2. Параметрические скважины бурят для изучения глубинного геологического строения и сравнительной оценки перспектив нефтегазоносности возможных зон нефтегазонакопления, выявления наиболее перспективных районов для детальных геологических работ, а также для получения необходимых сведений о геолого-геофизической характеристике разреза разреза с целью уточнения результатов сейсмических и других геофизических исследований- до фундамента, или на максимально возможную глубину. 3. Структурные скважины - неглубокие и многочисленные скважины, бурятся до маркирующего горизонта для оконтуривания антиклиналей (структур), для подготовки к поисково-разведочному бурению. Отбор керна и шлама только по достижении проектного горизонта. Опорные Параметрические Структурные Поисковые Разведочные Эксплуатационные Специальные Технические

Изображение слайда
6

Слайд 6

Классификация скважин по назначению. 4. Поисковые скважины - бурятся в точке с максимальной вероятностью обнаружения залежи- с целью установления нефтегазоносности. Поинтервальный отбор керна по части разреза, не изученному бурением, и сплошной отбор в предполагаемых продуктивных интервалах. Проводится полный комплекс промыслово-геологических исследований, опробование пластоиспытателем в процессе бурения. Впоследствии могут использоваться для других целей. Скважина, открывшая промышленную залежь называется скважина-первооткрывательница. 5. Разведочные скважины - бурятся в точках максимально информативных для характеристики залежи – на площадях с установленной промышленной нефтегазоносности для оконтуривания месторождений, подсчета запасов и подготовки его к разработке. Отбор керна в интервалах залегания продуктивных горизонтов, промыслово-геофизические исследования, опробование в процессе бурения пластоиспытателями и испытание продуктивных горизонтов после окончания бурения, пробная эксплуатация. 6. Эксплуатационные скважины - бурятся для разработки и эксплуатации месторождений, залежей. Иногда используются уже существующие разведочные скважины. В эту категорию относятся оценочные, добывающие, нагнетательные, наблюдательные (контрольные, пьезометрические). 7. Специальные скважины - бурятся для сброса промысловых вод, ликвидации открытых фонтанов нефти и газа, подготовки структур для подземных газохранилищ и закачки в них газа, развыедки и добычи технических вод. По возможности используются уже существующие скважины. 8. Технические скважины - бурятся для обеспечения жизнедеятельности месторождения – поставляющие воду, служащие для захоронения отходов и т.д. В некторых источниках относятся к специальным. Опорные Параметрические Структурные Поисковые Разведочные Эксплуатационные Специальные Технические

Изображение слайда
7

Слайд 7: Состав и строение Земли

Считается, что. Земля состоит из оболочек различного состава, называемые: кора, мантия и ядро различного состава. Но так считают не все и не всегда (гидратдное ядро, углеродная мантия, водородное ядро, оливиновый пояс, пояс расплавленных металлов и т.д. Размер Земли больше 12000 км, а самая глубокая скважина – Кольская сверхглубокая – 12,262км. И все, что мы знаем – тоньше яблочной кожуры, если Земля - яблоко

Изображение слайда
8

Слайд 8

Кольская сверхглубокая скважина Верхняя часть (до 7 км) - толща протерозоя со слоями вулканических (диабазы) и осадочных пород (песчаники, доломиты). Ниже 7 км - толща архея с повторяющимися пачками пород (в основном гнейсы и амфиболиты). Картина, которая ожидалась на протяжении первых 5 км, в скважине растянулась на 7 км, а дальше появились совсем неожиданные породы. Прогнозируемых на глубине 7 км базальтов не нашли, даже когда опустились до 12 км. Ожидали, что граница, дающая наибольшее отражение при сейсмическом зондировании, - это тот уровень, где граниты переходят в более прочный базальтовый слой. В действительности же оказалось, что там расположены менее прочные и менее плотные трещиноватые породы - архейские гнейсы. на глубинах 9-12 км встретились высокопористые трещиноватые породы, насыщенные подземными сильно минерализованными водами. Эти воды - один из источников рудообразования. Раньше считали, что такое возможно лишь на значительно меньших глубинах. Именно в этом интервале в керне обнаружили повышенное содержание золота - до 1 г на 1 т породы. Изменились и представления о тепловом режиме земных недр, о глубинном распределении температур в районах базальтовых щитов. На глубине более 6 км получен температурный градиент 20 о С на 1 км вместо ожидавшегося (как и в верхней части) 16 о С на 1 км. Выявлено, что половина теплового потока имеет радиогенное происхождение. Оказалось, что лунный грунт по составу почти полностью соответствует породам, извлеченным из Кольской скважины с глубины около 3 км. Наши знания оказываются неверными, но и прямые данные неверны – так как в условиях глубин порода находится не в таком состоянии, как на поверхности.

Изображение слайда
9

Слайд 9

Способы бурения

Изображение слайда
10

Слайд 10: Схема К лассификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов, 2005г

по работе Г.А.Габриэлянц, Ю.А. Подтуркин, В.И.Пороскун, И.С.Гутман, А.А.Герд Классификация РФ, 2005г. и ее сопоставление с Временной классификацией РФ, 2001г., с Классификацией SPE/WPC/AAGP/SPEE, 2007 г., с Классификацией нефтяных ресурсов Норвежского континентального шельфа и с Рамочной Классификацией ООН (РКООН).

Изображение слайда
11

Слайд 11: Схема К лассификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов, 2005г. Стадийность геолого-разведочных работ

Этап Стадия Региональ-ный Прогноза нефтегазоносности Оценки зон нефтегазонакопления Поисково-оценочный Выявления объектов поискового бурения Подготовки объектов к поисковому бурению Поиска и оценки месторождения (залежи) Разведочный Разведки и пробной эксплуатации

Изображение слайда
12

Слайд 12: Схема К лассификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов, 2005г

Группы и категории запасов и ресурсов нефти и газа выделяются на основе расчетов экономической эффективности, оценки степени промышленного освоения и определения достоверности геологической изученности залежи. Критерием выделения групп запасов по экономической эффективности является величина чистого дисконтированного дохода, определяемого по прогнозируемым показателям разработки при фиксированных нормах дисконта Критерием выделения запасов по промышленной освоенности является степень промышленного освоения объекта. Критериями выделения категорий запасов по геологической изученности являются изученность геологического строения и нефтегазоносности залежи бурением, геофизическими методами, промысловыми и аналитическими исследованиями, позволяющими осуществить подсчет запасов и составить проектный документ на основе геологической и фильтрационной моделей залежи. По экономической эффективности и возможности их промышленного освоения запасы подразделяются на две группы, подлежащие раздельному подсчету и учету – промышленно значимые и непромышленные. Промышленно значимые запасы подразделяются на нормально-рентабельные и условно рентабельные. По промышленной освоенности выделяются запасы: добытые (накопленная добыча), разрабатываемые, разбуренные неразрабатываемые, неразбуренные, выявленные и оцененные, законсервированные. Промышленно значимые нормально-рентабельные извлекаемые запасы по сумме критериев - экономической эффективности, степени геологической изученности и промышленного освоения подразделяются на четыре категории запасов - достоверные – категория А; установленные – категория В; оцененные – категория С1; предполагаемые - категория С2. Промышленно значимые условно рентабельные извлекаемые запасы по степени геологической изученности подразделяются на три категории запасов - установленные – категория В; оцененные – категория С1; предполагаемые - категория С2. На месторождениях и залежах с непромышленными запасами подсчитываются только геологические запасы. Выделение групп и категорий извлекаемых запасов зависит главным образом от объема и степени достоверности экономических и стоимостных показателей, первичных геолого-промысловых данных и лабораторных исследований, имеющихся на дату подсчета, Выделение групп ресурсов зависит от объема и качества региональных и площадных геолого-геофизических исследований, обоснованности принятых аналогий с эталонными участками, а так же от принятых экономических и стоимостных показателей. Ресурсы нефти, газа и содержащиеся в них компоненты по степени экономической эффективности и возможности их промышленного освоения и использования подразделяются на две группы, подлежащие раздельной оценке и учету – рентабельные и неопределенно-рентабельные. Критерием выделения ресурсов по экономической эффективности является показатель ожидаемая стоимость запасов. ( ОСЗ ) - чистый дисконтированный доход от разработки запасов, которые прогнозируются по результатам будущих геологоразведочных работ (ГРР) с учетом вероятности открытия и затрат на проведение ГРР. Критерием выделения категорий ресурсов по геологической изученности является изученность геологического строения и нефтегазоносности участка недр по площади и разрезу параметрическим и поисковым бурением, геофизическими, геохимическими и другими видами региональных и поисково-разведочных работ, детальности построения геологической модели перспективной ловушки и достоверности оценки ресурсов для проектирования региональных, поисковых и детальных сейсморазведочных работ в соответствии с этапами и стадиями региональных и поисковых работ. Рентабельные извлекаемые ресурсы подразделяются на три категории: локализованные D1, перспективные D2, прогнозные - D3. Государственному учету подлежат геологические и извлекаемые нормально рентабельные запасы и геологические и технологически извлекаемые условно-рентабельные запасы. К извлекаемым запасам относится часть геологических запасов, извлечение которых из недр при принятых в их подсчете и экономической оценке параметрах экономически эффективно. Эти запасы соответствуют прогнозному объему добычи нефти и газа за рентабельный срок эксплуатации объекта оценки. Под рентабельным сроком понимается период времени до момента, начиная с которого текущий чистый доход принимает только отрицательные значения Экономические критерии при выделении групп запасов рассчитываются с учетом утвержденных нормативно-методических документов. ВЫДЕЛЕНИЕ КАТЕГОРИЙ ЗАПАСОВ И РЕСУРСОВ Выделение категорий запасов нефти и газа производится раздельно по залежам. Для двухфазных залежей выделение категорий проводится отдельно для нефтяной и газовой частей.

Изображение слайда
13

Слайд 13: Освоение и опробование скважин

Под освоением скважин понимаются мероприятия, ведущие к очистке призабойной зоны, вызову притока газа или жидкости из пласта и обеспечению условий, при которых продуктивный пласт начинает отдавать нефть, газ в необходимом объеме. Опробование скважин (с проведением испытания ) включает комплекс работ, выполняемых в законченной бурением скважине, для раздельного испытания выделенных по данным ГИС продуктивных пластов путем последовательной перфорации пластов и вызова притока для получения данных о характере насыщенности и продуктивных характеристиках залежи, для отбора проб пластовых жидкостей и газа, также проводится пробная откачка жидкости с замером дебита. Одна из важнейших задач – раздельное опробование каждого пласта. Интервал опробования выбирается по данным каротажа и геолого-промысловым материалам. При большой мощности объекта следует применят поинтервальное опробование в скважинах. Концом освоения скважины считают её переход на фонтанирование нефтью или газом, при отсутствии фонтанирования – полное удаление технической воды со скважины. При получении притока пластовой воды – необходимо достичь постоянной плотности и состава пластовой воды по все длине НКТ. Продуктивность нефтяных скважин устанавливают методом пробных откачек с построением индикаторной кривой на трех режимах. Отбираются пробы нефти, газа и воды как в поверхностных, так и в пластовых условиях. Опытная эксплуатация нефтяных скважин 20сут, газовых примерно 5суток. При составлении проектных документов опытную эксплуатацию скважин можно продлить до 3мес и более (по согласованию с Госгортехнадзором).

Изображение слайда
14

Слайд 14

Пробная эксплуатация скважин Под пробной эксплуатацией разведочных скважин понимается комплекс работ, проводимых с целью уточнения добывных возможностей скважин, состава и физико-химических свойств пластовых флюидов, эксплуатационной характеристики пластов (коэффициенты продуктивности, максимально возможные дебиты скважин, приемистость по воде и т.п.)... Необходимость проведения пробной эксплуатации разведочных скважин определяется совместно разведочными и добывающими предприятиями. Пробная эксплуатация разведочных скважин осуществляется по индивидуальным планам и программам, составляемым разведочными и добывающими организациями. Планы пробной эксплуатации подлежат согласованию с местными органами Госгортехнадзора. Оформляется после Опробования и Испытания. Под опробованием вскрытых пластов следует понимать установление их нефтегазонасыщенности путем непосредственного отбора проб, содержащихся в них жидкостей и газов, изучения количественного и качественного состава последних.Отбор проб осуществляется в процессе бурения скважин с помощью опробователей на каротажном кабеле или испытателей пласта на трубах. Под испытанием скважин следует понимать комплекс работ, проводимых с целью установления: - начальных пластовых давлений и температур; - начальных положений водонефтяных и газонефтяных контактов; - продуктивной характеристики пластов; - геолого-физических характеристик продуктивных пластов; состава и физико-химических свойств пластовых флюидов.

Изображение слайда
15

Слайд 15

Пробная эксплуатация залежей Под пробной эксплуатацией залежей или отдельных участков понимают временную (сроком не более 3лет) эксплуатацию разведочных, а при необходимости и специально пробуренных опережающих добывающих и нагнетательных скважин. Обычно пробную эксплуатацию проводят на месторождениях, разведка которых не завершена, с целью получения дополнительных исходных данных, необходимых для подсчета и экономической оценки запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них ценных компонентов; определения возможности и целесообразности заводнения; составления техсхемы (проекта) разработки. Пробную эксплуатацию залежей осуществляют в соответсвии со специально составляемым проектом, исходной информацией для которого служат данные разведки, полученные в результате исследования, опробования, испытания и пробной эксплуатации отдельных разведочных скважин. В проектах пробной эксплуатации обосновывают: -количество и местоположение вводимых в эксплуатацию разведочных скважин, -количество и местоположение опережающих добывающих и нагнетательных скважин, проектируемых к бурению в пределах разведанного контура с запасами категории С1, интервалы отбора керна в них, -комплекс опытных работ, виды геолого-промысловых и геофизических исследований скважин, лабораторных исследований керна и пластовых флюидов, проводимых для: уточнения положения ВНК, ГНК, продуктивности добывающих скважин, приемистости нагнетательных, оптимальных депрессий, изучения фильтрационно-емкостных характеристик пластов, состава и физико-химических свойств пластовых жидкостей и газа, физико-гидродинамических характеристик коллекторов, -ориентировочные уровни добычи нефти, газа, закачки воды в период пробной эксплуатации

Изображение слайда
16

Слайд 16

Опытно-промышленная разработка нефтяных залежей Под опытно-промышленной разработкой нефтяных месторождений, залежей или участков залежей следует понимать промышленные испытания новой для данных условий технологии разработки (в том числе по повышению нефтеотдачи и различных систем заводнения ). 2. Опытно-промышленная разработка осуществляется по технологическим схемам опытно-промышленной разработки, составляемым как для разведуемых площадей, так и для объектов или их участков, находящихся на любой стадии промышленной разработки. Технологические схемы опытно-промышленной разработки составляются для участков залежей (месторождений) или объектов в целом, намеченных к опробованию новой для данных геолого-физических условий технологий разработки. 3. Участок или залежь для проведения опытно-промышленных работ выбирается так, чтобы эти работы, в случае получения отрицательных результатов, не влияли на сохранность запасов в остальной части залежи (месторождения). 4. В технологической схеме опытно-промышленной разработки обосновываются: - комплекс технологических мероприятий по воздействию на пласт; - необходимость бурения оценочных, добывающих, нагнетательных и специальных скважин, местоположение, порядок и время их бурения; - потребность в специальном оборудовании, агентах воздействия на пласт; - уровни добычи нефти и закачки агента воздействия на период проведения опытно-промышленной разработки; - комплекс исследований по контролю за процессом разработки с целью получения информации о ходе и эффективности проводимого процесса, дополнительных данных о строении и геолого-физических свойствах эксплуатационного объекта; - основные требования к схеме промыслового обустройства; - мероприятия по охране недр и окружающей среды; - предполагаемая технологическая и экономическая эффективность опытно-промышленных работ. Сроки проведения работ устанавливаются исходя из возможностей.реализации технологической схемы, но не более 5 - 7 лет. 5. Технологические схемы опытно-промышленной разработки составляются специализированными отраслевыми научно-исследовательскими и проектными институтами, рассматриваются на технических советах нефтегазодобывающих управлений, объединений. Технологические схемы опытно-промышленной разработки с запасами нефти 100 млн. т и более, газа более 500 млрд. м3 по согласованию с Госгортехнадзором утверждаются в установленном порядке.

Изображение слайда
17

Слайд 17: Теоретические основы проектирования конструкции скважин

Изображение слайда
18

Слайд 18: Типы конструкций эксплуатационных колонн

Покачевские и кошайсие глины, влияние нагнетательных скважин вышележащих объектов, траектория бурения, углы падения, чередование различных пород, несовместимые условия бурения, возможность качественного проведения цементажа …

Изображение слайда
19

Слайд 19: Надежность конструкций скважин

Под надежностью конструкции скважины следует понимать такое техническое состояние закрепленной части ствола, которое позволяет осуществлять комплекс технологических операций, направленных на успешное преодоление возникших осложнений и дальнейшее углубление скважины. При этом к конструкции предъявляются следующие основные требования: -использование обсадных колонн оптимального диаметра для перекрытия возникших зон осложнений и достижение проектной глубины скважины, -исключение заколонных проявлений и межпластовых перетоков (по всем эксплуатационным объектам, если даже в эксплуатации находится только самый глубокий), -обеспечение прочности конструкции скважины в сочетании с герметичностью каждой обсадной колонны и цементного кольца, -качественное разобщение всех горизонтов и, в первую очередь, газовых пластов – объектов самостоятельной разработки, -достижение запроектированных режимов эксплуатации скважины, обусловленных проектом разработки (проходимость ЭЦН, ЦЭЦП и т.д.), -применение современных методов испытания, освоения и ремонта скважины ( н-р хвостовики в боковых стволах у «НБК» в продуктивной части пласта имеют диаметр 89мм (внутренний 76мм), что недостаточно для проведения интенсификации притока методом ПВР МПМ-73!)

Изображение слайда
20

Слайд 20: Типовой проект конструкции скважины

При бурении горизонтальных скважин при вскрытии пласта на 10-20м по стволу производится спуск и крепление эксплуатационной колонны 168мм с последующим разбуриванием башмака ЭК и бурением горизонтального участка в продуктивном пласте долотом 124мм ( расширка до 132мм) и спуск фильтра 102мм (внутренний диаметр 89мм) с подвешиванием его на пакере в ЭК 168мм, также для избирательной выработки горизонтального участка возможно цементирование хвостовика 102мм с последующей перфорацией на трубах, спуск интеллектуальных хвостовиков).

Изображение слайда
21

Слайд 21: Интеллектуальное заканчивание горизонтальных скважин, боковых стволов

Изображение слайда
22

Слайд 22: Типы конструкций забоев скважин

Изображение слайда
23

Слайд 23: Вскрытие продуктивных пластов

Вскрытие пласта – это комплекс мероприятий, обеспечивающий рациональную технологию бурения в целях предотвращения выбросов, сохранения естественной проницаемости призабойной зоны, обеспечения благоприятных условий для притока нефти и газа в скважину и обеспечения прочности и устойчивости призабойной части скважины и соблюдения правил охраны недр. Промысловый геолог должен осуществлять. Вскрытие – первичное (при бурении), вторичное (после крепления (цементажа) колонны- перфорация – пробивание отверстий в обсадной колонне, цементном кольце и стенках скважины в заранее выданном интервале глубин – пулевая, торпедная, кумулятивная, сверлящая, ГМЩП, гидропескоструйная, растворяемые заглушки…). До недавнего времени вскрытие продуктивного объекта технологически мало отличалось от разбуривания вышележащих пород, и в основе разработки технологической программы оставались технико-экономические вопросы – без осложнений и как можно быстрее пройти коллектор. Однако исследователями с 50-х годов поднималась проблема сохранения естественной проницаемости продуктивного пласта после его бурения. Предложено большое количество рецептур буровых растворов и растворов (жидкостей) при перфорации. Необходимо обратить внимание на все элементы технологии заканчивания скважин (в том числе обсадка, тампонаж) с приоритетом сохранения естественной проницаемости пласта. Физико-химическое воздействие на призабойную зону обусловлено взаимодействием флюида пласта и фильтрата бурового и цементного растворов, действием адсорбционных, капиллярных и диффузионно-осмотических сил. Физико-механическое воздействие на продуктивный пласт оказывают следующие факторы: - разгрузка горного массива в результате разбуривания пласта локальная трещиноватость, изменяющееся противодавление столба бурового раствора (впоследствии изменяющееся давление столба цементного раствора) – репрессия-депрессия с фильтрацией растворов, изменяющийся температурный режим – смолы, соли..., гидродинамическое и механическое воздействие на породы движущимся инструментом – истирание и закупоривание измельченной породой, -гидродинамические эффекты (гидроудары, понижение давления...).

Изображение слайда
24

Слайд 24

В соответствии с едиными правилами буровых работ столб бурового раствора в скважине должен создавать давление, превышающее пластовое значение (в зависимости от глубины) от 1,5 до 3,5МПа. В реальных же условиях давление на продуктивные пласты существенно больше из-за переутяжеления бурового раствора, гидравлических сопротивлений при его движении, а также движении бурового инструмента вверх-вниз – без учета метода бурения на депрессии/равновесии. В ТПП «КНГ» пока бурение на депрессии не ведется, планируется – идет разработка групповых проектов. В ТПП «Покачевнефтегаз» идет бурении горизонтальных скважин с использованием азотной установки. Результаты анализа показывают, что при условии полного использования возможностей продуктивного пласта добыча нефти и газа на одну скважину была бы в 2-4 раза больше в зависимости от условий - огромный потенциал для развития освоения малопродуктивных экономически не окупаемых проектов. По «ЛЗС» ведутся ОПР по внедрению различных полимерглинистых хлоркалиевых растворов ведущих сервисных компаний. Решение проблемы качества строительства сдерживается в первую очередь следующими факторами: -отсутствуют обоснованные методы оценки и управления качеством, -регламенты и проекты на строительство скважин составляются без учета требований к качеству скважин, без обоснования условий, при которых она будет выполнять свое назначение, -при действующем экономическом механизме отсутствует заинтересованность буровых предприятий в повышении качества, во внедрении новых средств. Им выгодно ускорение и снижение себестоимости в ущерб качеству, лишь бы был достигнут его минимальный уровень, необходимы для сдачи скважины. -буровые предприятий недостаточно оснащены необходимым оборудованием. Вскрытие продуктивных пластов

Изображение слайда
25

Слайд 25

Вторичное вскрытие пласта

Изображение слайда
26

Слайд 26

Вторичное вскрытие пласта

Изображение слайда
27

Слайд 27: Выбор плотности перфорации и типоразмера перфоратора

Изображение слайда
28

Слайд 28

Требования к жидкостям при вторичном вскрытии Необходимо рассмотреть : -ЗПКО-50С –перфорация через НКТ (раньше только у «П-А») -ПВР на НКТ со стеклянным диском (возм. создания больших направленных депрессий, производить отбор свабом меньших объемов при ПГИ) - PURE перфорация (направленная депрессия, лучшая очистка ПЗП) -ПВР со спущенным ЭЦН, пакером ГРП ориентированная перфорация для горизонтальных участков ПВР при увеличенной репрессии на пласт (высококачественная жидкость вскрытия, плотный коллектор, перед ГРП)

Изображение слайда
29

Слайд 29: Спуско-подъемное оборудование и технология проведения ГИС

Изображение слайда
30

Слайд 30

Изображение слайда
31

Слайд 31

Принципиальная схема УФПК-1

Изображение слайда
32

Слайд 32

Сравнение ПВР на депрессии (стандартный подход) и ПВР на депрессии по технологии PURE компании Шлюмберже

Изображение слайда
33

Слайд 33: Классификация методов ГИС (по виду изучаемых физических полей) и решаемые задачи в скважине и околоскважинном пространстве

Изображение слайда
34

Слайд 34

Классификация методов ГИС (по виду изучаемых физических полей) и решаемые задачи в скважине и околоскважинном пространстве

Изображение слайда
35

Слайд 35

Классификация методов ГИС (по виду изучаемых физических полей) и решаемые задачи в скважине и околоскважинном пространстве

Изображение слайда
36

Слайд 36

Классификация методов ГИС (по виду изучаемых физических полей) и решаемые задачи в скважине и околоскважинном пространстве

Изображение слайда
37

Слайд 37

Классификация методов ГИС (по виду изучаемых физических полей) и решаемые задачи в скважине и околоскважинном пространстве

Изображение слайда
38

Слайд 38

Классификация методов ГИС (по виду изучаемых физических полей) и решаемые задачи в скважине и околоскважинном пространстве

Изображение слайда
39

Слайд 39: Цементирование

Цементный раствор выполняет следующие функции: разобщение проницаемых горизонтов друг от друга в скважине, обеспечение механической опоры для обсадной колонны, защита колонны от коррозии, укрепление и создание опоры для стенок скважины (совместно с обсадной колонной) для предотвращения обвала пород. Для слабых и несцементированных пластов цементная оболочка (раствор) должна создавать и поддерживать межзерновое напряжение, чтобы предотвратить вымывание зерен песка при эксплуатации скважины. Сырье для производства цемента – известковые и глинистые породы (известняк, глины, глинистый сланец), а так же другие минералы с высоким содержанием карбоната кальция. В зависимости от глубины и условий цементируемой скважины используют различный цемент – всего 9классов. Для регулирования времени схватывания и твердения раствора добавляют гипс. Когда цементный раствор размещается вокруг обсадной колонны, то он подвергается действию высокого дифференциального давления, при этом происходит фильтрация воды в пласт, образуя гидратные соединения. При температуре в скважине менее 110град. Цемент продолжает гидратировать и набирать прочность в течении длительного периода (от нескольких дней до нескольких лет), затем прочность начинает уменьшаться (регресс прочности). При температуре более 110град. используют добавки силикатной муки (для получения кристалов меньшей пористости и большей прочности). Важно, чтобы время загустевания было выбрано больше чем период цементирования. Последствия неудачного цементирования весьма дорогостоящие – разбуривание, повторные цементирования при этом результат, как правило, уже менее эффективный. Время загустевания можно скорректировать добавлением специальных реагентов (ускорители хлорид кальция, натрия; замедлители- добавки органического происхождения).

Изображение слайда
40

Слайд 40: Цементирование

Плотность смеси цемента и воды = масса сухого цемента + масса воды (цементного раствора) объем цемента + объем воды затворения Низкая плотность раствора иногда требуется для уменьшения опасности поглощения, которое может быть вызвано избыточным гидростатическим давлением столба цементного раствора. Для уменьшения и увеличения плотности существую добавки (облегчение - бентонитовая глина, диатомовая глина, гильсонит (за счет увеличения объема используется для борьбы с поглощением), пуццолан; утяжеление – барит, ильменит, гематит). В ТПП «КНГ» в основном при цементировании: направление -50м, 8т, 1,8г/см3; кондуктор – 750м, 43т, 1,8г/см3, экспл.колонна 146мм, 3000м, 38т выше продуктивных горизонтов на 150м гельцемент 1,25г/см3 (с микросферами), в интервале продуктивных горизонтов цемент 1,92г/см3 + добавки (буфер, пеногаситель, ПАВ …). Боковые стволы полностью цементом 6т, 1,92г/см3. Прочность на сжатие - это наиболее используемый параметр для количественного определения прочности цемента. Цемент с прочностью на сжатие 3,5МПа считается применимым для работ. При цементировании обсадных колонн используют следующее оборудование: колонные (направляющие) башмаки, обратные клапаны, муфты ступенчатого цементирования (дифференциальные клапаны), центраторы, скребки, цементировочные пробки.

Изображение слайда
41

Слайд 41: Типовая технологическая оснастка обсадных колонн

Изображение слайда
42

Слайд 42: Оборудование при тампонаже эксплуатационных колонн

Изображение слайда
43

Слайд 43

ОЦЕНКА КАЧЕСТВА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИНЫ Оценка качества цементирования обсадных колонн производится с помощью комплекса геофизических исследований (акустический метод, метод рассеянного гамма-излучения, термометрия), а также проверкой герметичности обсадной колонны, предусмотренных проектом на строительство скважины. 2.6.1. Применение комплекса геофизических исследований 2.6.1.1. Для определения качества цементирования обсадных колонн нефтяных и газовых скважин следует применять акустический метод (аппаратура типа АКЦ-4, УЗБА-21, АК1-841, акустическая часть АК-1, входящая в комплекс ЦМГА-2, МАК-2, АКЦ-НВ). 2.6.1.2. Для оценки качества цементирования обсадной колонны в сложных геолого-технических условиях (интервалы со значительной кавернозностью, большие диаметры колонн, высокие забойные температуры, применение облегченных и малопрочных тампонажных смесей, наличие АВПД и АНПД) в наклонных и горизонтальных скважинах, многоколонных конструкциях скважин рекомендуется наравне с аналоговыми параметрами регистрировать фазокорреляционные диаграммы (аппаратура типа ИФКД, БФКА, "Луч", "Волна", "Штиль" и т.д.). 2.6.1.3. Оценку качества цементирования интервалов скважин, обсаженных двумя и более колоннами, целесообразно проводить с использованием модификаций аппаратуры акустического контроля цементирования с низкочастотным излучением, которые содержат трехэлементные зонды (аппаратура типа ЦМГА-2, СПАК-2, УЗБА-21, МАК-2, АК1-841 и др.). 2.6.1.4. Определение высоты подъема облегченных, аэрированных и малопрочных тампонажных смесей целесообразно проводить с помощью способа определения высоты подъема тампонажных растворов за обсадными колоннами путем регистрации отраженных акустических волн или методом радиоактивного каротажа, активировав в процессе цементирования первую порцию тампонажного раствора радоновым индикатором.

Изображение слайда
44

Слайд 44

ОЦЕНКА КАЧЕСТВА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИНЫ экспериментально для каждого конкретного региона в зависимости от теплового режима скважины, физико-химических свойств цементного раствора и его начальной температуры, но не ранее 20...24 час. 2.6.1.6. При проведении исследований в эксплуатационной колонне рекомендуется заменять глинистый раствор на воду (на глубину 100...150 м от устья) перед проведением АКЦ. 2.6.1.7. Нельзя применять акустический метод в обсадных трубах, заполненных газированными жидкостями, на ранней стадии формирования цементного камня. 2.6.1.8. В комплексе с акустическим методом рекомендуется применять метод рассеянного гамма-излучения (ГГК) для уточнения высоты подъема тампонажной смеси за колонной, выделения незацементированных интервалов, с односторонней заливкой и наличием каналов в цементном камне, а также для определения эксцентриситета колонны в скважине и измерения плотности цементного камня. ГГК можно применять в любое время после окончания цементирования. Совместное использование методом АК и ГГК позволяет выявить практически все основные дефекты цементного кольца, обусловленные как уменьшением плотности цементного кольца, так и неплотным контактом его с обсадной колонной и стенками скважины. 2.6.1.9. Для уверенного контроля качества цементирования методом ГГК минимальная разность плотностей цементного камня и бурового раствора должна быть больше 0,3 г/см 3 при измерениях в скважинах диаметром 295 мм, обсаженных колоннами 146...168 мм, и больше 0,4 г/см 3 при измерениях в скважинах диаметром 193...214 мм, обсаженных, соответственно, колоннами 146 и 168 мм. При меньшей разнице плотностей цементного камня и бурового раствора применять метод ГГК нецелесообразно.

Изображение слайда
45

Слайд 45

ОЦЕНКА КАЧЕСТВА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИНЫ 2.6.1.10. Для оценки качества цементирования технических колонн и кондукторов рекомендуется использовать цементомеры ЦМ (8...10), ЦМ (10...16); для оценки качества цементирования эксплуатационных обсадных колонн, количественных определений плотности вещества в затрубном пространстве - дефектомер-толщиномер типа СГДТ (СГДТ-2, СГДТ-3, СГДТ-НВ и др.). Для уточнения данных СГДТ рекомендуется делать базовый замер в спущенной обсадной колонне до цементирования, второй - после него. 2.6.1.11. В условиях, когда необходимо оценить такие показатели, как степень вытеснения бурового раствора цементным, интервал распространения зоны смешения бурового и цементного растворов, наличие зон скопления цементных масс, сроки схватывания цементного раствора в условиях скважины рекомендуется применять термометрию (термометры ЭТМИ-58, ЭТС-24, ТЭГ-60, ТЭГ-36 и т.д.). 2.6.1.12. Для реализации возможностей термометрии необходимо зарегистрировать по меньшей мере три термограммы: первую - сразу после цементирования колонны (практически через 1... 2 ч.); вторую - в момент, когда по данным лабораторного анализа ожидается конец схватывания цементного раствора; третью - через 10...15 ч. после цементирования скважины.

Изображение слайда
46

Слайд 46

ОЦЕНКА КАЧЕСТВА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИНЫ (пример по скважинам 1968Л/160, 1740/543 и 1738/543 Ватьеганского м/ р )

Изображение слайда
47

Слайд 47

Испытание колонн на герметичность. Основные положения инструкции по испытанию обсадных колонн на герметичность Инструкция по испытанию обсадных колонн на герметичность введена в действие 1.06.99г. Разработана в соответствии с требованиями «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности», «Инструкции по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин». Инструкция предусматривает порядок и условия проведения испытаний на герметичность обсадных труб и колонн в скважине и призвана обеспечить устойчивость и надежность спущенных обсадных колонн в процессе строительства и эксплуатации скважин при возникновении любых условий, в том числе экстремальных ситуаций. 1.2. Основные цели Инструкции: -проверка прочности спущенных обсадных колонн, -проверка качества и надежности их цементирования, -повышение противоаварийной устойчивости производственных объектов. 1.3. Все кондукторы и тех.колонны, несущие противовыбросовой оборудование, а также экспл.колонны после первичного и ремонтного цементирования, других ремонтных работ в колонне, установки цементных мостов для изоляции опробованных (выработанных) объектов после окончания сроков ожидания затвердевания цемента должны подвергаться испытанию на герметичность и проверке качества цементирования под башмаком кондукторов и тех.колонн. 1.4. Перед испытанием на герметичность обсадных колонн и качества их цементирования должна быть произведена проверка расположения цемента в затрубном пространстве и характера сцепления цементного камня с обсадными трубами в соответствии с требованиями рабочего проекта на строительство скважины. 1.7. В процессе испытания колонн на герметичность способом опрессовки создаваемое внутренне давление на трубы должно превышать не менее чем на 10% возможное давление, возникающее при ликвидации газоводонефтепроявлений и открытых фонтанов, а также при опробовании и эксплуатации скважины. 1.8. Межколонное пространство на устье скважины опрессовывается водой или незамерзающей жидкостью на давление, не превышающее остаточную прочность предыдущей обсадной колонны. 1.9. Во всех случаях плотность опрессовочной жидкости не должна быть ниже значений, при которых ее гидростатическое давление в заполненной до устья скважине компенсирует избыточное наружное давление на обсадную колонну выше предельно допустимых нагрузок на смятие.

Изображение слайда
48

Слайд 48

Испытание колонн на герметичность. Основные положения инструкции по испытанию обсадных колонн на герметичность 1.12. Если расчетное опрессовочное давление на устье скважины с учетом проектной (выбранной) плотности опрессовочной жидкости превышает прочностные характеристики тех или иных частей (участков) обсадной колонны, то последние в процессе испытания должны быть защищены с помощью пакера от разрушающих нагрузок. 1.13. Испытание колонны опрессовкой производится с испольщованием технических средств, обеспечивающих плавный подъем давления (цементировочные агрегаты, ручные прессы и др.) 1.14. Обсадные колонны считаются герметичными, если в течение 30мин давление опрессовки снизилось не более, чем на 0,5МПа. При испытании колонн глубоких, сверхглубоких скважин, рассчитанных на аномально высокие опрессовочные давления, допускается снижение опрессовочного давления в течении 30мин на 1,5МПа и 2,5МПа при давлении, соответственно до 50МПа и свыше 50МПа, при отсутствии его дальнейшего падения. Наблюдение за изменением давления начинается через 5мин после создания расчетного давления. 1.17. Результаты испытаниё герметичности обсадных колонн оформляются соответствующими документами (акты). 1.20. Передача скважин для ремонта и приемка их после ремонта производится по акту с учетом результатов испытания эксплуатационной колонны на герметичность в соответствии с порядком, установленным предприятием.

Изображение слайда
49

Слайд 49

Испытание колонн на герметичность. Основные положения инструкции по испытанию обсадных колонн на герметичность 2.1. Испытание кондукторов и тех.колонн на герметичность проводится опрессовкой с заполнением их воды от устья до глубины 20-25м, а в остальной части буровым раствором, которым проводилась продавка тампонирующей смеси. В необходимых случаях (возникновение на отдельные участки нагрузок, превышающих предельно допустимые) допускается замена бурового раствора опрессовочной жидкостью меньшей плотностью. 2.2. После разбуривания цементного стакана и выхода из башмака на 1-3м или перед вскрытием продуктивного пласта кондуктор или промежуточная колонна вместе с установленным на них противовыбросовым оборудованием для проверки качества цементного кольца во избежание прорыва за башмак колонны жидкости или газа при выбросах подвергаются повторной опрессовке при спущенной бурильной колонне с закачкой на забой порции воды с подъемом ее в башмак на 10-20м. 2.3. Испытание эксплуатационной колонны производится: -в скважинах со сплошными колоннами и фильтрами ( с «манжетным» цементированием) или с открытым участком ствола скважины ниже башмака – после проверки положения цементного стакана. А при необходимости – после его разбуривания до установленного минимума его высоты. -после установки цементных мостов для испытания вышележащих горизонтов. 2.4. Эксплуатационные колонны испытываются на герметичность опрессовкой с предварительной заменой бурового раствора на техническую воду (в том числе минерализованную). В скважинах. На устье которых избыточного давления может не быть, ЭК дополнительно должна испытываться на герметичность снижением уровня воды до динамического уровня при механизированной добыче. Испытание на герметичность снижением уровня должно также производиться в ЭК после ремонтных цементирований и установки цементных мостов для испытания вышележащих горизонтов.

Изображение слайда
50

Слайд 50

Испытание колонн на герметичность. Основные положения инструкции по испытанию обсадных колонн на герметичность 2.5. Испытание колонн методом опрессовки 2.5.1. Внутренне давление на трубы при испытании колонн на герметичность способом опрессовки определяется выражениями: Роп z =1.1Рв z при 0 <=Z< = L Для колонн с установленным противовыбросовым оборудованием величина Рв z определяется с учетом дополнительного противодавления, необходимого для ликвидации нефтегазопроявлений и открытых фонтанов) Роп z =1.1( Рв z +∆ P), где Рв z –внутренне давление при нефтегазопроявлений при закрытом устье, ∆ P -доп.давление, необходимое для ликвидации нефтегазопроявлений (устанавливается в проекте на строительство скважин на основании промысловых данных или путем расчета). Во всех случаях давление гидроиспытания труб на поверхности не должно быть меньше величин, указанных в таблице Примечание: по решению предприятия допускается производить опрссовку при более высоких давлениях, исходя из конкретных условий

Изображение слайда
51

Слайд 51

Испытание колонн на герметичность. Основные положения инструкции по испытанию обсадных колонн на герметичность 2.5.4. В скважинах, при эксплуатации и опробовании которых на устье предполагается отсутсвие избыточного давления, ЭК, не выдержавщая нормы падения давления при испытании методом опрессовки, но не обладающая приемистостью, необходимой для проведения ремонтных работ, подлежит дополнительному испытанию снижением уровня. При положительных результатах этого испытания скважина может передаваться в эксплуатацию. 2.5.5. Испытание приустьевой части ЭК по п1.15. Инструкции производится с помощью технических средств, генерирующих инертный газ (азот) из воздуха ли инертного газа из баллонов, или газа соседних скважин. 2.6. Испытание на герметичность способом снижения уровня. 2.6.1. Испытание ЭК снижением в ней уровня производится после испытания внутренним давлением. 2.6.2. При испытании колонн способом снижения уровня последний должен быть снижен до: -величин не менее указанных в таблице -уровня на 40-50м ниже того, пир котором предполагается вызов притока из объекта, подлежащего опробованию или эксплуатации Во всех случаях снижение уровня не должно превышать значения, при котором гидростатическое давление жидкости в колонне вызывает избыточное наружное давление на нее выше величин, предельно допустимых на смятие.

Изображение слайда
52

Слайд 52

Испытание колонн на герметичность. Основные положения инструкции по испытанию обсадных колонн на герметичность 2.6.4. При испытании способом снижения уровня колонна считается герметичной в том случае, если повышение уровня, сниженного до требуемой величины, за 8 часов наблюдения не превысит значений, указанных в таблице Замеры уровня должны производиться через 3часа после снижения, второй и третий – через 2часа после предыдущего и последний через 8часов. 2.6.5. В случае, если уровень в течении 8часов поднимается на величину большую. Чем указано в табл., производится повторный замер в течение 8 часов. Если при повторном замере уровень понимается также больше нормы, колонна признается негерметичной и производятся работы по поиску и устранению дефектов. 2.9. При обнаружении дефектов скважины после ее крепления (подъем цемента с неперекрытием продуктивных горизонтов, негерметичность колонны или цементного моста и др.) следует после их изучения проводить изоляционно-ремонтные (повторное цементирование и др.) или изоляционно-ликвидационные работы. При недоподъеме цементного раствора до расчетной высоты, но с перекрытием продуктивных горизонтов вопрос о возможности опробования и эксплуатации скважин или необходимости проведения ремонтных работ решается в каждом отдельном случае в соответствии с требованиями «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности»

Изображение слайда
53

Слайд 53

Назначение вторых стволов, горизонтальных скважин Бурение горизонтальных скважин и боковых стволов с горизонтальной частью имеет принципиально одинаковые подходы. Разница состоит только в необходимости фрезерования эксплуатационной колонны и забуривания бокового ствола. Обычные методы разработки, основанные на бурении вертикаьлных и наклонных скважин с применением заводнения, позволяют извлечь лишь 30-50% нефти, содержащейся в пласте, бурение горизонтальных скважин позволяет увеличить дебиты в 3-5 и более раз,, довести КИН до 70-80%. В СССР начало горизонтального бурения положено в 1930-х годах. Горизонтальное бурение позволяет вовлекать в разработку запасы, которые невыгодно и невозможно извлекать обычными накл /направленными скважинами- морские нефтегазовые м/ р, водонефтяные зоны, водоплавающие залежи, залежи с газовой шапкой, участки с разнопроницаемыми пропластками, обладающих различной скоростью выработки; бурение вторых стволов позволяет вовлекать недренируемые запасы нефти, корректировать систему разработки, сокращать простаивающий в бездействии и консервации фонд скважин, реанимировать аварийные скважины. На ряде месторождений сделана попытка созданий систем разработки, но в основном бурятся отдельные ГС. По ТПП «КНГ» план бурения на 2010г -120 боковых стволов и 20 горизонтальных скважин (подлежит корректировке в процессе разбуривания новых участков и получения информации о геологическом строении, распределении флюида в разрезе). В 2009 -2010г пробурено 2 скважины с разветленно-горизонтальным окончанием (Дружное, Повховское м/ р ). В 2011г планируется бурение многоствольных наклонно-направленных и горизонтальных скважин ( Когалымское м/ р ).

Изображение слайда
54

Слайд 54

Назначение вторых стволов, горизонтальных скважин Для повышения эффективности БВС необходимо: Качественный анализ-обоснование при подборе с гидродинамическим моделированием выработки запасов по участку и составления мини-проекта на БВС (проектный институт), с независимой геолого-промысловой экспертизой и экономической оценкой в сценарных условиях Компании. Качественная проводка горизонтального участка в процессе бурения (создан отдел сопровождения) с использованием MWD (положение забоя в пространстве), LWD ( ГК+ REZ, в перспективе датчики пористости и давления), ГТИ (ЛБА, шлам, газопоказания, технологические параметры бурения). Применение высококачественных буровых растворов, систем заканчивания, промывочных жидкостей. Квалифицированные подрядные буровые организации, обеспеченные современными оборудованием и средствами измерения, способные к совместной работе с сервисными компаниями по геофизическому сопровождению, сопровождению растворов, систем заканчивания. В настоящее время по ТПП «КНГ» бурение горизонтальных участков ведется с использованием ВЗД (винтовой забойный двигатель), сейчас идет испытание бурения бокового ствола с горизонтальным окончанием 500м (220Л/33 Ватьеганское м/ р ) с использованием Роторно-Управляемой Системой (РУС) Шлюмберже POWER DRIVE.

Изображение слайда
55

Слайд 55

Сопровождение бурения вторых стволов, горизонтальных скважин При сопровождении бурения (сервисные работы): -станция ГТИ (вытяжки, шлам, газопоказания, параметры бурового раствора, технологические параметры бурения), -MWD положение забоя в пространстве (передача данных на поверхность по радио или гидроканалу ), - LWD данные по ГК, REZ, в плане датчик пористости и датчики давлений (передача данных на поверхность как правило по гидроканалу ) с отменой проведения окончательного каротажа.

Изображение слайда
56

Слайд 56

Сопровождение бурения вторых стволов, горизонтальных скважин ГГКП/Нейтрон. 22 ft MWD 25 ft сопротивление 18 ft РУС / ВЗД 18 ft Измерения LWD определяют положение ствола в пласте Угол и азимут позиционируют ствол в пространстве MWD передает данные по гидроимпульсному каналу ВЗД/Роторные Управляемые системы позволяют проводить скважину согласно заданной траектории

Изображение слайда
57

Слайд 57

Сопровождение бурения вторых стволов, горизонтальных скважин X100 X900 X500

Изображение слайда
58

Слайд 58

Многозабойные скважины Основные формы многозабойных скважин были предложены в 50-х годах, но существующие тогда методики бурения и оборудование заканчивания скважин не позволяли осуществлять их массовое строительство. Усовершенствования, проведенные в 90-х годах, позволили бурить и заканчивать строительством все большее количество многозабойных скважин. Опыт мировых лидеров нефтегазового бизнеса в области дальнейшего совершенствования и использования технологии строительства многозабойных скважин —компаний Schlumberger, Eni Agip, CNOOC, Petrobras и Total —безусловно, будет интересен российским нефтяникам. Схемы расположения многоствольных горизонтальных скважин (МСГС) в пласте могут представлять собой одиночную дренирующую скважину, либо несколько боковых ответвлений, образующих веер в горизонтальной плоскости или располагающихся по вертикали друг над другом, либо две горизонтальные скважины (ГС), расходящиеся в противоположные стороны от главного ствола. Добываемые из отдельных ГС продукты могут смешиваться и доставляться на поверхность по одной колонне труб или по отдельным колоннам труб, не смешиваясь. Сегодня в скважинах может находиться высокотехнологичное оборудование для заканчивания, предназначенное для слежения за исходящими из боковых ответвлений потоками и их регулирования. Соответственно, связанные с бурением и вскрытием продуктивного пласта риски изменяются в зависимости от схем расположения скважин в продуктивном пласте, от сложности сочленений с главным стволом, от предъявляемых к заканчиванию скважин требований и от скважинного оборудования. Бурение многоствольных горизонтальных скважин требует дополнительных начальных инвестиций в оборудование, но в конечном счете приводит к снижению общих капитальных затрат и стоимости разработки месторождения, равно как и текущих расходов, через уменьшение числа необходимых скважин. Данная технология уменьшает потребность в устьевом оборудовании, платформенных водоотделяющих колоннах и подводном оборудовании для вскрытия пластов, что приводит к снижению затрат и оптимизирует использование бурового выреза у морских буровых платформ или донных опорных плит. При работах на суше использование многоствольных горизонтальных скважин позволяет также свести к минимуму размеры буровых площадок и связанные с последними неблагоприятные воздействия на окружающую среду. Проводка меньшего числа главных скважин приводит к тому, что приходится намного реже преодолевать трудности, связанные с бурением верхней части разреза. Места сочленения горизонтальных секций скважины с главным стволом являются особо важными элементами при вскрытии продуктивных пластов с помощью многоствольных горизонтальных скважин. В процессе эксплуатации они могут повреждаться под воздействием пластовых давлений, сил, связанных с изменениями температуры, и перепадов давлений. Сочленения разделяются на две большие группы: сочленения, не обеспечивающие своей герметичности (уровни 1, 2, 3 и 4), и сочленения, обеспечивающие герметичность (уровни 5 и 6). Успешность функционирования горизонтальных скважин определяется длительностью срока службы сочленения, его универсальностью и доступностью (рис. 1).

Изображение слайда
59

Слайд 59

Расширяющиеся пакера

Изображение слайда
60

Слайд 60

Определение продуктивности скважины Продуктивность  — это коэффициент, характеризующий возможности скважины по добыче нефти. По определению коэффициент продуктивности — это отношение дебита скважины к депрессии : где η — коэффициент продуктивности [м³/сут/МПа], Q  — дебит скважины [м³/сут], Δ P = P k − P c  — депрессия [МПа], P k  — пластовое давление (на контуре питания) замеряется в остановленной скважине [МПа], P c  — забойное давление (на стенке скважины) замеряется в работающей скважине [МПа]. Продуктивность по нефти Коэффициент продуктивности определяется по результатам гидродинамических исследований и эксплуатации скважин. Используя замеры на квазистационарных режимах (установившихся отборах), получают индикаторные диаграммы (ИД), представляющие собой зависимость дебита от депрессии или забойного давления. По наклону индикаторной линии определяют фактическую продуктивность нефтяной скважины. Продуктивность по газу Зависимость дебита газовых скважин от депрессии существенно нелинейна вследствие значительной сжимаемости газа. Поэтому при газодинамических исследованиях вместо коэффициента продуктивности определяют фильтрационные коэффициенты a и b по квадратичному уравнению: При малых депрессиях приблизительно коэффициент продуктивности η по газу связан с фильтрационным коэффициентом a соотношением:

Изображение слайда
61

Слайд 61

Виды индикаторных диаграмм По форме индикаторные линии относительно оси дебитов могут быть прямыми, выпуклыми и вогнутыми. При любом виде кривую можно аппроксимировать уравнением Q = K *(Рпл-Рзаб) n. При n =1 – индикаторная линия прямая ( кр.№1 ), режим залежи напорный и в пласте установившаяся фильтрация однородной жидкости по линейному закону Дарси. При напорных режимах индикаторная линия, вначале прямая, может с увеличением депрессии переходить в кривую, выпуклую относительно оси дебитов ( кр.№2 ), искривление вследствие нарушения линейного закона фильтрации в ПЗП под влиянии сил инерции, увеличении фильтрационных сопротивлений при больших Q ж. При n< 1 ( кр.№3 ), линия выпуклая относительно оси дебитов – режим отличен от водонапорного (режим растворенного газа, гравитационный) и для скважин, эксплуатирующих залежи с трещиноватым коллектором. При n> 1 ( кр.№4 ), линия вогнутая относительно оси дебитов -это результат измерения дебитов и Рзабойных, когда давление в пласте еще не установилось- дефектные кривые, исследования необходимо повторить. После определения Кпродуктивности можно определить гидропроводность ε = kh/ μ и другие параметры призабойной зоны. При исследованиях на установившихся режимах работы скважины (метод пробных откачек) получаем индикаторные графики – зависимость притока жидкости от забойного давления или положения динамического уровня.

Изображение слайда
62

Слайд 62

Определение продуктивности скважины Уравнение Дюпюи Уравнение Дюпюи является интегральной формой закона Дарси для случая плоскорадиального установившегося потока несжимаемой жидкости к вертикальной скважине. Уравнение Дюпюи связывает продуктивные характеристики скважины ( дебит, продуктивность ) и фильтрационные свойств пласта ( гидропроводность, проницаемость ). Потенциальная продуктивность и гидропроводность По уравнению Дюпюи (Q пот =2* π * ε * Δ P/(b* ln (R к / r c ) потенциальная продуктивность скважины связана с гидропроводностью выражением ( делим на Δ P ) : где η 0 — потенциальная продуктивность [см 3 /сек/ атм ], которая может быть получена от совершенной скважины (при отсутствии скин-фактора ), — коэффициент гидропроводности пласта ( k — проницаемость горной породы [Д], h — эффективная толщина коллектора [см], μ - динамическая вязкость жидкости [ сП ]), B — коэффициент объёмного расширения (для пересчёта объёма жидкости из поверхностных в пластовые условия), R k — радиус контура питания (воронки депрессии) [см], то есть расстояние от скважины до зоны пласта, где давление полагается постоянным и равным текущему пластовому давлению (примерно половина расстояния между скважинами), r c — радиус скважины по долоту в интервале вскрытия пласта [см]. Фактическая продуктивность несовершенной скважины Для несовершенной скважины уравнение Дюпюи принимает следующий вид: где η — фактическая продуктивность несовершенной скважины, S — скин-фактор.

Изображение слайда
63

Слайд 63

Определение продуктивности скважины Скин-фактор Скин-фактор — гидродинамический параметр, характеризующий дополнительное фильтрационное сопротивление течению флюидов в околоскважинной зоне пласта, приводящее к снижению добычи ( дебита ) по сравнению с совершенной (идеальной) скважиной. Причинами скин-фактора являются гидродинамическое несовершенство вскрытия пласта, загрязнение околоскважинной зоны, прочие нелинейные эффекты (турбулентное течение, разгазирование, сжатие скелета горной породы и т. д.). Для оценки наличия скин-эффекта и определения его значения используют КВД. Скин-фактор и продуктивность Применяя уравнение Дюпюи для плоскорадиального установившегося потока несжимаемой жидкости к вертикальной скважине, получаем выражение для скин-фактора : где η 0 — потенциальная продуктивность, которая может быть получена от совершенной скважины (при отсутствии скин-фактора ), η — фактическая продуктивность реальной скважины, R k — радиус контура питания (воронки депрессии), то есть расстояние от скважины до зоны пласта, где давление полагается постоянным и равным текущему пластовому давлению (примерно половина расстояния между скважинами), r c — радиус реальной скважины по долоту в интервале вскрытия пласта.

Изображение слайда
64

Слайд 64

Гидродинамический каротаж (прибор на кабеле MDT)

Изображение слайда
65

Слайд 65

Данные КВД, ИК и КВУ, представленные в виде зависимости продуктивности от депрессии

Изображение слайда
66

Последний слайд презентации: Зам.начальника геологического отдела ТПП

Изображение слайда