Документы



Министерство высшего и среднего специального образовани республики узбекистан бухарский технологический институт пищевой и легкой промышленности кафедра \"нефтегазовое дело\" лекци и icon

Министерство высшего и среднего специального образовани республики узбекистан бухарский технологический институт пищевой и легкой промышленности кафедра "нефтегазовое дело" лекци и

НазваниеМинистерство высшего и среднего специального образовани республики узбекистан бухарский технологический институт пищевой и легкой промышленности кафедра "нефтегазовое дело" лекци и
страница1/8
МУХАМЕДШИНА Л.С
Дата05.09.2013
Размер1.67 Mb.
ТипПротокол
скачать
  1   2   3   4   5   6   7   8
1. /Бурение2.docМинистерство высшего и среднего специального образовани республики узбекистан бухарский технологический институт пищевой и легкой промышленности кафедра "нефтегазовое дело" лекци и



МИНИСТЕРСТВО ВЫСШЕГО И СРЕДНЕГО СПЕЦИАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИ

РЕСПУБЛИКИ УЗБЕКИСТАН


БУХАРСКИЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ ПИЩЕВОЙ И

ЛЕГКОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ


КАФЕДРА "НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО"


Л Е К Ц И И


"БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН"


СОСТАВИТЕЛЬ: МУХАМЕДШИНА Л.С.


Б У Х А Р А - 2 0 0 2 г


РЕЦЕНЗЕНТ: Кафедра "Нефтегазовое дело"

Бух ТИП и ЛП проф. Собиров Ф.Ш.


УТВЕРЖДЕНО: Учебно-методическим советом факультета

Нефтегазовая промышленность

Протокол N___ от "___" 2002 г


УТВЕРЖДЕНО: на заседании кафдры, "Нефтегазовое дело"

протокол N ______ от "______" 2002 г.


А Н Н О Т А Ц И Я


В лекциях кратко изложены вопросы регулирования направления бурения скважин. Рассмотрены горно-геологические условия бурения, крепление и освоении скважин, разобщение пластов. Описаны причины аварии в бурении и методы их ликвидации. Отражены последние достижения техники и технологии бурения; рассмотрены проблемы бурения скважин глубиной 15 тыс.м.

Уделено внимание охране недр, технике безопасности, защите окружающей среды.

Изложены технико-экономические указатели бурения.

Для студентов обучающихся по специальности "Бурение нефтяных и газовых скважин".


О Г Л А В Л Е Н И Е


ТЕМА 1. Регулирование направления бурения cкважин..…………………………………......


ТЕМА 2. Первичное вскрытие и опробование продуктивных пластов.....................................


ТЕМА 3. Крепление скважин...............................……………………………………………….


ТЕМА 4. Цементирование скважин...........................……………………………………………


ТЕМА 5. Освоение и испытание.............................……………………………………………..


ТЕМА 6. Аварии в бурении, их предупреждение и методы ликвидации..................................


ТЕМА 7. Перспективы дальнейшего развития техники и технологии бурения на нефть и газ.............…………………………………………………………………………………………..


ТЕМА 8. Основы техники безопасности и защита окружающей среды от загрязнения.................……………………………………………………………………………..


ТЕМА 9. Техника - экономические показатели бурения.....…………………………………..


Тема 1. РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРАВЛЕНИЯ БУРЕНИЯ СКВАЖИН.


План темы

1. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ИСКРИВЛЕНИЯ ВЕРТИКАЛЬНЫХ СКВАЖИН.

2. ЦЕЛИ И СПОСОБЫ БУРЕНИЯ НАКЛОННЫХ СКВАЖИН.

3. ПРОФИЛИ НАКЛОННЫХ СКВАЖИН.

4. ОРИЕНТИРОВАНИЕ ОТКЛОНЕНИЯ.

5. КУСТОВОЕ РАЗМЕЩЕНИЕ СКВАЖИН.

6. ГОРИЗОНТАЛЬНО РАЗВЕТВЛЕННЫЕ СКВАЖИНЫ.


Список литературы.

1. А.И.Булатов. Справочник инженера по бурению.Москва, "Недра",

1985.

2. Н.Г.Середа. Бурение нефтяных и газовых скважин. Москва,

"Недра", 1988

3. М.Р.Мавлютов. Технология бурения глубоких скважин. Москва,

"Недра", 1982.


1. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ИСКРИВЛЕНИЯ ВЕРТИКАЛЬНЫХ СКВАЖИН.

Вследствие многообразия одновременно действующих причин, способствующих искривлению скважин, практически невозможно бурить их в строго вертикальном направлении. Поэтому все вертикальные скважины в той или иной мере искривлены (рис.1).

Основное мероприятие, направленное на предупреждение искривления вертикальных скважин - выбор конструкции нижней части буровой колонны (КНБК), обеспечивающей бурение скважин с высокими показателями работы долота в самых разнообразных геологических условиях.

Наибольшее распространение получили КНБК, основанные на использовании "Эффекта отвеса" или принципа центрирования КНБК в скважине. Рассмотрим условия работы КНБК, использующих "эффект отвеса".

Причина искривления скважины - изгиб нижней части бурильной колонны, сопровождаемый перекосом долота по отношению к забою и прижатием его к стенке скважины.

Сущность способа предупреждения искривления скважин заключается либо в недопущении изгиба нижней части бурильной колонны путем центрирования долота ее нижней части, а также увеличением жесткости колонны, либо в намеренном изгибе нижнего направляющего участка колонны в заданном азимуте с помощью методов и средств наклонно-направленного бурения. Первый способ применяется при бурении в сравнительно однородных породах, спокойно залегающих пластах, а второй - с целью компенсации естественного искривления в наклонно залегающих анизотропных породах или для исправления уже искривленного ствола.

К числу наиболее распространенных способов предупреждения искривления относится: а) центрирование нижней части бурильной колонны в скважине; б) создание отклоняющих сил применением техники и технологии наклонно-направленного бурения; в)увеличение жесткости и веса нижней части бурильной колонны; г) создание в нижней части бурильной колонны растягивающих усилий; д) использование эффекта отвеса; е) регулирование осевой нагрузки на долото; ж) использование способов разрушения горных пород, при которых осевая нагрузка не обуславливает разрушение породы( эрозионное,

огневое, взрывное бурение).

При центрировании нижняя часть бурильной колонны выполняет роль направляющего участка и препятствует отклонению его от оси скважины. Чем меньше радиальный зазор между центрирующим устройством и стенками скважины, тем эффективнее нижняя часть колонны и долото центрируются в скважине.

Установка центраторов на бурильной колонне в расчетных точках при бурении в породах, склонных вызывать искривление, позволяет повышать осевую нагрузку на долото, уменьшать трение и износ труб.

Применение техники и технологии наклонно-направленного бурения для недопущения или исправления искривлений скважин основано на создании отклоняющих сил на долото в нужном направлении и с заданной величиной. Это достигается с помощью специальных компоновок низа бурильной колонны, включающих отклонители, центраторы, УБТ различных диаметров и длины. Увеличение жесткости и веса единицы длины нижней части бурильной колонны способствует сокращению длины сжатой ее части. Растягивающие усилия в нижней части бурильной колонны можно создать путем применения наддолотных утяжелителей (трубчатых, дисковых, стержневых), а также бурением с последовательным расширением ствола и использованием компоновок, в которых нагрузка на долото-расширитель создается за счет веса УБТ, находящихся под расширителем в пилотном стволе. Известны двойные (коаксиальные) УБТ разной длины, причем наружная труба короче внутренней и соединяется с последней с помощью резьбового соединения. Двойные УБТ обладают повышенной устойчивостью к продольному изгибу, т.к. одна из труб испытывает растягивающие усилия. Способ использования эффекта отвеса заключается в следующем: нормальная составляющая веса части бурильной колонны, расположенной между долотом и точкой ее соприкосновения со стенкой скважины в наклонном стволе, действует на долото перпендикулярно к оси этой колонны и уменьшает отклоняющую силу на долото.


2. ЦЕЛИ И СПОСОБЫ БУРЕНИЯ НАКЛОННЫХ СКВАЖИН.

Бурение наклонных скважин целесообразно при следующих условиях: под дно моря, озера, реки, канала; с намывных дамб, эстакад, плавучих судов; на болотистых и залесенных площадях; под овраги, горы; на площадях занятых заповедниками; в целях сохранения пахотных земель и лесных угодий; под промышленные объекты и жилые поселки; при бурении скважин, заканчивающихся несколькими забоями; при вскрытии продуктивных пластов, залегающих под тектонически нарушенными участками земной коры; при забуривании нового ствола вследствие неликвидированной аварии в скважине; при туше-

нии горящих фонтанов и ликвидации открытых выбросов.

Независимо от способов бурения технология проводки наклонных скважин основано на использовании геологических условий, способствующих искривлению скважин, и на применении специальных отклоняющих приспособлений. При роторном способе бурения ствол скважины отклоняется от вертикали с помощью клиновидных или шарнирных отклонителей. Искривление скважины осуществляется в заданном направлении прерывисто, путем последовательных зарезок. В результате значительно увеличивается обьем спуско-подъемных работ, снижается скорость бурения и возрастает стоимость строительства скважины. Клиновидный отклонитель прикрепляют к долоту с помощью штифта. Над долотом устанавливают одну (две) бурильную трубу малого диаметра, обеспечивающую гибкость нижнего участка колонны. После спуска колонны и установки отклонителя в заданном азимуте вдавливают острие отклонителя в породу, срезают штифт, допускают долото до забоя и при небольших нагрузке, частоте вращения и уменьшенном расходе жидкости бурят 3 - 4 м. Затем отклонитель с бурильной колонной поднимают, замеряют зенитный угол и азимут, расширяют скважину и повторно спускают бурильную колонну с отклонителем. Спускают и поднимают отклонитель несколько раз до тех пор, пока не будет достигнуто требуемое отклонение ствола скважины от вертикали. Спустив отклонитель на бурильной колонне, ориентируют его, включают насосы и при небольших расходе жидкости и нагрузке на забой вдавливают долото в породу без вращения колонны, затем приподнимают отклонитель и вновь вдавливают долото. Такую операцию осуществляют до тех пор, пока образуется новое направление ствола скважины. Затем при незначительной частоте вращения колонны (20 - 40 об/мин) углубляют скважину на 4 - 6 м, поднимают бурильную колонну и замеряют зенитный угол и азимут. После этого спускают бурильную колонну с обычным долотом и углубляют скважину на несколько метров без расширения или с одновременным расширением скважины. Затем поднимают бурильную колонну, замеряют зенитный угол и азимут, повторно спускают отклонитель, ориентируют его и работы по забуриванию повторяют (пока не будет достигнуто отклонение ствола скважины от вертикали в заданном направлении). Дальнейшее бурение осуществляют применяя специальную конструкцию низа бурильной колонны (КНБК) и режимы бурения.

При турбинном бурении отклонение ствола скважины от вертикали осуществляют так же с помощью отклонителей различных конструкций. Темп искривления скважины определяется величиной отклоняющей силы, зависящей от конструкции отклоняющего приспособления и места его установки в нижней части колонны, механическими свойствами

пород и условиями их залегания, типами долота и турбобура, а также применяемым режимом бурения. Темп искривления скважины зависит и от зенитного угла скважины. Отклонитель устанавливается между турбобуром и УБТ. Он позволяет искривлять ствол скважины до 90 и более.

При бурении наклонных скважин с винтовыми забойными двигателями применяют отклонители, устанавливаемые непосредственно над двигателем (кривой переводник, отклонитель с перекошенными резьбами).

При бурении с электробуром кроме отклонителей устанавливаемых непосредственно над двигателем используют электробур, у которого благодаря применению зубчатой муфты сцепления, валы двигателя и шпинделя соединяются под углом.


3. ПРОФИЛИ НАКЛОННЫХ СКВАЖИН.

В практике бурения наклонных скважин применяются профили (рис.2). При профиле а) до минимума сводится число рейсов с отклонителем и при это получается большое отклонение от вертикали при незначительном угле наклона скважины. Простота профиля обеспечивает эксплуатацию скважины без существенных осложнений. Профиль б) отличается от предыдущего тем, что вместо прямолинейного наклонного участка имеется участок 4, на котором зенитный угол уменьшается. Поэтому при бурении по данному профилю необходимо на участке 2 набрать большой угол наклона скважины в целях получения необходимого отклонения забоя скважины от вертикали. Такой профиль нельзя признать рациональным, так как значительное увеличение зенитного угла на участке 2, а затем на участке 4 может способствовать преждевременному износу эксплуатационной колонны и глубиннонасосного оборудования при эксплуатации скважины.

Профиль в) позволяет пересечь вертикальным участком скважины 5 несколько продуктивных горизонтов. Однако недостатки, присущие профилю б) сохраняются и в этом случае.

Профиль г) имеет большой участок 2, на котором увеличивается зенитный угол. Этот профиль рекомендуется применять при условиях, способствующих естественному искривлению скважины, а также в случаях, когда возможно бурение без ориентирования отклонителя.

Рассмотренные профили предусматривают вертикальную проводку скважины на длине верхнего участка. Протяженность этого интервала обуславливается, как правило, глубиной спуска кондуктора. Однако нередки случаи спуска кондуктора в ствол скважины отклоненной от вертикали.


4. ОРИЕНТИРОВАНИЕ ОТКЛОНИТЕЛЯ.

Бурение наклонной скважины по выбранному профилю возможно в том случае, когда при бурении участка скважины 1 обеспечиваются мероприятия по предупреждению искривления скважины, а начиная с момента забуривания от вертикального участка, отклонитель точно ориентируется в проектном азимуте. Ориентировать отклонитель можно в процессе спуска бурильной колонны в скважину, контролируя его положение после навинчивания каждой свечи (ориентированный спуск бурильной колонны) и после спуска бурильной колонны с отклонителем в скважину с использованием специальных приборов, фиксирующих положение плоскости искривления отклонителя по отношению к плоскости искривления скважины (забойное ориентирование отклонителя). Следовательно, ориентированный спуск бурильной колонны в скважину можно применять при любом значении зенитного угла, а забойное ориентирование отклонителя - в тех случаях, когда скважина имеет такой зенитный угол, при котором с дотаточной точностью фиксируется положение плоскости искривления скважины (обычно не меньше 5 ). Забойное ориентирование отклонителя осуществляется быстрее и проще, поэтому при больше 5 ориентированный спуск бурильной колонны в скважину применять не следует.

В настоящее время в практике бурения наклонных скважин получил широкое распространение так называемый метод безориентированного бурения, сущность которого сводится к следующему: после искривления скважины в заданном азимуте до зенитного угла 5 - 6 отрабатывают одно - два долота с применением отклонителя, а затем, убедившись в замере зенитного угла и азимута в обеспечении бурения скважины по проектному профилю, переходят к бурению без отклонителя но с применением специальной компоновки нижней части бурильной колонны и соответствующего ей режима бурения. В качестве примера такой компоновки можно привести компоновку (Рис.3) которая состоит из долота 1, укороченного турбобура 2, центратора 3 (диаметр центратора равен диаметру долота) и одной или нескольких УБТ 4. Учитывая, что компоновка опирается на стенку скважины центратором, можно подбором необходимого УБТ Р (при известном весе турбобура и долота Р ) регулировать силу и, следовательно, разности сил Р и Р . Если Р меньше Р ,то возникающая на долоте сила будет отклоняющей и бурение осуществится с увеличением зенитного угла. Если Р больше Р , то сила действующая на долото, будет выпрямляющей, что создает условия для уменьшения зенитного угла. При Р = Р наступит стабилизация зенитного угла.

Значительного изменения направления бурения (азимута) в этом случае ожидать не следует, так как чем больше зенитный угол тем большая вероятность действия разности сил Р - Р в плоскости искривления скважины.

Если безориентированное бурение с применением компоновки без отклонителя не обеспечивает получение необходимой интенсивности искривления скважины, то возникает необходимость в использовании компоновки с отклонителем. Последнюю при этом можно не ориентировать, так как она займет в скважине положение при котором плоскости искривления отклонителя и скважины совпадут.

Когда необходимо исправить направление бурения скважины (изменить азимут), нужно ориентировать отклонитель после спуска бурильной колонны. Таким образом, как при бурении без отклонителя, так и с ним, требуется тщательный контроль за положением ствола скважины в пространстве. В этих целях через заданные интервалы проходки замеряют зенитный угол и азимут и строят профиль и план скважины. Пользуясь построенными проекциями оси скважины исполнители работ принимают решение о продолжении бурения по применяемой технологии или об ее изменении в целях исправления профиля скважины. Если необходимо изменить направление бурения скважины, то длины интервалов между измерениями должны быть уменьшены. Поэтому

для каждой категории скважины установлена норма допустимого отклонения забоя скважины от его проектного положения, определяемого сеткой разработки месторождения. Так, для эксплуатационных скважин (вертикальных и наклонных) длиной 2500 - 3000 м, буримых в платформенных геологических условиях, допускается расположение фактического забоя в круге радиусом 30 м с центром этого круга в точке проектного положения забоя.


5. КУСТОВОЕ РАЗМЕЩЕНИЕ СКВАЖИН.

Наряду с бурением одиночных наклонных скважин особое место занимает последовательное бурение нескольких наклонных скважин с одной площадки ограниченного размера с расположением их забоев в продуктивном пласте на расстоянии друг от друга, предусмотренном сеткой разработки месторождения. В настоящее время применяются специальные буровые установки универсальной монтажеспособности. Отличительная особенность этих буровых установок - возможность перемещения блоков бурового и вспомогательного оборудования от устья пробуренной скважины к устью новой скважины по направляющим балкам с помощью гидравлической системы. Расстояние между устьями первых 6 - 8 скважин должно быть не менее 3 м. Затем блоки перемещают на 50 м в целях создания противопожарного разрыва между группами скважин и вновь последовательно бурят 6 - 8 скважин с теми же расстояниями между их устьями.

Число скважин в кусте можно увеличить, если вновь сделать противопожарный разрыв и пробурить еще 6 - 8 скважин.

Кустовое разбуривание месторождений позволяет значительно сократить размеры площадей, занимаемых бурящимися, а затем эксплуатационными скважинами, а также дорогами и проложенными к ним трубопроводами. Особое значение приобретает это преимущество при строительстве и последующей эксплуатации скважин на плодородных землях, в заповедниках и заказниках, в лесных массивах с ценными породами дерева, в тундре, где нарушенный поверхностный слой земли восстанавливается через десятилетия, на болотистых территориях, затрудняющих и сильно удорожающих строительно-монтажные работы буровых и эксплуатационных объектов.

Кустовое размещение скважин применяется не только на месторождениях с сильно пересеченным рельефом местности и в условиях, когда требуется вскрыть залежи нефти под промышленными и гражданскими сооружениями, под дном реки, озера, под шельфовой зоной с берега и с эстакад, но и на равнинных площадях.

Особенностью строительства куста скважин на море является более компактное расположение оборудования на эстакадах, искусственных островах, и особенно на полустационарных и подвижных судах.

Учитывая специфику бурения скважин на море, для таких условий созданы специальные буровые установки.


6. ГОРИЗОНТАЛЬНО РАЗВЕТВЛЕННЫЕ СКВАЖИНЫ.

В целях увеличения поверхности фильтрации в нефтяном пласте, сложенном устойчивыми породами и характеризуемом низкой проницаемостью и малой нефтеотдачей, бурят скважины с горизонтальным или с горизонтально разветвленным расположением стволов в призабойной зоне. В первом случае скважину бурят вертикально до выбранной

глубины, а затем, ориентируя отклонитель по наклонному профилю, входят в продуктивный пласт и бурят в нем горизонтально без отклонителя (рис.4 а). Во втором случае после бурения вертикального участка скважину разветвляют путем последовательного бурения нескольких резкоискривленных стволов. При бурении таких скважин применяют жесткие отклонители с углом перекоса резьб не менее 2 30 и укороченные турбобуры. Бурение скважины должно осуществляться при частых замерах зенитного угла и азимута, а когда зенитный угол превысит 55 , возникает необходимость принудительно проталкивать в скважину инклинометр, установленный выше отклонителя в немагнитных трубах.


Контрольные вопросы.

1. Основные причины и последствия самопроизвольного искривления ствола скважин.

2. Меры для предупреждения искривления ствола скважин.

3. Чем измеряется искривление скважин?

4. Для чего и как бурятся наклонно-направленные скважины?

5. Профили наклонных скважин. Методы расчета и построения профилей наклонных скважин.

6. Какие отклоняющие приспособления используются при турбин ном и роторном способах бурения наклонных скважин?


Опорные выражения

КНБК, ЭФФЕКТ "ОТВЕСА", ОТКЛОНИТЕЛЬ, ТЕМП ИСКРИВЛЕНИЯ, ПРОФИЛЬ СКВАЖИНЫ, ОРИЕНТИРОВАННЫЙ СПУСК, ЗАБОЙНОЕ ОРИЕНТИРОВАНИЕ, КУСТОВОЕ БУРЕНИЕ, РАЗВЕТВЛЕННЫЕ СКВАЖИНЫ.


Тема 2. ПЕРВИЧНОЕ ВСКРЫТИЕ И ОПРОБОВАНИЕ

ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ.


План темы.

1. ВОЗДЕЙСТВИЕ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ НА ПРОДУКТИВНЫЙ ПЛАСТ

2. СПОСОБЫ ПЕРВИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПЛАСТОВ.

3. ПРИНЦИПЫ ВЫБОРА СПОСОБА ПЕРВИЧНОГО ВСКРЫТИЯ И СВОЙСТВ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ.

4. УСТАНОВКА ГРАВИЙНЫХ ФИЛЬТРОВ.

5. ЗАДАЧИ И СПОСОБЫ ОПРОБОВАНИЯ ПЕРСПЕКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ.

6. ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ СХЕМА И ОСНОВЫ ТЕХНОЛОГИИ ОПРОБОВАНИЯ ОБЪЕКТА ПЛАСТОИСПЫТАТЕЛЕМ.


Список литературы.

1. Н.Г.Середа. Бурение нефтяных и газовых скважин. Москва, "Недра", 1988

2. Б.П.Минеев. Практическое руководство по испытанию скважин. Москва, "Недра", 1981.

3. М.Р.Мавлютов. Технология бурения глубоких скважин. Москва, "Недра", 1982.


1. ВОЗДЕЙСТВИЕ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ НА

ПРОДУКТИВНЫЙ ПЛАСТ


С момента начала разбуривания продуктивного пласта промывочная жидкость вступает с ним в контакт и стремится проникнуть в глубь коллектора. Проникновению промывочной жидкости в пласт способствуют несколько факторов.

1.1. В большинстве случаев в процессе бурения в скважине поддерживают избыточное давление. Если пласт представлен гранулярным коллектором, под влиянием избыточного давления в него проникает прежде всего дисперсная среда промывочной жидкости; чаще всего это вода, содержащая некоторое количество солей и химреагентов. Частицы дисперсной фазы промывочной жидкости при этом либо задерживаются на стенках скважины, образуя фильтрационную корку, либо частицы проникают на 1 - 2 см в пласт и образуют зону кольматации. Глубоко в пласт могут в составе фильтрата проникать лишь тончайшие, пылевидные частицы дисперсной фазы. Глубина проникновения фильтрата в гранулярный пласт под влиянием избыточного давления тем больше, чем выше водоотдача промывочной жидкости, продолжительность разбуривания пласта, скорость восходящего потока в кольцевом пространстве, избыточное давление, температура; при турбулентном режиме течения промывочной жидкости в кольцевом пространстве она больше, чем при ламинарном. В трещиноватый пласт под влиянием избыточного давления могут глубоко проникать не только фильтраты, но и дисперсная фаза промывочной жидкости.

1.2. Под влиянием капиллярных сил водная дисперсная среда проникает в глубь пласта и оттесняет нефть (газ) от скважины. Глубина проникновения воды под воздействием капиллярных сил возрастает с увеличением поверхностного натяжения, продолжительности контакта промывочной жидкости с коллектором и уменьшением размеров поровых каналов.

1.3. Если минерализация промывочной жидкости существенно меньше, чем пластовой, может возникнуть осмотический эффект массопереноса дисперсной среды в продуктивный пласт.

Проникновение промывочной жидкости и ее фильтрата в пласт может привести к весьма существенному неблагоприятному изменению коллекторских свойств приствольной зоны и ухудшению условий получения притока пластовой жидкости по окончании бурения скважины. Так, проницаемость зоны кольматации из-за закупорки поровых каналов частицами дисперсной фазы промывочной жидкости может уменьшиться многократно. В продуктивных пластах почти всегда содержится некоторое количество глинистых или иных частиц чувствительных к воде. Набухая в проникшем в пласт водном фильтрате, они увели-

чиваются в объеме и сужают (а порой полностью закрывают) поровые каналы.

Натровый бентонит набухает в пресной воде намного больше, чем другие глинистые породы. Поэтому ухудшение проницаемости коллектора, содержащего значительное количество натрового бентонита, в случае проникновения промывочной жидкости будет более сильным, чем коллектора, где таких частиц мало. Усилению набухания могут способствовать обменные реакции на поверхности глинистых частиц в фильтрате, содержащем небольшое (до 0.5 - 1 %) количество кальцинированной или каустической соды, жидкого стекла и некоторых других реагентов, и превращение кальциевых глин в приствольной зоне в натровые. Напротив, реакции в бесщелочном фильтрате, содержащем поливалентные катионы, например кальция, магния, способствуют уменьшению набухания глин и в некоторых случаях могут привести даже к улучшению проницаемости.

При воздействии фильтрата и содержащихся в нем солей и ПАВ с минерализованными пластовыми водами, углеводородами и ПАВ, находящимися в коллекторе, возможно выпадение твердого осадка нерастворимых солей, асфальтено-смолистых веществ и парафинов и, как следствие, сужение эффективного сечения поровых каналов или закупорка части их.

Проницаемость может уменьшиться в случае образования высоковязкой эмульсии при взаимодействии водного фильтрата с пластовой нефтью.

По мере поступления в приствольную зону водного фильтрата увеличивается ее водонасыщенность, а в поровых каналах образуется двухфазная (фильтрат + нефть; фильтрат + газ) или даже трехфазная (фильтрат + нефть + газ) система. При наличии многофазной системы проницаемость коллектора для каждой фазы гораздо меньше абсолютной проницаемости. Чем больше насыщенность водным фильтратом, тем меньше фазовая проницаемость для нефти и газа.

Наибольший ущерб проницаемости приствольной зоны пласта наносится в том случае, когда в результате гидроразрыва в коллектор глубоко проникает не только фильтрат, но и дисперсная фаза промывочной жидкости.

Ухудшение проницаемости приствольной зоны пласта под воздействием рассмотренных выше факторов происходит не мгновенно. Степень ухудшения существенно зависит от продолжительности воздействия промывочной жидкости, а также от числа резких повышений гидродинамического давления в скважине: чем длительнее воздействие и чем больше число резких повышений давления, тем больше ущерб.


2. СПОСОБЫ ПЕРВИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПЛАСТОВ.


Под первичным вскрытием понимают комплекс работ, связанных с разбуриванием продуктивного пласта и обеспечением устойчивости ствола скважины в нем. Существует несколько способов первичного вскрытия.

При одном способе к первичному вскрытию пласта приступают после того, как скважина закреплена до кровли его эксплуатационной обсадной колонной и зацементирована. После разбуривания всей (или части) толщины продуктивного пласта ствол оставляют открытым, получают приток пластовой жидкости и скважину сдают заказчику для эксплуатации.

Способ имеет ряд достоинств: 1) состав и свойства промывочной жидкости можно выбирать с учетом особенностей только данного пласта. Чтобы свести к минимуму ущерб, который наносится коллекторским свойствам пласта при бурении, можно применить специальные, достаточно дорогие виды промывочной жидкости (например, раствор на нефтяной основе); при этом общий расход такой жидкости будет минимальным по сравнению с некоторыми другими способами вскрытия, так как потеря ее в вышележащие породы исключена; 2) уменьшается расход обсадных труб и тампонажных материалов на крепление нижнего участка скважины; 3) исключается опасность загрязнения продуктивного пласта тампонажным раствором; 4) отпадает необходимость прибегать к способам вторичного вскрытия для сообщения ствола скважины с пластом. Следовательно, стоимость вскрытия может быть минимальной, фильтрация же пластовой жидкости в скважину происходит через всю поверхность ее стенок.

Этот способ можно применять только в том случае, если продуктивный пласт сложен прочной породой и не разрушается при создании сравнительно большой депрессии для получения притока, насыщен только одной жидкостью (либо нефтью, либо газом), а коллекторские свойства по его толщине изменяются незначительно.

Другой способ первичного вскрытия отличается от рассмотренного тем, что ствол скважины в продуктивном пласте укрепляют специальным фильтром, но не цементируют. Этот способ можно использовать для вскрытия слабосцементированных коллекторов. В остальном область применения ограничена теми же условиями, что и предыдущий. По сравнению с первым здесь несколько больше расход обсадных труб.

Продуктивный пласт разбуривают, не перекрывая предварительно вышележащую толщу пород обсадными трубами. Пробурив скважину в продуктивном пласте, укрепляют ее эксплуатационной колонной и цементируют. В дальнейшем, используя один из способов вторичного вскрытия, в эксплуатационной колонне и цементном камне пробивают отверстия, через которые пластовая жидкость может притекать в скважину. Способ позволяет избирательно сообщать скважину с любым по толщине участком продуктивного пласта и получать приток пластовой жидкости только из него, проводить специальную обработку этого участка с целью улучшения коллекторских свойств приствольной зоны и интенсификации притока из него, одновременно, но раздельно эксплуатировать несколько участков пласта, различающихся между собой коллекторскими свойствами, составом или свойствами насыщающих их жидкостей. Способ имеет существенные недостатки. Во - первых, состав и плотность промывочной жидкости приходится выбирать с учетом устойчивости, коэффициента аномальности пластовых давлений и индексов давлений поглощения не только продуктивного пласта, но и всей толщи вышележащих пород, перекрытой предыдущей обсадной колонной. Поэтому если коэффициент аномальности в одном из выше лежащих объектов существенно больше, чем в продуктивном пласте, то при разбуривании последнего придется использовать промывочную жидкость с повышенной плотностью; при этом избыточное давление на продуктивный пласт будет излишне высоким, что способствует более интенсивному загрязнению коллектора. Если для разбуривания продуктивного пласта использовать специальную, более дорогую промывочную жидкость, то потребный ее объем и стоимость будут значительно больше, чем при рассмотренных выше способах, даже если она не будет поглощаться в вышележащих породах. Во-вторых, продуктивный пласт может существенно загрязниться тампонажным раствором, поскольку избыточное давление при цементировании значительно больше, чем при бурении. В третьих, этот способ не обеспечивает устойчивости и целостности несцементированных и слабосцементированных коллекторов; под воздействием депрессии, создаваемой для получения притока, коллектор разрушается и вместе с пластовой жидкостью в скважину выносятся продукты разрушения - песок и более тонкие илистые частицы.

Иногда, чтобы предотвратить загрязнение продуктивного пласта тампонажным раствором применяют способ вскрытия. От предыдущего он отличается тем, что нижний участок эксплуатационной колонны оставляют из труб с заранее профезерованными щелями и цементируют скважину лишь выше кровли продуктивного пласта. Способ можно применять лишь в тех случаях, когда применимы первые два из описанных выше. Состав и плотность промывочной жидкости здесь выбирают как и при третьем из рассмотренных способов.

Есть еще один способ первичного вскрытия пласта. До начала разбуривания продуктивного пласта расположенную выше него толщу пород укрепляют обсадной колонной и цементируют. Затем с помощью одного из способов вскрытия в колонне и цементном камне пробивают отверстия, по которым может притекать пластовая жидкость. Этому способу присущи основные достоинства первых трех способов. Если потайную (эксплуатационную) колонну цементировать лишь в нижнем интервале от забоя до сечения, расположенного немного (на 100 - 300 м) выше кровли продуктивного пласта, можно практически полностью исключить опасность загрязнения последнего тампонажным раствором. Если применять потайную колонну такого же диаметра как диаметр эксплуатационной колонны при третьем из рассмотренных способов, стоимость строительства скважины будет более высокой. Этот способ не позволяет также предотвращать разрушение коллектора при создании значительной депрессии.

Дебит скважины возрастает при увеличении поверхности ствола, через которую фильтруется пластовая жидкость. Известно несколько путей увеличения поверхности фильтрации. Один из них – создание нескольких боковых почти горизонтальных стволов, расходящихся от основной скважины по продуктивному пласту. Использовать его можно в том случае, если пласт насыщен только одной жидкостью и сложен в основном устойчивой породой.


3. ПРИНЦИПЫ ВЫБОРА СПОСОБА ПЕРВИЧНОГО ВСКРЫТИЯ И СВОЙСТВ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ.

При выборе способа первичного вскрытия продуктивного пласта целесообразно придерживаться следующих принципов.

1) Оценить возможные строение и насыщенность продуктивного пласта и в зависимости от них решать, какие способы первичного вскрытия его могут быть применены. Если пласт насыщен только одной жидкостью и коллекторские свойства его по толщине мало изменяются, то можно применить любой из способов, но более предпочтительнее те, при которых сохраняется большая открытая поверхность фильтрации и не допускается существенное загрязнение пласта промывочной жидкостью и тампонажным раствором. Если в пласте содержится несколько разных жидкостей или жидкости одного рода (нефть), но с резко различными свойствами (одна - маловязкая, другая - высоковязкая, бессернистая, высокосернистая), или коллекторские свойства по толщине его сильно меняются (например, проницаемость верхней части 0.3 мкм-, средней - 0.005 мкм- , а нижней - 0.1 мкм_), то можно применять лишь те способы вскрытия, которые позволяют в последующем селективно сообщать ствол скважины с той или иной частью пласта для получения притока пластовой жидкости.

2) Оценить возможную породы продуктивного пласта и в зависимости от этого решить, требуется ли укреплять стенки скважины фильтром или обсадной колонной или можно ее ствол оставить открытым.

3) Учитывая наибольший коэффициент аномальности в продуктивном пласте, выбрать относительную плотность промывочной жидкости с таким расчетом, чтобы репрессия была минимальной (не превышала установленные правилами бурения нормы), а сама жидкость не проникала глубоко в пласт; сопоставить эту плотность с относительной плотностью промывочной жидкости, которая должна использоваться при бурении вышележащей толщи пород, неперекрытой предыдущей обсадной колонной, и с наименьшим индексом давления поглощения в указанной толще и решить, следует ли до вскрытия продуктивного пласта изолировать эту толщу обсадной колонной.

Наилучшее качество вскрытия достигается в тех случаях, когда статическое давление при разбуривании продуктивного пласта равно пластовому давлению, а при разбуривании нефтеносных пластов с аномально низкими давлениями - несколько меньше пластового.

4) Выяснить, можно ли пробурить скважину за один прием через всю толщу продуктивного пласта.

5) Решить с учетом коллекторских свойств продуктивного пласта, коэффициента аномальности и свойств пластовой жидкости, можно ли ограничиться сооружением лишь основного ствола скважины или следует в пласте пробурить несколько боковых стволов для увеличения поверхности фильтрации и решить вопрос о числе и положении боковых стволов.

Вопросы выбора способа первичного вскрытия пласта решаются совместно с промысловыми геологами и специалистами по разработке данного месторождения.

Загрязнение приствольной зоны промывочной жидкостью и ее фильтратом сказывается на продолжительности и трудоемкости освоения скважины и начальном ее дебите. При сильном загрязнении при ходится увеличивать депрессию для вызова притока из пласта, затрачивать больше времени и средств на откачку и извлечение промывочной жидкости и ее фильтрата из приствольной зоны скважины, прибегать к дополнительным способам стимулирующего воздействия (кислотные обработки, гидроразрыв, гидроабразивная перфорация, вибровоздействие).

В процессе эксплуатации скважин (особенно газовых) дебит может несколько возрасти в результате удаления с потоком пластовой жидкости части фильтрата, частиц дисперсной фазы и твердого осадка, растворения некоторых компонентов. Однако полного восстановления проницаемости в приствольной зоне обычно достичь не удается.

При выборе промывочной жидкости для первичного вскрытия целесообразно руководствоваться следующими положениями:

1. Поскольку главным фактором, способствующим проникновению промывочной жидкости и ее фильтрата в продуктивный пласт, является избыточное давление в скважине, желательно при вскрытии поддерживать равновесие между давлениями в скважине и в пласте. Поэтому плотность промывочной жидкости должна быть такой, чтобы статическое давление ее столба в скважине было равно пластовому давлению в той же точке пласта, где коэффициент аномальности наибольший.

2. Проницаемость приствольной зоны пласта очень сильно уменьшается при проникновении в нее большого количества частиц твердой фазы промывочной жидкости. Поэтому для вскрытия нужно стремиться использовать промывочные жидкости либо вообще без твердой фазы, либо с возможно меньшим ее содержанием. Содержание частиц, диаметр которых несколько больше 0.3 - 0.5 диаметра пор коллектора должно быть не больше 5% от объема твердой фазы. Такие

частицы образуют своеобразные мостки на входе в поровые каналы в стенках скважины, облегчают закупорку пор коллоидными частицами промывочной жидкости и препятствуют проникновению в глубь пласта наиболее тонкодисперсных фракций твердой фазы.

В случае нетрещинного коллектора размер таких частиц составляет несколько мкм; в случае же трещинных коллекторов диаметр мостикообразующих частиц зависит от величины раскрытия трещин. Желательно, чтобы твердая фаза состояла из материалов, которые могут растворяться в соляной или других кислотах, обычно применяемых для стимуляции притока из пласта (мел, мраморная крошка, известняк, сидерит), либо в пластовых жидкостях.

3. Фильтратоотдача промывочной жидкости должна быть минимальной. В фильтрате не должно быть компонентов, способных при физико-химических реакциях с пластовыми жидкостями или породой пласта образовывать нерастворимые осадки (чтобы не уменьшать проницаемость).

4. Целесообразно в состав промывочной жидкости вводить также ПАВ, которыгидрофобизуют поверхность поровых каналов, препятствуют образованию в них водонефьяной эмульсии. Нежелательно добавлять ПАВ, способные увеличивать гидрофильность поверхности пор, так как это облегчит проникновение водного фильтрата в пласт, а нередко - и образование эмульсии. ПАВ должны быть совместимы и с промывочной жидкостью и с пластовыми жидкостями; они не должны высаливаться в минерализованной среде, выпадать в осадок и утрачивать эффективность действия.

5. Промывочная жидкость должна быть малотиксотропной и иметь невысокие значения СНС и реологических показателей. Это позволит свести к минимуму гидродинамические давления при восстановлении циркуляции, промывке скважины, СПО и может облегчить при освоении скважины извлечение промывочной жидкости, проникшей в приствольную зону.

Лучшими для вскрытия нефтеносных пластов с k- больше 0.8 являются практически безводные жидкости на углеводородной основе. Несколько уступают им по эффективности обратные эмульсии с минерализованной водной фазой. Из промывочных жидкостей на водной основе наиболее подходят глинистые полимерные с регулируемой минерализацией воды и малым содержанием твердой фазы. Для вскрытия пластов с очень низким коэффициентом аномальности наиболее эффективны газообразные агенты с добавкой пенообразующих ПАВ и многокомпонентные пены с минерализованной водной фазой.


4. УСТАНОВКА ГРАВИЙНЫХ ФИЛЬТРОВ.

Один из наиболее распространенных способов предотвращения разрушения коллекторов при эксплуатации скважины - установка гравийных фильтров. Суть способа - участок скважины немного ниже башмака обсадной колонны спущенной до кровли продуктивного пласта расширяют с помощью гидравлических или механических расширителей, укрепляют короткой потайной колонной, составленной из обсадных труб с предварительно профрезерованными щелями, а затем кольцевое пространство между колонной и стенками скважины заполняют специально отобранной фракцией зерен гравия. Потайная колонна с щелевидными отверстиями и гравийная обсыпка ее образуют высокопроницаемый для жидкости и практически непроницаемый для частиц песка фильтр.

Эффективность установки гравийного фильтра зависит от качества тех жидкостей, которые используются для расширения ствола и для транспортировки гравия, от способа укладки гравия в кольцевом зазоре и состава гравия.

Для транспортировки гравия в скважину требуется специальная очень чистая жидкость, практически не содержащая твердой фазы вкачестве такой жидкости используют водные растворы солей (KCl, NaCl, CaCl2, CaBr_, ZnBr_), отработанные полимерами, а в случае вскрытия нефтенасыщенных пород - также очищенную нефть и нефтепродукты. Содержание твердой фазы в такой жидкости не должно превышать примерно 2 - 3 г/м_, а размеры ее частиц должны быть < 2 мкм.

Гравийный фильтр может успешно предотвращать разрушение коллекторов и вынос песка в скважину лишь при обязательном соблюдении следующих условий: а) размер зерен гравия должен быть правильно выбран с учетом гранулометрического состава частиц коллектора и степени их неоднородности; б) зазор между корпусом фильтра и стенками расширенного участка скважины должен быть оптимальным, а упаковка зерен гравия в нем - максимально плотной; в) зерна гравия должны иметь сферическую форму; г) максимальная возможная при эксплуатации скважины скорость течения через щели корпуса фильтра не должна превышать допустимой величины; д) зерна гравия должны быть очень чистыми и не должны загрязняться при транспортировке в скважину и укладке между корпусом фильтра и стенками скважины; е) гравий должен обладать высокой абразивностью, содержать не менее 95% кремнеземистого материала, в нем не должно быть частиц глин, гипса или ангидрита.

Если фракционный состав и размер щелей в корпусе фильтра выбраны правильно, гравий тщательно отмыт от примесей, отсортирован и из него для фильтра отобрана только нужная фракция, то вынос песка и разрушение коллектора при эксплуатации скважины будут практически полностью исключены. Частицы песка, которые в начальный период работы фильтра начнут перемещаться по продуктивному пласту вместе с пластовой жидкостью, будут задерживаться на на-

ружной поверхности гравийной набивки и образовывать мостки на входах в поровые каналы между зернами гравия; при этом уменьшится размер входных отверстий и через фильтр будет проходить почти чистая жидкость. В пластовой жидкости, прошедшей через такой фильтр, могут содержаться лишь самые тончайшие илистые частицы размером не более нескольких микрометров.


5. ЗАДАЧИ И СПОСОБЫ ОПРОБОВАНИЯ ПЕРСПЕКТИВНЫХ

ГОРИЗОНТОВ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ.

Одна из важнейших задач при бурении новых или слабо изученных площадях - выявление всех горизонтов, в которых содержатся нефть или газ и оценка промышленной ценности запасов углеводородов в них. В значительной степени задача выявления горизонтов, насыщенных углеводородами, решается методами промысловой геофизики. Но окончательное заключение о содержимом того или иного горизонта, возможности получения притока нефти или газа из него и промышленной ценности залежи можно сделать только в результате прямого опробования объекта.

В задачи опробования входит получение притока пластовой жидкости из данного объекта, отбор пробы ее для последующего лабораторного анализа, измерение начального и пластового давления и получение информации, необходимой для оценки коллекторских свойств объекта, его продуктивности и возможных запасов углеводородов.

Сущность опробования состоит в изоляции рассматриваемого объекта от всех других проницаемых горизонтов и от воздействия давления столба промывочной жидкости, заполняющей скважину, в создании достаточно большой разности между пластовым давлением в объекте и давлением в скважине с целью получения притока пластовой жидкости, регистрации объемной скорости притока и изменения давления в скважине в течение всего периода опробования, а также в отборе представительной пробы пластовой жидкости дял ее исследования.

Наиболее достоверную информацию можно получить при опробовании в процессе бурения, пока приствольная зона объекта еще существенно не загрязнена. Для этой цели применяют аппараты, спускаемые в скважину при помощи колонны бурильных труб. Такие аппараты обычно называют пластоиспытателями. Они позволяют получать приток пластовой жидкости через всю вскрытую часть поверхности объекта и достаточно большой объем информации.


6. ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ СХЕМА И ОСНОВЫ ТЕХНОЛОГИИ

ОПРОБОВАНИЯ ОБЪЕКТА ПЛАСТОИСПЫТАТЕЛЕМ.

Для опробования объекта в скважину через ротор 4 с помощью колонны бурильных труб 7 спускают компоновку, в состав которой входят следующие узлы: циркуляционный клапан 9, запорный клапан 11, пластоиспытатель 12, яс 13, безопасный замок 14, пакер 15, фильтр 16, опорный башмак 19 и приборные переводники 10,18, в которых размещены регистрирующие глубинные манометры и термометры. Пластоиспытатель имеет два клапана - впускной и уравнительный, а также штуцер и гидравлическое тормозное устройство.

1. Впускной клапан золотникового типа, служащий для герметизации полости пустых бурильных труб в процессе спуско-подъемных операций пластоиспытателя и открытия притока жидкости в трубы во время испытания пласта.

2. Уравнительный клапан - для выравнивания давления над и под пакером в процессе спуско-подъемных операций и пред снятием пакера.

3. Гидравлическое реле времени - для своевременного закрытия и открытия названных клапанов.

4. Штуцер, создающий гидравлическое сопротивление с целью уменьшения депрессии на пласт и ограничения скорости потока в проходных отверстиях пластоиспытателя.

Во время спуска компоновки в скважину впускной клапан испытателя и циркуляционный закрыты, а запорный и уравнительный - открыты; пакер растянут в осевом направлении, поэтому наружный диаметр его резинового элемента минимален и между этим элементом и стенками скважины имеется суженный зазор для протекания промывочной жидкости. С целью уменьшения гидравлических сопротивлений промывочную жидкость, вытесняемую компоновкой при спуске в скважину, направляют из подпакерного пространства в надпакерное не только через этот зазор, но также и через отверстия в фильтре 8, полый шток пакера 7 и открытые отверстия уравнительного клапана.


1. ОПРОБОВАНИЕ И ИСПЫТАНИЕ ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ (ПЛАСТОВ) В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ. Под опробованием пласта понимается комплекс работ, имеющих целью вызов притока из пласта, отбор проб пластовой жидкости, оценка характера насыщенности пласта и в отдельных случаях определение его ориентировочного дебита. Опробование целесообразнее всего осуществлять в процессе бурения при помощи испытателей пластов.

Под испытанием пласта понимается комплекс работ, обеспечивающий вызов притока, отбор проб в пластовой жидкости и газа, выявление газонефтесодержания пласта, определение основных гидродинамических параметров пласта (пластовое давление, гидропроводность, коэффициент продуктивности, дебит скважины). Испытание пластовпроводится как во время бурения скважин, так и после окончания бурения и спуска эксплуатационной колонны. Испытание скважин проводится с целью установления промышленной нефтегазоносности пластов, оценки их продуктивности, характеристики и получения необходимых данных для подсчета запасов нефти и газа в составлении проектов разработки месторождений.

В настоящее время разработаны испытатели пластов трех типов, применяемых в процессе бурения скважин: испытатели, спускаемые в скважину на колонне буровых труб, спускаемые на кабеле в скважину и внутри бурильной колонны. Наибольшее распространение получили испытатели пластов, спускаемые в скважину на бурильных трубах, трубные испытатели. Испытание на приток трубными испытателями производится с опорой и без опоры на забой. Возможно также селективное (раздельное) испытание объектов как тем, так и другим способом.

Принцип работы трубного пластоиспытателя заключается в том, что при помощи пакера изолируют интервал, подлежащий испытанию, от остальной части ствола. Затем снижают давление для получения необходимой депрессии в подпакерном или междупкерном пространстве. Депрессию регулируют за счет высоты столба жидкости в колонне бурильных труб, а также ее плотностью. Под влиянием депрессии пластовые флюиды поступают в скважину, а из нее через фильтр в колонну бурильных труб. Глубинный манометр, установленный в испытателе пластов, записывает все происходящие в скважине изменения в давлении. Специальным пробоотборником отбираются пробы поступивших в колонну буровых труб пластовых флюидов (нефть,вода) или они могут быть подняты на поверхность непосредственно в испытателе пластов. Термометр, установленный в специальном кармане пластоиспыттателя, фиксирует забойную температуру.

Испытание (опробование) перспективных объектов в процессе бурения должно производиться, исходя из степени изученности разреза. При технологической необходимости (негерметичность пакеровки, неполадки с испытательным инструментом, отсутствие уверенности в оценке характера насыщенности и гидродинамических параметров пласта и др.) должны проводиться дополнительные спуски испытателя пластов для окончательной оценки перспективности данного объекта на газ и нефть.

В последнее время нашли применение многоцикловые испытатели пластов. Испытание пластов в несколько циклов позволяет получить уверенные (однозначные) результаты испытания.

При получении уверенных отрицательных результатов испытаний в открытом стволе объект повторному испытанию в колонне не подлежит.


Контрольные вопросы.

1. Какие существуют методы заканчивания скважин и вскрытия продуктивных пластов?

2. Что понимается под опробованием пласта?

3. Каким образом опробуется и испытывается продуктивность горизонтов в процессе бурения?

4. Какое воздействие оказывает промывочная жидкость на продуктивный пласт?

5. Принцип установки гравийных фильтров и их назначение.

6. Как проводится освоение и испытание пластов после спуска и цементирования обсадной колонны?


Опорные выражения.

ПРОМЫВОЧНАЯ ЖИДКОСТЬ, ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ПЛАСТ, ПЕРВИЧНОЕ ВСКРЫТИЕ, ПОТАЙНАЯ КОЛОННА, ГРАВИЙНЫЙ ФИЛЬТР, ОПРОБОВАНИЕ ГОРИЗОНТА, ПЛАСТОИСПЫТАТЕЛЬ.


  1   2   3   4   5   6   7   8



Похожие:

Министерство высшего и среднего специального образовани республики узбекистан бухарский технологический институт пищевой и легкой промышленности кафедра \"нефтегазовое дело\" лекци и iconМинистерство высшего и среднего специального образования республики узбекистан министерство здравоохранения республики узбекистан
Государственных программ «Год молодёжи», «Год гармонично развитого поколения», соответствующих приказов Министерства высшего и среднего...
Министерство высшего и среднего специального образовани республики узбекистан бухарский технологический институт пищевой и легкой промышленности кафедра \"нефтегазовое дело\" лекци и iconДокументы
1. /О ПРЕОБРАЗОВАНИИ БУХАРСКОГО ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ИНСТИТУТА ПИЩЕВОЙ И ЛЕГКОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ...
Министерство высшего и среднего специального образовани республики узбекистан бухарский технологический институт пищевой и легкой промышленности кафедра \"нефтегазовое дело\" лекци и iconМинистерство образования и науки российской федерации министерство высшего и среднего специального образования республики узбекистан федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Министерство высшего и среднего специального образовани республики узбекистан бухарский технологический институт пищевой и легкой промышленности кафедра \"нефтегазовое дело\" лекци и iconСеминар проекта темпус для вузов ферганской долины
Министерство высшего и среднего специального образования Республики Узбекистан, Национальный офис Темпус Узбекистана, Ферганский...
Министерство высшего и среднего специального образовани республики узбекистан бухарский технологический институт пищевой и легкой промышленности кафедра \"нефтегазовое дело\" лекци и iconСовместный приказ Министра обороны и Министра высшего и среднего специального образования Республики Узбекистан №412/151
Министра обороны и Министра высшего и среднего специального образования Республики Узбекистан №412/151
Министерство высшего и среднего специального образовани республики узбекистан бухарский технологический институт пищевой и легкой промышленности кафедра \"нефтегазовое дело\" лекци и iconПостановление Президент а республики узбекистан 20. 06. 2006 г. N пп-381 об организации информационно-библиотечного обеспечения населения республики
Министерства по делам культуры и спорта, Министерства высшего и среднего специального образования, Министерства народного образования...
Министерство высшего и среднего специального образовани республики узбекистан бухарский технологический институт пищевой и легкой промышленности кафедра \"нефтегазовое дело\" лекци и iconЭлектронную конференцию вступительным словом открыли Заместитель Спикера Законодательной палаты Олий Мажлиса Республики Узбекистан, руководитель фракции сдпу «Адолат» Исмаил Саифназаров
Сдпу «Адолат» в Законодательной палате Олий Мажлиса Республики Узбекистан совместно с Министерством высшего и среднего специального...
Министерство высшего и среднего специального образовани республики узбекистан бухарский технологический институт пищевой и легкой промышленности кафедра \"нефтегазовое дело\" лекци и iconПостановление Кабинета министров республики узбекистан "16" января 2002 й г. №22 Тошкент ш г. Ташкент об организации международного вестминстерского университета в г. Ташкенте
Министерства иностранных дел, Министерства высшего и среднего специального образования Республики Узбекистан, Британского Совета...
Министерство высшего и среднего специального образовани республики узбекистан бухарский технологический институт пищевой и легкой промышленности кафедра \"нефтегазовое дело\" лекци и iconПресс-релиз международная ярмарка «образование и профессия 2013»
Карьера+ и Представительство Россотрудничества в Узбекистане. Выставка пройдет при поддержке Фонда Форума и Министерства высшего...
Министерство высшего и среднего специального образовани республики узбекистан бухарский технологический институт пищевой и легкой промышленности кафедра \"нефтегазовое дело\" лекци и iconПресс-релиз VI республиканский дискуссионный форум «дилемма»
Министерство высшего и среднего специального образования руз и Представительство Британского совета в Узбекистане, представляет собой...
Министерство высшего и среднего специального образовани республики узбекистан бухарский технологический институт пищевой и легкой промышленности кафедра \"нефтегазовое дело\" лекци и iconСанитарные правила и нормы, гигиенические нормативы республики узбекистан
Гигиенические требования к изданиям учебным для общего среднего и среднего специального, профессионального образования
Загрузка...
Разместите кнопку на своём сайте:
Документы


База данных защищена авторским правом ©uz.denemetr.com 2000-2015
При копировании материала укажите ссылку.
обратиться к администрации