![]() Главная страница Случайная страница КАТЕГОРИИ: АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника |
Опробование, испытание и освоение скважин.
После разбуривания продуктивного горизонта (пласта) выполняются геофизические исследования в скважине. ГИС не дает полных сведений о нефтеотдаче пласта и обеспечивают лишь данные, необходимые для обоснования выбора интервалов, подлежащих опробованию и испытанию с помощью специальных механизмов, называемых испытателями пластов. Под опробованием пласта понимается комплекс работ, проводимых в целях вызова притока из пласта, отбора проб пластовой жидкости, оценки характера насыщенности пласта и определения его ориентировочного дебита. Под испытанием пласта понимается комплекс работ, обеспечивающий вызов притока, отбор проб пластовой жидкости и газа, выявление газонефтесодержания пласта, определение основных гидродинамических параметров пласта (пластовое давление, гидропроводность, коэффициент продуктивности и др.). Испытание пластов проводится как в процессе бурения скважин, так и после окончания бурения и спуска эксплуатационной колонны. Испытание скважин проводится в целях установления промышленной нефтегазоносности пластов, оценки их продуктивной характеристики, получения необходимых данных для подсчета запасов нефти и газа и составления проектов разработки месторождений. Разработаны испытатели пластов трех типов, применяемых в процессе бурения скважины: спускаемые в скважину на колонне бурильных труб, спускаемые на кабеле в скважину и внутрь бурильной колонны. Наибольшее распространение получили испытатели пластов, спускаемые в скважину на бурильных трубах — трубные испытатели. 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 междупакерном пространстве. Величину депрессии регулируют за счет высоты столба жидкости в колонне бурильных труб, а также ее плотности. 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 отбирают пробы поступивших в колонну бурильных труб пластовых флюидов (нефть, вода) или поднимают их на поверхность непосредственно в испытателе пластов. Термометр, установленный в специальном кармане пластоиспытателя, фиксирует забойную температуру. Испытание (опробование) продуктивных горизонтов (пластов) должно осуществляться в соответствии с действующими инструкциями. Для каждого намеченного к испытанию горизонта (пласта) составляется план проведения работ. В плане приводятся основные сведения по скважине (глубина забоя, диаметр и глубина спуска последней колонны, интервал испытания, диаметр ствола скважины, величина создаваемой на пласт депрессии, время ее действия и др.), а также указывается тип и компоновка испытательного инструмента, подлежащего спуску в скважину. Испытание (опробование) горизонтов (пластов) в процессе бурения должно выполняться геофизическими организациями или специализированными службами с соблюдением мер по охране окружающей среды.
18 Под нефтегазоводопроявлением (НГВП) понимают поступление пластового флюида из пласта в ствол скважины не предусмотренное проектом строительства скважины или планом ремонта ее. Причины НГВП: · использование промывочной жидкости меньшей плотности, чем требуемая на данный момент проводимых работ в скважине · СПО на повышенных скоростях · недолив скважины во время подъема инструмента · поглощение промывочной жидкости до потери циркуляции (катастрофическое поглощение) Признаки НГВП бывают прямые и косвенные Прямые признаки НГВП: · увеличение объема (уровня) промывочной жидкости в промывочной емкости при бурении или промывке · повышенный расход (скорость потока) промывочной жидкости, выходящей из скважины при неизменной подаче раствора · перелив промывочной жидкости при остановке насоса и при подъеме инструмента · уменьшение (в сравнении с расчетным) объема промывочной жидкости, доливаемой в скважину, при подъеме труб · увеличение (в сравнении с расчетным) объема промывочной жидкости в приемной емкости при спуске труб · повышение газосодержания в промывочной жидкости Примечание: при обнаружении хотя бы одного из этих признаков необходимо немедленно приступить к герметизации устья. Мероприятии по предупреждению НГВП до СПО, так как 50% НГВП происходит при СПО: · иметь такую плотность раствора, чтобы учитывать эффект «минимального поршневания» · циркуляция в течении не менее одного цикла (перед подъемом инструмента для замены долота) до получения чистого затруба (отсутствие шлама на вибросите) и выравнивание раствора с уменьшением вязкости других параметров · содержание газа в забое должно быть уменьшено до 5% · убедиться в том, что оборудование на протяжении СПО для измерения уровня приемной емкости функционирует и что сигнализация работает нормально · путем прямого наблюдения (около 10 мин) убедиться, что уровень в скважине стабилен при статическом давлении · разрушение сальника до подъема инструмента Мероприятия по предупреждению НГВП при СПО: · долив скважины при подъеме · контроль за объемом доливаемого раствора при подъеме и вытесняемого раствора при спуске
Действия при получении первых признаков НГВП: Может быть 3 ситуации: 1)когда инструмент находится на забое и в скважине; 2)когда инструмент находится в процессе подъема или спуска; 3)инструмент находится на верху и скважина пустая, находится один раствор. 1)Вызывается интенсивная циркуляция БР. Во-первых, мы вымываем с забоя скопившийся флюид, стараемся, что бы в затрубное пространство пришел новый БР, повышая затрубное давление; 2)Включается аппаратура для дегазации (дегазаторы) и одновременно повышается плотность БР. Считается, когда переливы на устье скважины достигает 250 л/с, а это критический перелив, при котором вахте можно работать на устье, если выброс флюида сопровождается выбросом вредного газа (в частотности сероводород), если температура выбрасываемого флюида не дает вахте работать, то устье скважины герметизируется с помощью комплекта противовыбросного оборудования.
|