А   Б  В  Г  Д  Е  Є  Ж  З  І  Ї  Й  К  Л  М  Н  О  П  Р  С  Т  У  Ф  Х  Ц  Ч  Ш  Щ  Ю  Я 


Якість - буріння

Якість буріння і освоєння свердловин вирішальним чином впливає на величину їх дебітів нафти і кінцевої нафтовіддачі пластів.

Очевидно, що якість буріння свердловин повинно бути досить високим, щоб не допускати істотні і значні відхилення забоїв свердловин від їх проектного розташування.

Висока зносостійкість бурового інструменту підвищує якість буріння. Для збільшення зносостійкості доліт їх лопаті зміцнюють ( армують) твердими сплавами.

Отже, для досягнення високих швидкостей і якості буріння за умови розкриття на глинистому розчині з репресією на пласти в першу чергу слід приділити увагу наступним хімічними реагентами: флокулянт, інгібіторів, поверхнево-активних речовин, гідрофобізатори. Важливо також враховувати сумісність останніх із стабілізаторами та мастильними добавками бурових розчинів.

Четверте і можливо, найголовніше - контроль за якістю буріння свердловин, контроль за експлуатацією видобувних і нагнітальних свердловин.

Вперше розглянуто методи прогнозування основних показників будівництва свердловин, методи оцінки якості буріння і кріплення свердловин. Проаналізовано вплив науково-технічного прогресу на показники будівництва свердловин. Викладено теоретичні та практичні аспекти регулювання технологічних процесів буріння та кріплення свердловин із застосуванням детермінованих моделей. Описано класифікаційні методи для аналізу даних буріння свердловин з метою вибору оптимального режиму проходки. Дано рекомендації з проектування режимів буріння нових свердловин.

Взаємозв'язок всіх трьох напрямків об'єктивно зумовлена метою інтенсифікації виробництва і підвищення якості буріння, проте системне їх розвиток потребує вирішення низки науково-технічних завдань і проведення відповідних досліджень. В області оптимізації та автоматизації проектування бурових робіт основні зусилля слід спрямувати на створення ефективної інформаційної системи виробничих процесів на основі типізації геологічних об'єктів і технологічних процесів буріння свердловин, що забезпечує автоматизовану розробку і ведення системи прогресивних норм і нормативів, автоматизацію узагальнення і поширення передового досвіду і випереджальну стандартизацію оптимальних рішень в технології і організації бурових робіт.

Вперше розглянуто методи прогнозування основних показників будівництва свердловин, методу оцінки якості буріння і кріплення свердловин.

Вперше розглянуто методи прогнозування основних показників будівництва свердловин, методи оцінки якості буріння і кріплення свердловин. Проаналізовано вплив науково-технічного прогресу на показники будівництва свердловин. Викладено теоретичні та практичні аспекти регулювання технологічних процесів буріння та кріплення свердловин із застосуванням детермінованих моделей. Описано класифікаційні методи для аналізу даних буріння свердловин з метою вибору оптимального режиму проходки. Дано рекомендації з проектування режимів буріння нових свердловин.

На основі проведених розрахунків виходить дуже важливий висновок: якщо неможливо підвищити якість буріння і зменшити середнє відхилення забоїв свердловин від їх проектного розташування, то не слід перебільшувати сітку свердловин.

Вибір оптимальної кількості свердловин проектної сітки. Варіанти з 1 по 15. По-друге, довговічність свердловин треба підвищувати за рахунок поліпшення їх конструкції і підвищення якості буріння і експлуатації без значного збільшення капітальних витрат, оскільки менш довговічні і менш дорогі свердловини можуть забезпечувати більш високу економічну ефективність, ніж більш довговічні і більш дорогі.

З усіх методів підвищення нафтовіддачі пластів найкращим і найголовнішим методом є підвищення якості буріння свердловин. При невисокій якості буріння не слід згущувати проектні сітки свердловин і тим більше застосовувати дуже густі. Це не підвищить, а навпаки знизить нефтеотдачу пластів; вийде економічно низькорентабельний або навіть нерентабельний процес видобутку нафти з низькою кінцевої нафтовіддачі пластів.

Необхідність якнайшвидшого розвитку економіки нашої країни ставить перед працівниками нафтової промисловості завдання - підвищити ефективність і поліпшити якість буріння. Один з найважливіших факторів підвищення якості - проведення буріння похило спрямованих свердловин строго за проектом.

Необхідність якнайшвидшого розвитку економіки нашої країни ставить перед працівниками нафтової промисловості завдання - підвищити ефективність і поліпшити якість буріння. Це завдання включає в себе як кількісне зростання, тобто збільшення швидкісних показників буріння, так і підвищення якості самих бурових робіт. Один з найважливіших факторів підвищення якості - проведення буріння похило спрямованих і особливо горизонтальних свердловин строго за проектом.

Розглядаючи питання ремонту свердловин, необхідно відзначити, що довгострокова робота їх визначається, перш за все, якістю буріння. Якщо свердловини пробурені з порушенням технології і довгий час перебували в експлуатації, то не можна розраховувати на ефективне поновлення дебіту із застосуванням будь-яких способів.

Зменшити V2 - показник нерівномірності витіснення нафти можна багатьма шляхами: проектуванням більш рівномірною сітки свердловин, підвищенням якості буріння та експлуатації свердловин, застосуванням циклічного заводнення, щоб усунути вплив міжпластові і межслойной неоднорідності по проникності; ізоляцією за допомогою металевих пласто-перекривателей і хімічних реагентів окремих пластів і відокремлених шарів, які досягли граничного обводнення.

Для збільшення г - середнього коефіцієнта продуктивності по нафті у видобувних свердловин, перш за все, необхідно підвищення якості буріння свердловин і освоєння нафтових пластів, а також підвищення якості експлуатації, своєчасне і якісне здійснення ремонтів свердловин. Це найголовніше, бо неякісне буріння, освоєння та експлуатація свердловин можуть зменшити їх коефіцієнт продуктивності в 3 - 5 - 10 і більше разів.

Є сенс на цю проблему поглянути з іншого боку: визначити збільшення початкових видобутих запасів нафти при поліпшенні якості буріння свердловин - підвищення точності буріння і зменшенні середнього відхилення забою свердловини з А /до Д1 або в VA A //A /раз.

У деяких випадках вибір одного або декількох параметрів режиму буріння обмежується специфікою геологічного розрізу, вимогами, що пред'являються до якості буріння і відбору керна, великою інтенсивністю викривлення свердловини, недостатньою потужністю двигуна, малою міцністю бурильної колони та ін. Такий режим буріння називається обмеженим.

ОАСГРоснефть-Сахалинморнефтегаз спільно з інститутом СахалінНІПІ - морнефть і Уфімським державним нафтовим технічним університетом проведені дослідження впливу різних чинників на безпеку і якість буріння горизонтальних свердловин з великими відходами від вертикалі.

Графік зміни середнього. Правильний вибір бурового насоса, який за своїми експлуатаційно-технічними даними є оптимальним для умов буріння запроектованої свердловини, дає можливість підвищити швидкості і якість буріння, забезпечити безаварійну роботу і спи-зить вартість розвідувальних свердловин.

Підіб'ємо деякі підсумки: по пластах низької, ультранизької і гіпернізкой продуктивності обов'язково треба застосовувати глибоку перфорацію; але до того треба підвищувати якість буріння свердловин, щоб різко зменшити зниження їх природної продуктивності; гідророзриви пластів - сильнодіючі засоби, їх застосування треба спеціально проектувати і при проектуванні враховувати, що якась частина свердловин (близько 10%) вийде з ладу і їх доведеться замінювати свердловинами-дублерами.

Для умов буріння в районах Західного Сибіру необхідно удосконалювати технологію застосування ЛБТ діаметром 140 мм або 129 мм замість ЛБТ діаметром 147 мм, що підвищить якість буріння свердловин і дасть можливість заощадити дорогі алюмц ие перші сплави.

Для умов буріння в районах Західного Сибіру необхідно удосконалювати технологію застосування ЛБТ діаметром 140 мм або 129 мм замість ЛБТ діаметром 147 мм, що підвищить якість буріння свердловин і дасть можливість заощадити дорогі алюмінієві сплави.

З попереднього викладу цілком зрозуміла найважливіша роль постійної, великий за обсягом, достовірної інформації про видобуток нафти і рідини, про закачування води або іншого витісняє агента, про якість буріння та експлуатації свердловин.

Головний наслідок з попереднього: при проектуванні застосування більш густих сіток свердловин (з площею на свердловину 4 - 8 га) треба враховувати фактичну якість буріння; буровикам треба підвищувати якість буріння; по вже разбуренной нафтовим площами треба мати карти справжнього стану вибоїв свердловин, щоб при виборі нагнітальних свердловин частково виправити становище.

Вплив факторів, що обурюють на режим роботи ЗД і показники процесу буріння особливо помітно при проводці похило спрямованих і горизонтальних свердловин, коли порушення параметрів режиму буріння, крім усього іншого, веде до погіршення якості буріння - відхилення долота від заданої траєкторії.

Дійсно взаємна нерозчинність нафти і витісняє води на тлі мікронеоднорідності пористої породи нафтових пластів і виникнення капілярних сил на контакті нафти і води незалежні від переривчастості і зональної неоднорідності пластів і проектної щільності сітки свердловин; незалежні від конструкції, якості буріння та експлуатації свердловин, їх обмеженою довговічності аварійного вибуття і хаотичного розрідження сітки свердловин там, де ще не відібрані запаси нафти; незалежні від пошаровим неоднорідності пластів і нерівномірності витіснення нафти водою в видобувні свердловини, відмінності подвижностей і щільності нафти і води і граничної обводнення свердловин.

У розвідувальному бурінні завжди гостро стояла і стоїть проблема вилучення зі свердловини в достатній кількості зразків гірської породи. Існує навіть поняття якості буріння, одним з критеріїв якого служить лінійний винос керна. Якщо цей винос стає проблемою в звичайних земних умовах, коли процес буріння знаходиться під безперервним контролем оператора, то можна собі уявити складність отримання керна при роботі автомата за десятки тисяч кілометрів від Землі на іншій планеті.

Загальна кількість пробурених свердловин по роках. Звичайно, нефтеотдача пластів залежить від загального числа пробурених свердловин, але ця залежність не така проста, як зазвичай представляється. На нефтеотдачу пластів дуже сильно впливають якість буріння свердловин і їх довговічність. Так при значному погіршенні природного продуктивності свердловин відбувається відповідне зниження їх дебіту нафти і збільшення середнього часу видобутку нафти.

Виконання всіх операцій по цементації підстав гідротехнічних споруд і закріпленню підземних виробок повинно постійно перебувати під пильним контролем і наглядом фахівців високої кваліфікації. Вони організовують ретельний документальний облік обсягу та якості буріння, геотехнічного аналізу грунтів по всіх свердловинах і різним глибин в них, результатів водопоглинання до і після цементації. За результатами нагнітань на різних ділянках призначають параметри технології цементаційних робіт - - початкову консистенцію розчину і порядок її зміни при нагнітанні крок свердловин, тиск ін'єкції для розчинів різної консистенції і норму відмови. Враховують всілякі перерви в нагнітанні і їх тривалість. Облік робіт і документацію ведуть по кожній свердловині або групі свердловин. В зв'язку з цим в проекті кожній свердловині (групі свердловин) присвоюють певний номер, який при цементації підстав виносять на місцевість, вказуючи на тимчасових реперах, а при закріпленні підземних виробок наносять на поверхню оброблення.

Рішення задач, що стоять перед нафтової і газової промисловістю і геологорозвідувальних організаціями країни, вимагає значного збільшення обсягів експлуатаційного і розвідувального буріння нафтових і газових свердловин; в зв'язку з цим обсяги бурових робіт повинні значно зрости. Успішність вирішення цього завдання перш за все залежить від термінів і якості буріння і кріплення нафтових і газових свердловин в різних геологічних і нафтогазовидобувних районах країни.

Залежність нафтовіддачі пластів від щільності сітки свердловин, якщо врахувати їх обмежену довговічність і хаотичне аварійне вибуття, хаотичне розрідження сітки свердловин і випадання з розробки ще невідібрані видобутих запасів нафти, а також хаотичне відхилення забоїв свердловин від проектних точок, то виявляється не такою простою прямолінійною. Зрозуміло, що низька якість буріння свердловин можна передбачати в проектах розробки родовищ, треба домагатися підвищення якості буріння, але фактичне якість буріння треба враховувати, особливо, при аналізі розробки нафтових пластів.

У Західному Сибіру успішно застосовують ЛБТ діаметром 147 мм з замками діаметром 172 мм. Заміна цих труб на труби діаметром 129 мм з 162 мм замками дозволить скоротити витрату алюмінію приблизно на 1000 т в рік і поліпшити якість буріння свердловин. Ефект досягається також при використанні труб діаметром 140 мм. Конструкція з'єднань труб повинна бути типу ЛБТВК (з конічними стабілізуючими пасками і трапецеидальной різьбленням), розробленої ВНІІБТ.

При переході від одного періоду до іншого відбуваються зміни амплітудних дебітів і початкових видобутих запасів для нафти і для розрахункової рідини, можуть змінюватися співвідношення амплітудних дебітів у розрахунковій рідини і нафти, можуть змінюватися співвідношення початкових видобутих запасів у розрахунковій рідини і нафти. Питома амплітудний дебіт нафти може зменшуватися або збільшуватися в зв'язку зі зменшенням або збільшенням потреби в нафті але це буде ясно видно по збільшенню або зменшенню забійного тиску, щодо зменшення або збільшення депресії на нафтові пласти; питома амплітудний дебіт нафти може зменшитися, якщо буріння свердловин перейшло на значно менш продуктивний ділянку нафтової поклади; може зменшитися, якщо значно знизилася якість буріння свердловин і відбувається засмічення прискважинной зони нафтових пластів, якщо низька якість експлуатації і під час експлуатації сильно засмічуються при-свердловинні зони пластів; навпаки питома амплітудний дебіт нафти збільшиться, якщо проводяться гідравлічні розриви пластів, але при цьому може зрости розрахункова частка сторонньої води і деяка частина свердловин вийде з ладу, а замість них доведеться бурити нові свердловини-дублери; питома амплітудний дебіт нафти може зменшитися через значне зниження забійного тиску нижче тиску насичення, а при високому газосодержания нафти і низькому мінімальному забійній тиску фонтанування безводної нафтою (значно нижче тиску насичення) таке може статися мимовільно.

Залежність дебіту свердловин на нафту qu і рідини дж від товщини експлуатованих пластів турнейского ярусу h. Однак, на нашу поданням, не можна бути завжди противником об'єднання пластів або навпаки прихильником об'єднання, треба бути прихильником раціонального об'єднання, коли об'єднання пластів є раціональним і збільшує видобуток нафти без зменшення нафтовіддачі. Цілком зрозуміло, що об'єднання пластів збільшує складність експлуатаційних об'єктів і вимагає підвищення якості буріння, освоєння і експлуатації свердловин; вимагає збільшення обсягу досліджень пластів глибинними приладами.
 Степко свердловини в цьому випадку утримуються від обвалення глинистим розчином або надлишковим тиском стовпа води в свердловині. Масове пристрій Оуронабівних паль пов'язано з необхідністю готувати і транспортувати великі обсяги глинистого розчину, а потім або відновлювати, або видаляти з будівельного майданчика використаний розчин. Це створює певні труднощі в проведенні робіт в зимових умовах, крім того, при влаштуванні буронабивних паль із застосуванням глинистого розчину утруднений контроль якості буріння свердловин.

Нафтові пласти мають пошаровим неоднорідністю по проникності. Це видно по різної проникності шарів, за різними їх дебитам і питомою дебитам на одиницю ефективної товщини. Але нерівномірність витіснення нафти закачиваемой водою в видобувні свердловини залежить не тільки від створеної природою пошаровим неоднорідності по проникності нафтових пластів, а й від геометричної нерівномірності обумовленої схемою розташування видобувних і нагнітальних свердловин, якістю буріння і освоєння свердловин, і від зональної неоднорідності по проникності в разі забезпечення закачуванням води видобувних свердловин з різних сторін різними нагнітальними свердловинами.

Підкреслимо, що успішне вирішення прямих і обернених задач проектування переконливо підтверджує доцільність прийнятого шляху проектування. Саме на цьому перевіреному шляху проектування знаходиться представляється тут метод пошуку оптимального варіанта розробки. Розробка нафтового покладу залежить від великого числа параметрів (геологофі-зических, технологічних і економічних), частина з яких самі є інтегральними, такі як Qe - балансові геологічні запаси нафти, д 0 - початковий максимальний (амплітудний) дебіт нафти на одну свердловину проектної сітки, Ск - ринкова ціна 1 т нафти для надрокористувача - виробника цієї нафти, тобто після вирахування податків і витрат на реалізацію нафти, 3[- загальні капітальні витрати в розрахунку забою свердловин /ср 90 м, а в дійсності мали місце більш значні середні відхилення, наприклад, рівні /ср 150 м, при 5125 га /вкв. За наведеними результатами розрахунків, конкретно, судячи за величиною твори двох коефіцієнтів z Кс-Кь, раціональної є сітка свердловин з щільністю S1032 км2 /скв. Виходить абсолютно незвичний результат: згущення сітки свердловин вдвічі в порівнянні з сіткою 5132 га /вкв. Виходить, що якщо якість буріння невисока - середнє відхилення забою свердловин досить велике 4Р 90 м, то просто-напросто не можна застосовувати сітку свердловин вдвічі більше густу, ніж S 32 га /вкв.

Вже розвідані численні малопродуктивні многопластовие родовища містять значні за величиною запаси нафти. З метою здійснення економічно рентабельного відбору цих запасів припадає нафтові пласти об'єднувати в експлуатаційні об'єкти. При здійсненні об'єднання нафтових пластів необхідно враховувати всі помітно впливають позитивні і негативні фактори. Одним з таких факторів є якість буріння свердловин і освоєння нафтових пластів, що допускається при цьому шлюб. Цілком логічно, що більше пластів в загальному експлуатаційному об'єкті то більша частка свердловин, втрачених через аварії. Малопродуктивні карбонатні нафтові пласти, часте і не завжди обгрунтоване і раціональне проведення солянокислотного обробок карбонатних пластів плюс високов'язка нафту збільшують аварійність свердловин. Логічне запитання: при якій аварійності свердловин виявляється безглуздим і шкідливим об'єднання багатьох нафтових пластів в один загальний експлуатаційний об'єкт.

Вже розвідані численні малопродуктивні многопластовие родовища містять значні за величиною запаси нафти. З метою здійснення економічно рентабельного відбору цих запасів припадає нафтові пласти об'єднувати в експлуатаційні об'єкти. При здійсненні об'єднання нафтових пластів необхідно враховувати всі помітно впливають позитивні і негативні фактори. Одним з таких факторів є якість буріння свердловин і освоєння нафтових пластів, що допускається при цьому шлюб. Цілком логічно, що більше пластів в загальному експлуатаційному об'єкті то більша частка свердловин, втрачених через аварії.

Таке розбурювання і введення в розробку нафтових пластів збільшує дебіт нафти на пробурену свердловину в 2 рази і більше. Розосереджена система розробки і збільшення сум репресії - депресії збільшує загальний дебіт свердловин в 3 рази. Об'єднання двох пластів до загального експлуатаційний об'єкт збільшує дебіт в 2 рази. Освоєння свердловин із застосуванням глибокої перфорації і поліпшення якості буріння підвищують дебіт в 2 рази.

Принципові схеми буріння (а - традиційна. Ft в, г - розробки МГРИ на шельфі. Для буріння за цією схемою представляють інтерес висунуті співробітниками МГРИ ідеї створення забійних снарядів, заснованих на використанні для ударів гідростатичного стовпа води, що знаходиться вище керноприемника. Енергія удару снарядів такого типу пропорційна висоті стовпа води в свердловині тобто її глибині. Це позитивний фактор, так як пропорційно глибині свердловини ростуть опору забиванні колони і необхідні для їх подолання енергії ударів. Схема буріння з нанесенням ударів по керноприемника найбільш перспективна по продуктивності і якості буріння , так як дозволяє підвести до забою енергію удару з максимальним ККД, а також найбільш просто і надійно забезпечити синхронне занурення колони і керноприемника в породи.

Слід також підкреслити, що в перші роки освоєння, через відсутність подвійних колонкових труб, пневмоударное буріння виконувалося тільки по долеритових тіл, а нижележащую карбонатную товщу проходили з продувкою повітрям обертальним способом твердосплавним інструментом. Базаль-ний горизонт (рудний) змушені були проходити всуху. Подальші досліди показали, що пневмоударного техніка не тільки забезпечує успішну проходку свердловин по всьому комплексу порід, але і дозволяє підвищити якість буріння (виключає можливість пережога порід, який спостерігається при бурінні всуху), розкриваючи тим самим додаткові резерви підвищення швидкості проходки свердловин.

Якщо пласти мають значну переривчастістю і високою зональної неоднорідністю по продуктивності і крок хаотичної змінності продуктивності і ефективної товщини пластів порівняємо з відстанню між свердловинами проектної сітки, а не в 10 - 100 разів менше або більше цього відстані то безсумнівно коефіцієнт сітки залежить від щільності сітки. Довговічність свердловин залежить від їх конструкції, від якості буріння і експлуатації.