Опрессовка скважины снижением уровня
Вопрос 1. Методы испытаний эк. колонн на герметичность — Студопедия
После окончания тампонажных работ по закрытию чуждых вод, переходов на выше- или нижезалегающие горизонты и других ремонтных работ, а также после цементирования колонны или хвостовика при бурении второго ствола, эксплуатационную колонну испытывают на герметичность.
Испытание проводят одним из двух способов — опрессовкой или снижением уровня.
Способ опрессовки. Устье скважины оборудуют опрессовочной головкой с манометром. Жидкость в колонну обсадных труб нагнетают с объемной скоростью, при которой обеспечивается плавное увеличение давления. На устье оно должно быть на 20% больше, чем ожидаемое максимальное давление после освоения скважины. Давление во время опрессовки не должно быть ниже следующих (согласно плана работ на ремонт скважины)
Указанные нормы в зависимости от степени изношенности колонны и характера ремонтируемой скважины могут быть изменены по усмотрению геологической службы.
Если в процессе опрессовки в каком-либо сечении колонны возможно возникновение напряжений, превышающих допустимые для обсадных труб, опрессовку следует проводить секционно с помощью пакера.
Результаты считаются положительными, а колонна герметичной, если после замены бурового раствора водой отсутствует перелив жидкости и выделение газа из колонны, а также если
давление в течение 30 мин не снижается или снижается не более чем на 0,5 МПа при давлении выше 7 МПа и не более чем на 0,3 МПа при давлении ниже 7 МПа. Наблюдения за изменениями давления рекомендуется начинать через 5 мин после достижения указанных давлений опрессовки.
В случае повышения этой нормы необходимо принять меры по обеспечению герметичности колонны, после чего испытание следует повторить.
Если нагнетанием жидкости давление на устье скважины повысить до указанного контрольного значения не удается, то колонна считается негерметичной.
Способ снижения уровня. В этом случае уровень жидкости в обсадной колонне снижают с помощью компрессора (т. е. нагнетанием через НКТ или бурильные трубы инертного газа) либо с помощью штанговых или бесштанговых насосов, а также оттартыванием жидкости желонками или вытеснением из скважины трубами (в пределах до 800—1000м).
Процесс снижения уровня газом состоит в том, что в скважину спускают НКТ или бурильные трубы и газом выдавливают жидкость. Глубина первоначального спуска подъемных труб зависит от давления, развиваемого компрессором. Затем уровень снижают методом постепенного допуска труб до заданной глубины отдельными секциями либо методом аэрации.
Снижение уровня путем вытеснения жидкости через колонну бурильных или НКТ производят следующим образом. Колонну труб с заглушенным нижним концом спускают до забоя, вытесняя из скважины жидкость. Затем часть труб поднимают на высоту hi. На колонну навинчивают патрубок с отверстием и вновь спускают трубы до забоя. При их спуске жидкость входит через отверстие в патрубке, благодаря чему достигается дополнительное снижение уровня жидкости в скважине. Глубину установки патрубка с отверстием определяют по формуле
(V.2)
где /г — глубина снижения уровня в эксплуатационной колонне, м; Я — глубина скважины, м; d — наружный диаметр, труб, м; D — внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м. Максимальную глубину снижения уровня Н, которую можно достигнуть при этом способе, определяют по формуле:
(V.3)
Здесь d\ — внутренний диаметр спускаемых труб, м.
Если при бурении использовали буровой раствор плотностью 1400 кг/м3 и более, то его заменяют водой. Колонна считается герметичной, если в течение 1 ч перелива жидкости или выделения газа не наблюдается или если уровень жидкости, сниженный до требуемого за 8 ч наблюдения, не будет более данных (в м), приведенных в табл. V.3.
Уровень жидкости следует замерять с помощью лебедки аппарата Яковлева, уровнемером или другими приборами через каждые 2 ч.
Если в течение 8 ч уровень будет больше, чем указано в табл. V.3, производят повторный замер в течение 8 ч. Если и в этом случае высота подъема жидкости окажется выше нормы, то колонна считается негерметичной.
Иногда уровень жидкости не удается снизить. Это указывает на проникновение в скважину жидкости через нарушения в колонне. Работы по отбору жидкости в таких случаях следует проводить до тех пор, пока скважина начнет поглощать нагнетаемую жидкость и будут созданы условия для повторного цементирования. Испытание колонн на герметичность оформляют специальным актом.
studopedia.ru
Опрессовка колонн на герметичность — Студопедия
Испытание обсадных колонн на герметичность.
Кондуктор и техническую колонну на герметичность испытывают опрессовкой, а эксплуатационную – опрессовкой и методом снижением уровня жидкости в скважине.
При испытании опрессовкой устанавливают цементирующую головку и с помощью буровых насосов на устье создают давление в 100 атмосфер для 5 дюймовой колонны и в 80 атмосфер для 6 дюймов. Если давление за полчаса снизится не более чем на 5 атмосфер, то все ОК.
При испытании снижением уровня используется компрессор. Для этого спускают МКТ на глубину 800-1000 м. В МКТ закачивают сжатый воздух, который из кольцевого пространства вытесняет буровой раствор на поверхность. Затем скважину оставляют в покое на 8 ч. Испытание считается удачным, если жидкость поднялась не более определенного уровня. Например, для колонны диаметром 53/4-85/8 дюймов подъем жидкости не более 0,8 м при снижении уровня до 400 м и не более 2 м при снижении до 1000 м, свыше 85/8 дюймов не более 0,5м при снижении до 400м и не более 1,5 м при снижении более 1000 м. Если колонка не герметична, то ищут причины этого и составляют план по их устранению.
53. Оборудование устий скважины: после опрессовки на герметичность концы обсадных труб соединяют с помощью колонной головки, которая обеспечивает герметичность устья скважины и контроль за давлением, закачку промывочной жидкости в межколонное пространство на устье ставят фонтанную арматуру из двух частей: трубной головки и фонтанной елки. Трубной головкой называется нижняя часть фонтанной арматуры для для подвески НКТ и герметизации и подачи в скважину через боковой отвод в кольцевое пространство нефти, газа или воды.
Фонтанной елкой называется верхняя часть арматуры, устанавливаемая на трубную головку
Фонтанная елка служит для: направления продукции скважины в выкидную линию и регулирования режима эксплуатации отбираемой из скважины продукции и Осуществления контроля за работой скважины, путем установки приборов, манометров, термометров на муфте или катушке. Всё оборудование, которое устанавливают на устье опрессовывают на герметичность и составлют акты.
54. Вторичное вскрытие пласта осуществляется перфорацией, которая бывает разных видов.
Кумулятивная. Наиболее часто применяется на практике. С помощью кумулятивных зарядов, стенки колонны и цементный камень пробиваются струей газов и расплавленных металлов. Улучшает фильтрационные свойства призабойной зоны и мало повреждает цемент и стенки.
Гидропескоструйная. Работает за счет кинематической энергии и абразивности жидкости с песком, истекающей с большой скоростью и направленной в стенку скважины. Применяют когда конструкция скважин многоколонная.
Пулевая и торпедная. Основаны на пробивном действии пулеснаряда, который выстреливается из перфоратора поддействием пороха. Применяется редко из-за опасности межпластовых перетеков и разгерметизации. Пули могут выстреливаться залпом и по одиночке.
55. Методы вызова притоков при качественном вскрытии пласта. Все они основаны на создании депрессии для вызова притоков. Депрессия - разность между пластовым и забойным давлениями. Снижают забойное давление путем снижения жидкости путем замены на жидкость с меньшей плотностью или путем аэрации (обогощением воздухом жидкости), нагнетанием сжатого газа с помощью компрессора, свабированием.
методы:
1. промыв скважины чистой пластовой водой, если есть высокое пластовое давление, но нет фонтана. если не помогло - то промыв чистой нефтью.
2. свабирование:при помощи сваба (поршня на стальном канате, клапан которого при спуске открыт, а при подъеме закрыт с целью отбора жидкости скважины.
3. метод применения компрессора, НТК которого спущен в скважину. При закачке воздуха в затрубное пространство жидкость будет разгазироваться и плотность уменьшаться, и должны возникнуть фонтаны. Если этого нет, то закачиваемый воздух подходит к пусковой муфте, резко прорывает в НКТ и разгазирует жидкость.
4. метод отчерпывания. с помощью желонки отчерпывается вода из скважины. При отчерпывании жидкость доводят до постоянного состава и плотности. В скважину спускают желонку и отбирают пробу, которая имеет постоянный состав в верхней, нижней и средней части пластовой воды. ПОстоянство жидкости позволяет рассчитать пластовое и забойное давление.
5. Получение депрессии методом перемены давления: с помощью цементного агрегата на устьях создают избыточное давление, а затем резко сбрасывают его. Увеличивается объем зоны со сниженной проницаемостью => приток
Когда осваивают скважины с высоким пластовым давлением, низкой сцементированностью или содержащие пластовую воду забойное давление нужно снижать медленно во избежании аварий или слишком быстрого подтягивания воды.
Редко бывает то, что пластовая давление очень большое и депрессию создавать не надо.
56. Вызов притоков при снижении проницаемости призабойной зоны пласта. При освоении карбонатным пластов или пластов с карбонатным цементом юзают кислотную и термокислотную обработку.
Для малопродуктивных пластов часто применяют гидроразрыв (создание) высокопроводимой трещины в целевом пласте для обеспечения притока добываемого флюида к забою скважины.
При освоении водоносной скважины иногда применяют продавливание воды в пласт под большим давлением. это позволяет очистить призабойную зону и увеличить проницаемость пород.
57. ликвидируют скважины: разведочные и оценочные скважины после бурения оказавшиеся бесполезными; не доведенные до запланированной глубины из-за аварий или непредвиденных сложностей; обводнившиеся до проектной величины, если их нельзя использовать как нагнетательные и наблюдательные; не нужные наблюдательные и нагнетательные. Для ликвидации скважину заливают цементом или буровым раствором до устья. Устье закрывают заглушкой и заваривают и установливают репер, на котором указывают номер, глубину и название.
консервируют скважины: разведочные с непромышленными притоками; разведочные скважины за контуром нефтеносносности, в которых получили воду, но можно использовать как нагнетательные или наблюдательные; нефтяные скважины неэкологичные и пожароопасные; высокообводненные и малодебитные при условии, что консервации не повлечет за собой ухудшение обстановки на месторождении в целом.
58. охрана недр заключается в обеспечении качественного вскрытия продуктивных пластов и быстрого освеоения скважин (получения притоков).
для этого нужно применять технологии, исключающие аварийные фонтаны, обвалы стенок скважин, применять минимально снижающие продуктивность растворы, выбирать надежную конструкцию скважин и устьевого оборудования, предотвращать межпластовые перетеков; выбор способа освоения скважины с максимальным дебитом.
studopedia.ru
Опрессовка колонн на герметичность
⇐ ПредыдущаяСтр 5 из 5Испытание обсадных колонн на герметичность.
Кондуктор и техническую колонну на герметичность испытывают опрессовкой, а эксплуатационную – опрессовкой и методом снижением уровня жидкости в скважине.
При испытании опрессовкой устанавливают цементирующую головку и с помощью буровых насосов на устье создают давление в 100 атмосфер для 5 дюймовой колонны и в 80 атмосфер для 6 дюймов. Если давление за полчаса снизится не более чем на 5 атмосфер, то все ОК.
При испытании снижением уровня используется компрессор. Для этого спускают МКТ на глубину 800-1000 м. В МКТ закачивают сжатый воздух, который из кольцевого пространства вытесняет буровой раствор на поверхность. Затем скважину оставляют в покое на 8 ч. Испытание считается удачным, если жидкость поднялась не более определенного уровня. Например, для колонны диаметром 53/4-85/8 дюймов подъем жидкости не более 0,8 м при снижении уровня до 400 м и не более 2 м при снижении до 1000 м, свыше 85/8 дюймов не более 0,5м при снижении до 400м и не более 1,5 м при снижении более 1000 м. Если колонка не герметична, то ищут причины этого и составляют план по их устранению.
53. Оборудование устий скважины: после опрессовки на герметичность концы обсадных труб соединяют с помощью колонной головки, которая обеспечивает герметичность устья скважины и контроль за давлением, закачку промывочной жидкости в межколонное пространство на устье ставят фонтанную арматуру из двух частей: трубной головки и фонтанной елки. Трубной головкой называется нижняя часть фонтанной арматуры для для подвески НКТ и герметизации и подачи в скважину через боковой отвод в кольцевое пространство нефти, газа или воды.
Фонтанной елкой называется верхняя часть арматуры, устанавливаемая на трубную головку
Фонтанная елка служит для: направления продукции скважины в выкидную линию и регулирования режима эксплуатации отбираемой из скважины продукции и Осуществления контроля за работой скважины, путем установки приборов, манометров, термометров на муфте или катушке. Всё оборудование, которое устанавливают на устье опрессовывают на герметичность и составлют акты.
54. Вторичное вскрытие пласта осуществляется перфорацией, которая бывает разных видов.
Кумулятивная. Наиболее часто применяется на практике. С помощью кумулятивных зарядов, стенки колонны и цементный камень пробиваются струей газов и расплавленных металлов. Улучшает фильтрационные свойства призабойной зоны и мало повреждает цемент и стенки.
Гидропескоструйная. Работает за счет кинематической энергии и абразивности жидкости с песком, истекающей с большой скоростью и направленной в стенку скважины. Применяют когда конструкция скважин многоколонная.
Пулевая и торпедная. Основаны на пробивном действии пулеснаряда, который выстреливается из перфоратора поддействием пороха. Применяется редко из-за опасности межпластовых перетеков и разгерметизации. Пули могут выстреливаться залпом и по одиночке.
55. Методы вызова притоков при качественном вскрытии пласта. Все они основаны на создании депрессии для вызова притоков. Депрессия - разность между пластовым и забойным давлениями. Снижают забойное давление путем снижения жидкости путем замены на жидкость с меньшей плотностью или путем аэрации (обогощением воздухом жидкости), нагнетанием сжатого газа с помощью компрессора, свабированием.
методы:
1. промыв скважины чистой пластовой водой, если есть высокое пластовое давление, но нет фонтана. если не помогло - то промыв чистой нефтью.
2. свабирование:при помощи сваба (поршня на стальном канате, клапан которого при спуске открыт, а при подъеме закрыт с целью отбора жидкости скважины.
3. метод применения компрессора, НТК которого спущен в скважину. При закачке воздуха в затрубное пространство жидкость будет разгазироваться и плотность уменьшаться, и должны возникнуть фонтаны. Если этого нет, то закачиваемый воздух подходит к пусковой муфте, резко прорывает в НКТ и разгазирует жидкость.
4. метод отчерпывания. с помощью желонки отчерпывается вода из скважины. При отчерпывании жидкость доводят до постоянного состава и плотности. В скважину спускают желонку и отбирают пробу, которая имеет постоянный состав в верхней, нижней и средней части пластовой воды. ПОстоянство жидкости позволяет рассчитать пластовое и забойное давление.
5. Получение депрессии методом перемены давления: с помощью цементного агрегата на устьях создают избыточное давление, а затем резко сбрасывают его. Увеличивается объем зоны со сниженной проницаемостью => приток
Когда осваивают скважины с высоким пластовым давлением, низкой сцементированностью или содержащие пластовую воду забойное давление нужно снижать медленно во избежании аварий или слишком быстрого подтягивания воды.
Редко бывает то, что пластовая давление очень большое и депрессию создавать не надо.
56. Вызов притоков при снижении проницаемости призабойной зоны пласта. При освоении карбонатным пластов или пластов с карбонатным цементом юзают кислотную и термокислотную обработку.
Для малопродуктивных пластов часто применяют гидроразрыв (создание) высокопроводимой трещины в целевом пласте для обеспечения притока добываемого флюида к забою скважины.
При освоении водоносной скважины иногда применяют продавливание воды в пласт под большим давлением. это позволяет очистить призабойную зону и увеличить проницаемость пород.
57. ликвидируют скважины: разведочные и оценочные скважины после бурения оказавшиеся бесполезными; не доведенные до запланированной глубины из-за аварий или непредвиденных сложностей; обводнившиеся до проектной величины, если их нельзя использовать как нагнетательные и наблюдательные; не нужные наблюдательные и нагнетательные. Для ликвидации скважину заливают цементом или буровым раствором до устья. Устье закрывают заглушкой и заваривают и установливают репер, на котором указывают номер, глубину и название.
консервируют скважины: разведочные с непромышленными притоками; разведочные скважины за контуром нефтеносносности, в которых получили воду, но можно использовать как нагнетательные или наблюдательные; нефтяные скважины неэкологичные и пожароопасные; высокообводненные и малодебитные при условии, что консервации не повлечет за собой ухудшение обстановки на месторождении в целом.
58. охрана недр заключается в обеспечении качественного вскрытия продуктивных пластов и быстрого освеоения скважин (получения притоков).
для этого нужно применять технологии, исключающие аварийные фонтаны, обвалы стенок скважин, применять минимально снижающие продуктивность растворы, выбирать надежную конструкцию скважин и устьевого оборудования, предотвращать межпластовые перетеков; выбор способа освоения скважины с максимальным дебитом.
Лабораторные работы
План размещения скважин
Вначале необходимо выбрать размер листа (A3 или A4), ориентировку листа (книжная – рис. 1. или альбомная. – рис 2.) и масштаб (обычно 1:10000 или 1:25000), исходя из разницы максимальных и минимальных значений координат X и Y).
При этом нужно помнить, что в геологии принято располагать шкалу y по горизонтали, а x по вертикали.
Также при этом нужно помнить, что листе должны поместиться не только план размещения скважин, но и заголовок лабораторной работы и штамп.
Затем начертить оси плана размещения скважин.
Выбрать значения чисел, с которых будет начинаться отсчет на осях графика. Притом их следует выбирать так, чтобы точки скважин никогда не располагались на начале и конце осей. Иначе будет некрасиво.
Затем отмечать скважины на плане согласно их координатам. Их надо отмечать точками, а потом обводить каждую точку кружком диаметром не меньше 3, 5 мм.
Следует не забывать ставить рядом с каждой отметкой скважины порядковый номер. И необходимо всегда располагать номера на одном и том же расстоянии и с одной и с той же стороны от отметки скважины. Это позволяет достаточно легко различать, какой номер какой скважине принадлежит.
Составление геологического профиля по данным бурения
Выбрать размер листа и масштаб. Наиболее предпочтительны А3 и 1:10000. Вертикальный и горизонтальный масштаб одинаковы.
Начертить оси профиля скважин. Обозначить над заготовкой профиля азимут и направление расположения скважин. Горизонтальная ось – это уровень моря (нулевой уровень).
Отступив 1 см от вертикальной оси скважины начертить линию, первой скважины. Альтитуда устья – это координата верхнего конца линии. Координата нижнего конца линии – это разность альтитуды и координаты забоя.
Отступив 1см, от прочерченной линии провести ещё линию. Соединить их в прямоугольник («колонку»). Отметить в колонках горные породы, содержащиеся в скважинах, согласно их глубинам. При этом необходимо помнить, что в тексте задания указана разница глубин между устьем скважины и верхней границы горизонта описанных город, а не абсолютная глубина верхней границы горизонта. Это первая скважина. Слева от каждой верхней границы горизонта следует подписать расстояние между ней и альтитудй устья.
От левой линии колонки первой скважины отсчитать указанное расстояние до второй скважины и начертить левую линию колонки второй скважины, затем составить полостью колонку второй скважины. То же самое сделать для третьей и четвертой скважины.
Затем следует заняться анализом содержимого колонок с целью выявления стратиграфических и нестратиграфических несогласий и с целью определения того, что находится в промежутках скважин, и с целью выявить расположение нефтеносных пород. Признак нефтеносности пород – это нетипичный цвет для рассматриваемого горизонта.
При анализе соединяются пласты одного возраста и с одинаковой литологией.
Точки, в которых по результатам сравнения с другими скважинами зафиксированы выпадения пород или резкое уменьшение мощностей, считаются аномалиями. Повтор пород также может свидетельствовать об аномалии.
Две аномальные точки, которые не объясняются выветриванием, следует соединить прямой линией.
В случае наличия такой линии следует выяснить, что она означает. Это может быть сброс, надвиг или взброс.
Также может быть обнаружены антиклинальная или синклинальная складка, а также наклонное залегание пород и стратиграфические несогласия, которые следует отмечать волнистыми линиями.
Поместить под профилем список условных обозначений и штамп.
Построение структурной карты методом треугольников
После завершения первой лабораторной работы необходимо скопировать план размещения скважин на два новых листа. Затем поставить на каждый из них штамп и название.
Необходимо вычислить абсолютные значения глубины кровли и подошвы пластов для каждой скважины.
Формула для вычисления абсолютной отметки кровли:
абс.отм.кр. = альтитуда + удлинение – расстояние от самой верхней точки скважины до кровли.
Формула для вычисления абсолютной отметки подошвы:
абс.отм.под. = абс.глуб.кр – толщина пласта.
Нанести на один лист скважин значения абсолютных отметок подошвы пласта чуть ниже номеров скважин , а на другой – значения абсолютных отметок кровлей.
Затем следует соединять близлежащие точки скважин так, чтобы получились равносторонние или равнобедренные треугольники.
Выбрать сечение изогипс. При этом лучше всего выбрать его так, чтобы на картах было от 5 до 10 изогипс.
Затем следует провести интерполяцию. Иначе говоря, на каждой линии найти и отметить точки со значениями, кратным выбранному значению сечения изогипс.
Затем следует соединить точки с одинаковым значением абсолютных отметок в изогипсы. По возможности соединить плавными линиями.
Построение структурной карты методом схождения
После завершения третьей лабораторной работы необходимо скопировать карту кровли пласта А на новый лист. Затем поставить на новом листе штамп и название.
Следует найти расстояние между пластами А и Б в скважинах, которые вскрыли оба пласта. Для этого нужно из глубины пласта Б вычесть глубину пласта А.
Затем соединить скважины, вскрывшие оба пласта, в треугольник.
Потом следует провести интерполяцию. Иначе говоря, на каждой линии найти и отметить точки со значениями, кратным выбранному значению сечения изохор. Лучше всего, чтобы значение сечения изохор было равным значению сечению изогипс, проведенных в ходе третьей лабораторной работе. Затем соединить отмеченные точки в изохоры.
В точках пересечения изохор с изогипсами найти значения абсолютных отметок пласта Б по формуле:
абс.отм.кр.пл.Б. = абс.отм.кр.пл.А. – расстояние между пластами
Соединить точки с одинаковыми значениями абсолютных отметок пласта Б в изогипсы.
Построение карты поверхности ВНК. Построение внутреннего и внешнего контуров нефтегазоносности
Скопировать план размещения скважин. Подписать известные значения абсолютных отметок ВНК у скважин и соединить их в треугольники. Провести интерполяцию значений. Иначе говоря, на каждой линии отметить точки со значениями, кратными выбранному значению сечения изохор (1 м).
Скопировать карту кровли пласта А, перенести на неё структурную карту поверхности ВНК. Точки пересечения изогипс кровли пласта А и соответствующих изогипс структурной карты поверхности ВНК соединить плавной линией, получая внешний контур нефтеносности.
Скопировать карту подошвы пласта А, перенести на неё структурную карту поверхности ВНК. Точки пересечения изогипс кровли пласта А и соответствующих изогипс структурной карты поверхности ВНК соединить плавной линией, получая внутренний контур нефтеносности.
Скопировать на новый лист план размещений скважин, внутренний и внешний контуры нефтеносности, а также изогипсы поверхности ВНК.Это и будет карта водонефтяного контакта.
Построение карты эффективных нефтенасыщенных толщин
1.Эта работа является продолжением прошлых лабораторных работ.
2. Для начала работы скопировать план размещения скважин на новый лист и подписать у каждой скважины значение эффективной толщины. После этого соединить скважины в треугольники и провести интерполяцию значений эффективных толщин. Соединить точки с одинаковым значением эффективных толщин в изопахиты. Их сечение – 2 м.
3.Скопировать карту водонефтяного контакта на новый лист, на него же перенести изопахиты эффективных толщин.
4. Для получения карты эффективных нефтенасыщенных толщин следует от точек пересечения изопахит и внутреннего контура ВНК провести перпендикуляры до внешнего контура, затем провести интерполяцию значений между найденными точками и точками пересечения изопахит и внутренного контура ВНК.
Значение эффективной толщины на внешнем контуре ВНК равно нулю.
5.Для вычисления среднего по площади значения эффективных нефтенасыщенных толщин применить следующую формулу:
Hsэф.н. = k i=1 fi *hi / F = (2865,5*10000)/(398,5*10000)=7,13
F – площадь залежи.
h – среднее значение между двумя соседними изопахитами.
f i – площадь между этими двумя изопахитами
H эф.н.ср= 7,51
Различия между Hsэф.н. и H эф.н.ср незначительны. Вычисления верны.
Построение геологического разреза
1.Эта работа является продолжением прошлых лабораторных работ.
2.Необходимо определиться с горизонтальным и вертикальным масштабами. Причём вертикальный масштаб должен быть крупнее горизонтального для более удобного чтения разреза. Предпочтительны горизонтальный масштаб 1:10000, а вертикальный 1:1000.
3.Взять первый лист для построения геологического разреза по линии запад-восток. Начертить оси профиля скважин. Обозначить над заготовкой профиля направление расположения скважин. Горизонтальная ось – это уровень моря (нулевой уровень).
Выбрать скважины для построения по линии запад-восток и расположить их на первом листе седьмой лабораторной работы, учитывая расстояние между ними. Притом, чем западнее расположена скважина, тем левее она должна располагаться на геологическом разрезе. От самой левой до вертикальной оси координат расстояние должно быть 1-2 см.
Нас интересует только пласт А, поэтому для экономии места на рисунке вертикальную ось надо сжать выше и ниже пласта А. Места сжатия отметить специальными символами.
Для каждой скважины отметить точки кровли и подошвы. Соединить их плавными линиями. И это будут границы пласта А.
Используя таблицу значений, вычислить разницу между этими значениями для скважин, которые включены в профиль. Разница – это толщины пород-неколлекторов. Отметить их на профиле.
Для определения границ ВНК взять карту внешнего и внутреннего контуров и отметить расстояние от самой очереди скважины до внешнего контура на геопрофиле от неё до кровли профиля. Затем расстояние до внутреннего контура от этой же скважины снести на подошву пласта профиля.
Раскрасить зоны коллекторов, неколлекторов и водонасыщенных горных пород в соответствующие цвета.
4. На втором листе сделаем всё то же самое для линии разреза юг-север. Но при этом надо учесть, что чем южнее скважина, тем левее она должна располагаться на геологическом разрезе.
infopedia.su
Учет недостаточности практикуемой опрессовки эксплуатационных колонн - актуальная задача геолого-промысловой службы - Добыча и переработка
Негерметичность скважин — проблема, существующая еще со времен ударного бурения, — обусловила внедрение в практику буровых работ цементирование обсадных колонн и контроль их герметичности с помощью опрессовки.
На негерметичность эксплуатационной скважины может указывать получение при ее освоении результатов, отличающихся от ожидаемых. (Например, получение нефти с водой вместо ожидаемой чистой нефти.) Распознавать негерметичность поисковых и разведочных скважин сложнее, поскольку сравнивать полученную при их испытании продукцию часто не с чем. В связи с этим решающее значение приобретает проводимая перед перфорацией объектов проверка герметичности скважин посредством их опрессовки.
В «Горной энциклопедии» 1987 г. пояснено, что скважина герметична, если она выдержала опрессовку внутренним давлением, т. е. давлением, созданным внутри обсадной колонны и замеряемым на устье. Но практика показывает, что успешная опрессовка лишь на внутреннее давление не гарантирует герметичности скважины, потому что такая опрессовка не выявляет дефектов, приемистость которых меньше (и часто гораздо меньше) их приточности при равных перепадах давления. Поэтому перед перфорацией необходима и внешняя опрессовка, т. е. смена в колонне бурового раствора на воду и последующее снижение уровня.
Инструкция по испытанию обсадных колонн 1983 г. вообще не предусматривала проведения внешней опрессовки. В 1990 г. предлагалось дополнить инструкцию требованием обязательной опрессовки также и внешним давлением путем снижения в скважине уровня жидкости перед перфорацией на глубину, не меньшую ожидаемой при вызове притока после перфорации. Это предложение в основном реализовано в действующей инструкции, но только применительно к скважинам с механизированной добычей и при опробовании 2-го и последующих объектов. Для 1-го объекта опробования в такой опрессовке почему-то «отказано», хотя и в этом случае возможно присутствие дефектов, которые не выявляются внутренней опрессовкой.
Таким образом, очевидна целесообразность включения в действующую инструкцию требования дополнительного испытания герметичности эксплуатационной колонны снижением уровня жидкости перед перфорацией на глубину, не меньшую ожидаемой, для вызова притока после перфорации для всех без исключения опробуемых объектов.
ЛИТЕРАТУРА
1. Единые технические правила ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях. — М.: ВНИИБТ, 1983.
2. РД «Инструкция по испытанию обсадных колонн на герметичность» / Разработана АООТ «ВНИИТнефть»; согласована с Госгортехнадзором России, ОАО «Газпром», ОАО НК «Роснефть», ОАО НК «СИДАНКО». — М., 1999.
3. Соколов В. Я. О совершенствовании регламентации геологоразведочного процесса // Геология нефти и газа. -1990. — № 7. — С. 15–16.
neftegaz.ru
Опрессовка колонн на герметичность — Мегаобучалка
Испытание обсадных колонн на герметичность.
Кондуктор и техническую колонну на герметичность испытывают опрессовкой, а эксплуатационную – опрессовкой и методом снижением уровня жидкости в скважине.
При испытании опрессовкой устанавливают цементирующую головку и с помощью буровых насосов на устье создают давление в 100 атмосфер для 5 дюймовой колонны и в 80 атмосфер для 6 дюймов. Если давление за полчаса снизится не более чем на 5 атмосфер, то все ОК.
При испытании снижением уровня используется компрессор. Для этого спускают МКТ на глубину 800-1000 м. В МКТ закачивают сжатый воздух, который из кольцевого пространства вытесняет буровой раствор на поверхность. Затем скважину оставляют в покое на 8 ч. Испытание считается удачным, если жидкость поднялась не более определенного уровня. Например, для колонны диаметром 53/4-85/8 дюймов подъем жидкости не более 0,8 м при снижении уровня до 400 м и не более 2 м при снижении до 1000 м, свыше 85/8 дюймов не более 0,5м при снижении до 400м и не более 1,5 м при снижении более 1000 м. Если колонка не герметична, то ищут причины этого и составляют план по их устранению.
53. Оборудование устий скважины: после опрессовки на герметичность концы обсадных труб соединяют с помощью колонной головки, которая обеспечивает герметичность устья скважины и контроль за давлением, закачку промывочной жидкости в межколонное пространство на устье ставят фонтанную арматуру из двух частей: трубной головки и фонтанной елки. Трубной головкой называется нижняя часть фонтанной арматуры для для подвески НКТ и герметизации и подачи в скважину через боковой отвод в кольцевое пространство нефти, газа или воды.
Фонтанной елкой называется верхняя часть арматуры, устанавливаемая на трубную головку
Фонтанная елка служит для: направления продукции скважины в выкидную линию и регулирования режима эксплуатации отбираемой из скважины продукции и Осуществления контроля за работой скважины, путем установки приборов, манометров, термометров на муфте или катушке. Всё оборудование, которое устанавливают на устье опрессовывают на герметичность и составлют акты.
54. Вторичное вскрытие пласта осуществляется перфорацией, которая бывает разных видов.
Кумулятивная. Наиболее часто применяется на практике. С помощью кумулятивных зарядов, стенки колонны и цементный камень пробиваются струей газов и расплавленных металлов. Улучшает фильтрационные свойства призабойной зоны и мало повреждает цемент и стенки.
Гидропескоструйная. Работает за счет кинематической энергии и абразивности жидкости с песком, истекающей с большой скоростью и направленной в стенку скважины. Применяют когда конструкция скважин многоколонная.
Пулевая и торпедная. Основаны на пробивном действии пулеснаряда, который выстреливается из перфоратора поддействием пороха. Применяется редко из-за опасности межпластовых перетеков и разгерметизации. Пули могут выстреливаться залпом и по одиночке.
55. Методы вызова притоков при качественном вскрытии пласта. Все они основаны на создании депрессии для вызова притоков. Депрессия - разность между пластовым и забойным давлениями. Снижают забойное давление путем снижения жидкости путем замены на жидкость с меньшей плотностью или путем аэрации (обогощением воздухом жидкости), нагнетанием сжатого газа с помощью компрессора, свабированием.
методы:
1. промыв скважины чистой пластовой водой, если есть высокое пластовое давление, но нет фонтана. если не помогло - то промыв чистой нефтью.
2. свабирование:при помощи сваба (поршня на стальном канате, клапан которого при спуске открыт, а при подъеме закрыт с целью отбора жидкости скважины.
3. метод применения компрессора, НТК которого спущен в скважину. При закачке воздуха в затрубное пространство жидкость будет разгазироваться и плотность уменьшаться, и должны возникнуть фонтаны. Если этого нет, то закачиваемый воздух подходит к пусковой муфте, резко прорывает в НКТ и разгазирует жидкость.
4. метод отчерпывания. с помощью желонки отчерпывается вода из скважины. При отчерпывании жидкость доводят до постоянного состава и плотности. В скважину спускают желонку и отбирают пробу, которая имеет постоянный состав в верхней, нижней и средней части пластовой воды. ПОстоянство жидкости позволяет рассчитать пластовое и забойное давление.
5. Получение депрессии методом перемены давления: с помощью цементного агрегата на устьях создают избыточное давление, а затем резко сбрасывают его. Увеличивается объем зоны со сниженной проницаемостью => приток
Когда осваивают скважины с высоким пластовым давлением, низкой сцементированностью или содержащие пластовую воду забойное давление нужно снижать медленно во избежании аварий или слишком быстрого подтягивания воды.
Редко бывает то, что пластовая давление очень большое и депрессию создавать не надо.
56. Вызов притоков при снижении проницаемости призабойной зоны пласта. При освоении карбонатным пластов или пластов с карбонатным цементом юзают кислотную и термокислотную обработку.
Для малопродуктивных пластов часто применяют гидроразрыв (создание) высокопроводимой трещины в целевом пласте для обеспечения притока добываемого флюида к забою скважины.
При освоении водоносной скважины иногда применяют продавливание воды в пласт под большим давлением. это позволяет очистить призабойную зону и увеличить проницаемость пород.
57. ликвидируют скважины: разведочные и оценочные скважины после бурения оказавшиеся бесполезными; не доведенные до запланированной глубины из-за аварий или непредвиденных сложностей; обводнившиеся до проектной величины, если их нельзя использовать как нагнетательные и наблюдательные; не нужные наблюдательные и нагнетательные. Для ликвидации скважину заливают цементом или буровым раствором до устья. Устье закрывают заглушкой и заваривают и установливают репер, на котором указывают номер, глубину и название.
консервируют скважины: разведочные с непромышленными притоками; разведочные скважины за контуром нефтеносносности, в которых получили воду, но можно использовать как нагнетательные или наблюдательные; нефтяные скважины неэкологичные и пожароопасные; высокообводненные и малодебитные при условии, что консервации не повлечет за собой ухудшение обстановки на месторождении в целом.
58. охрана недр заключается в обеспечении качественного вскрытия продуктивных пластов и быстрого освеоения скважин (получения притоков).
для этого нужно применять технологии, исключающие аварийные фонтаны, обвалы стенок скважин, применять минимально снижающие продуктивность растворы, выбирать надежную конструкцию скважин и устьевого оборудования, предотвращать межпластовые перетеков; выбор способа освоения скважины с максимальным дебитом.
Лабораторные работы
План размещения скважин
Вначале необходимо выбрать размер листа (A3 или A4), ориентировку листа (книжная – рис. 1. или альбомная. – рис 2.) и масштаб (обычно 1:10000 или 1:25000), исходя из разницы максимальных и минимальных значений координат X и Y).
При этом нужно помнить, что в геологии принято располагать шкалу y по горизонтали, а x по вертикали.
Также при этом нужно помнить, что листе должны поместиться не только план размещения скважин, но и заголовок лабораторной работы и штамп.
Затем начертить оси плана размещения скважин.
Выбрать значения чисел, с которых будет начинаться отсчет на осях графика. Притом их следует выбирать так, чтобы точки скважин никогда не располагались на начале и конце осей. Иначе будет некрасиво.
Затем отмечать скважины на плане согласно их координатам. Их надо отмечать точками, а потом обводить каждую точку кружком диаметром не меньше 3, 5 мм.
Следует не забывать ставить рядом с каждой отметкой скважины порядковый номер. И необходимо всегда располагать номера на одном и том же расстоянии и с одной и с той же стороны от отметки скважины. Это позволяет достаточно легко различать, какой номер какой скважине принадлежит.
Составление геологического профиля по данным бурения
Выбрать размер листа и масштаб. Наиболее предпочтительны А3 и 1:10000. Вертикальный и горизонтальный масштаб одинаковы.
Начертить оси профиля скважин. Обозначить над заготовкой профиля азимут и направление расположения скважин. Горизонтальная ось – это уровень моря (нулевой уровень).
Отступив 1 см от вертикальной оси скважины начертить линию, первой скважины. Альтитуда устья – это координата верхнего конца линии. Координата нижнего конца линии – это разность альтитуды и координаты забоя.
Отступив 1см, от прочерченной линии провести ещё линию. Соединить их в прямоугольник («колонку»). Отметить в колонках горные породы, содержащиеся в скважинах, согласно их глубинам. При этом необходимо помнить, что в тексте задания указана разница глубин между устьем скважины и верхней границы горизонта описанных город, а не абсолютная глубина верхней границы горизонта. Это первая скважина. Слева от каждой верхней границы горизонта следует подписать расстояние между ней и альтитудй устья.
От левой линии колонки первой скважины отсчитать указанное расстояние до второй скважины и начертить левую линию колонки второй скважины, затем составить полостью колонку второй скважины. То же самое сделать для третьей и четвертой скважины.
Затем следует заняться анализом содержимого колонок с целью выявления стратиграфических и нестратиграфических несогласий и с целью определения того, что находится в промежутках скважин, и с целью выявить расположение нефтеносных пород. Признак нефтеносности пород – это нетипичный цвет для рассматриваемого горизонта.
При анализе соединяются пласты одного возраста и с одинаковой литологией.
Точки, в которых по результатам сравнения с другими скважинами зафиксированы выпадения пород или резкое уменьшение мощностей, считаются аномалиями. Повтор пород также может свидетельствовать об аномалии.
Две аномальные точки, которые не объясняются выветриванием, следует соединить прямой линией.
В случае наличия такой линии следует выяснить, что она означает. Это может быть сброс, надвиг или взброс.
Также может быть обнаружены антиклинальная или синклинальная складка, а также наклонное залегание пород и стратиграфические несогласия, которые следует отмечать волнистыми линиями.
Поместить под профилем список условных обозначений и штамп.
Построение структурной карты методом треугольников
После завершения первой лабораторной работы необходимо скопировать план размещения скважин на два новых листа. Затем поставить на каждый из них штамп и название.
Необходимо вычислить абсолютные значения глубины кровли и подошвы пластов для каждой скважины.
Формула для вычисления абсолютной отметки кровли:
абс.отм.кр. = альтитуда + удлинение – расстояние от самой верхней точки скважины до кровли.
Формула для вычисления абсолютной отметки подошвы:
абс.отм.под. = абс.глуб.кр – толщина пласта.
Нанести на один лист скважин значения абсолютных отметок подошвы пласта чуть ниже номеров скважин , а на другой – значения абсолютных отметок кровлей.
Затем следует соединять близлежащие точки скважин так, чтобы получились равносторонние или равнобедренные треугольники.
Выбрать сечение изогипс. При этом лучше всего выбрать его так, чтобы на картах было от 5 до 10 изогипс.
Затем следует провести интерполяцию. Иначе говоря, на каждой линии найти и отметить точки со значениями, кратным выбранному значению сечения изогипс.
Затем следует соединить точки с одинаковым значением абсолютных отметок в изогипсы. По возможности соединить плавными линиями.
Построение структурной карты методом схождения
После завершения третьей лабораторной работы необходимо скопировать карту кровли пласта А на новый лист. Затем поставить на новом листе штамп и название.
Следует найти расстояние между пластами А и Б в скважинах, которые вскрыли оба пласта. Для этого нужно из глубины пласта Б вычесть глубину пласта А.
Затем соединить скважины, вскрывшие оба пласта, в треугольник.
Потом следует провести интерполяцию. Иначе говоря, на каждой линии найти и отметить точки со значениями, кратным выбранному значению сечения изохор. Лучше всего, чтобы значение сечения изохор было равным значению сечению изогипс, проведенных в ходе третьей лабораторной работе. Затем соединить отмеченные точки в изохоры.
В точках пересечения изохор с изогипсами найти значения абсолютных отметок пласта Б по формуле:
абс.отм.кр.пл.Б. = абс.отм.кр.пл.А. – расстояние между пластами
Соединить точки с одинаковыми значениями абсолютных отметок пласта Б в изогипсы.
Построение карты поверхности ВНК. Построение внутреннего и внешнего контуров нефтегазоносности
Скопировать план размещения скважин. Подписать известные значения абсолютных отметок ВНК у скважин и соединить их в треугольники. Провести интерполяцию значений. Иначе говоря, на каждой линии отметить точки со значениями, кратными выбранному значению сечения изохор (1 м).
Скопировать карту кровли пласта А, перенести на неё структурную карту поверхности ВНК. Точки пересечения изогипс кровли пласта А и соответствующих изогипс структурной карты поверхности ВНК соединить плавной линией, получая внешний контур нефтеносности.
Скопировать карту подошвы пласта А, перенести на неё структурную карту поверхности ВНК. Точки пересечения изогипс кровли пласта А и соответствующих изогипс структурной карты поверхности ВНК соединить плавной линией, получая внутренний контур нефтеносности.
Скопировать на новый лист план размещений скважин, внутренний и внешний контуры нефтеносности, а также изогипсы поверхности ВНК.Это и будет карта водонефтяного контакта.
Построение карты эффективных нефтенасыщенных толщин
1.Эта работа является продолжением прошлых лабораторных работ.
2. Для начала работы скопировать план размещения скважин на новый лист и подписать у каждой скважины значение эффективной толщины. После этого соединить скважины в треугольники и провести интерполяцию значений эффективных толщин. Соединить точки с одинаковым значением эффективных толщин в изопахиты. Их сечение – 2 м.
3.Скопировать карту водонефтяного контакта на новый лист, на него же перенести изопахиты эффективных толщин.
4. Для получения карты эффективных нефтенасыщенных толщин следует от точек пересечения изопахит и внутреннего контура ВНК провести перпендикуляры до внешнего контура, затем провести интерполяцию значений между найденными точками и точками пересечения изопахит и внутренного контура ВНК.
Значение эффективной толщины на внешнем контуре ВНК равно нулю.
5.Для вычисления среднего по площади значения эффективных нефтенасыщенных толщин применить следующую формулу:
Hsэф.н. = k i=1 fi *hi / F = (2865,5*10000)/(398,5*10000)=7,13
F – площадь залежи.
h – среднее значение между двумя соседними изопахитами.
f i – площадь между этими двумя изопахитами
H эф.н.ср= 7,51
Различия между Hsэф.н. и H эф.н.ср незначительны. Вычисления верны.
Построение геологического разреза
1.Эта работа является продолжением прошлых лабораторных работ.
2.Необходимо определиться с горизонтальным и вертикальным масштабами. Причём вертикальный масштаб должен быть крупнее горизонтального для более удобного чтения разреза. Предпочтительны горизонтальный масштаб 1:10000, а вертикальный 1:1000.
3.Взять первый лист для построения геологического разреза по линии запад-восток. Начертить оси профиля скважин. Обозначить над заготовкой профиля направление расположения скважин. Горизонтальная ось – это уровень моря (нулевой уровень).
Выбрать скважины для построения по линии запад-восток и расположить их на первом листе седьмой лабораторной работы, учитывая расстояние между ними. Притом, чем западнее расположена скважина, тем левее она должна располагаться на геологическом разрезе. От самой левой до вертикальной оси координат расстояние должно быть 1-2 см.
Нас интересует только пласт А, поэтому для экономии места на рисунке вертикальную ось надо сжать выше и ниже пласта А. Места сжатия отметить специальными символами.
Для каждой скважины отметить точки кровли и подошвы. Соединить их плавными линиями. И это будут границы пласта А.
Используя таблицу значений, вычислить разницу между этими значениями для скважин, которые включены в профиль. Разница – это толщины пород-неколлекторов. Отметить их на профиле.
Для определения границ ВНК взять карту внешнего и внутреннего контуров и отметить расстояние от самой очереди скважины до внешнего контура на геопрофиле от неё до кровли профиля. Затем расстояние до внутреннего контура от этой же скважины снести на подошву пласта профиля.
Раскрасить зоны коллекторов, неколлекторов и водонасыщенных горных пород в соответствующие цвета.
4. На втором листе сделаем всё то же самое для линии разреза юг-север. Но при этом надо учесть, что чем южнее скважина, тем левее она должна располагаться на геологическом разрезе.
megaobuchalka.ru
ОПРЕССОВКА ОТРЕМОНТИРОВАННОЙ — Студопедия
ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ
Качество ремонта колонны определяют как наружным, так и внутренним давлением. Время выдержки 30 мин.
Наружная опрессовка обеспечивается снижением уровня в колонне (опорожнением) до расчетной по техническим условиям эксплуатации отметки.
Внутренняя опрессовка обеспечивается созданием избыточного расчетного давления как всей колонны, так и локально отремонтированного ее участка.
Опрессовка колонны без подъема устройства на поверхность через опрессовочную головку.
Такой способ опрессовки сокращает одну спускоподъемную операцию, экономит время и снижает стоимость ремонта.
В случае негерметичности операцию "калибровка пластыря дорнирующей головкой" повторяют один-три раза, повышая в ней давление до 18-20 МПа. Опрессовку повторяют.
Опрессовка отремонтированного участка обсадной колонны двойным пакером
. Двойной пакер спускают в скважину к месту опрессовки участка и устанавливают так, чтобы пластырь находился между резиновыми баллонами пакера. Длину штанг между ними принимают на 500 мм больше длины пластыря. Трубы заполняют жидкостью при спуске в скважину через обратный клапан пакера.
Через опрессовочную головку создается гидравлическое давление в трубах до 10(15) МПа. При этом осуществляется распакеровка резиновых баллонов и параллельно создается давление через отверстия штанги между баллонами на стенки и торцы установленного пластыря.
В случае появления расхода жидкости и падения давления пакер поднимают и повторяют операцию калибровки пластыря, спуская в скважину дорнирующую головку с циркуляционными клапанами без силовых цилиндров (якоря) и повышая давление до 18(20) МПа.
При положительных результатах опрессовки ремонт скважины заканчивают и ее сдают в эксплуатацию, оформив соответствующий акт.
Методы определения негерметичности
studopedia.ru
Порядок определения причины снижения дебита скважины, оборудованной УЭЦН — Студопедия
При снижении дебита УЭЦНболее 25% от номинальной производительности необходимо провести следующие
мероприятия:
1. Проверить работоспособность АГЗУ.
2. Произвести контрольный замер дебита жидкости.
3. Произвести контрольный замер динамического уровня (при необходимости снимается КВУ).
4. Если снижение дебита жидкости, не является результатом снижения пластового давления или падения динамического
уровня производится смена вращения ПЭД электродвигателя (для избежания возможной перефазировки ПЭД)и
производится контрольный замер дебита жидкости на обоих вращениях. Если на одном из вращения дебит жидкости равен
номиналу, УЭЦН оставляется в работе на этом вращении.
5. При отсутствии дебита жидкости отбивается статический уровень ипроизводится расчет времени подъема жидкости в
НКТдо устья скважины. Если по истечению расчетного времени подачи нет, УЭЦНостанавливается на охлаждение не
менее чем на два часа, после чего запускается со сменой вращения.
6. Если смена вращения не дала положительных результатов, проверяется герметичность лифта НКТ.На скважинах
оборудованных УЭЦН25, 30, 35, 45, 50, 60, 80 —опрессовку НКТ производят установкой (при наличии подачи). При
отсутствии подачи или УЭЦНб ольшего типоразмера опрессовку НКТ производят агрегатом ЦА —320 (опрессовка
производится с открытой затрубной задвижкой и открытой затрубной задвижкой выкидную линию). После опрессовки
лифта НКТ составляется акт с указанием параметров опрессовки НКТ ,акт прилагается к гарантийному паспорту.
7. Если лифт НКТ герметичен производится промывка УЭЦН.
8. В случае если УЭЦН не отработал гарантийный срок, на скважине наблюдался повышенный вынос механических
примесей или предыдущие отказы УЭЦНбыли связанны сзасорением рабочих органов —после опрессовки производится
промывка УЭЦН.
Если все вышеперечисленные мероприятия на скважине не дали положительного эффекта, УЭЦН останавливается
и скважина переводится в ОПРС.
studopedia.ru
