АвтоАвтоматизацияАрхитектураАстрономияАудитБиологияБухгалтерияВоенное делоГенетикаГеографияГеологияГосударствоДомДругоеЖурналистика и СМИИзобретательствоИностранные языкиИнформатикаИскусствоИсторияКомпьютерыКулинарияКультураЛексикологияЛитератураЛогикаМаркетингМатематикаМашиностроениеМедицинаМенеджментМеталлы и СваркаМеханикаМузыкаНаселениеОбразованиеОхрана безопасности жизниОхрана ТрудаПедагогикаПолитикаПравоПриборостроениеПрограммированиеПроизводствоПромышленностьПсихологияРадиоРегилияСвязьСоциологияСпортСтандартизацияСтроительствоТехнологииТорговляТуризмФизикаФизиологияФилософияФинансыХимияХозяйствоЦеннообразованиеЧерчениеЭкологияЭконометрикаЭкономикаЭлектроникаЮриспунденкция

Методи дослідження свердловин у процесі буріння

Читайте также:
  1. A) Зам.директора по УР, методист, тренера по вилам спорта
  2. I. Карта методической обеспеченности учебной дисциплины
  3. I. ОРГАНИЗАЦИОННО-МЕТОДИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
  4. I. ПРОБЛЕМА И МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЯ
  5. I.1.3. Организационно-методический раздел
  6. I.ЗАГАЛЬНІ МЕТОДИЧНІ ВКАЗІВКИ
  7. II. ОБЩИЕ МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ИЗУЧЕНИЮ ДИСЦИПЛИНЫ
  8. III. Метод, методика, технология
  9. III. МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПРОВЕДЕНИЮ СЕМИНАРСКИХ ЗАНЯТИЙ
  10. III. МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ СТУДЕНТАМ ПО ПОДГОТОВКЕ К СЕМИНАРУ
  11. III. Общие методические указания по выполнению курсовой работы
  12. III. УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКАЯ КАРТА (заочная дистанционная форма обучения)

Під час буріння свердловин ведуться дослідження з метою одержання необхідної інформації для розв'язання задач технологічного і геологічного характеру.

Технологічні дослідження. Буріння в оптимальному режимі можливе тільки при контролі заданих параметрів режимно-технологічної карти на інструментальній основі. Для цього у відповідних точках бурового обладнання встановлюють спеціальні датчики, з допо­могою яких візуально або через реєструючі прилади визначають такі контрольні параметри: вагу інструменту на крюку N, осьове навантаження на долото , крутильний момент на роторі , частоту обертання ротора , сумарну частоту обертання долота , глибину свердловини Н, висоту розташування долота над вибоєм , час буріння , проходку на долото , тиск ПР , тиск у заколонному просторі , розхід ПР на вході ( ) і виході , об'єм ПР у мірниках V, густину ПР при вході ( ) і при виході (< ), температуру ПР при вході і виході , питомий електричний опір ПР при вході і виході

Для попередження ускладнень у процесі буріння необхідно запобігати поглинанню ПР породами, нафтогазопроявленню, обвалоутворенню, прихопленню бурового інструменту та ін. Поглинання контролюються при вивченні фільтраційного процесу у системі пласт-свер-

дловина. Для цього під час буріння контролюють тиск на стояку, густину шламу, а також механічну швидкість буріння, густину ПР і вагу інструменту на крюку.

Методи контролю нафтогазоводопроявлень передбачають вимірювання об'ємів ПР у місткостях, густини ПР і тиску на стояку. Ознаками нафтогазопроявлень є збільшення вмісту газу у ПР, підвищення швидкості буріння, зростання швидкості потоку на виході у промивній магістралі, зменшення rf-експоненти і густини ПР на виході, а також густини шламу і тиску на стояку, збільшення маси на крюку, крутильного моменту на роторі та тем­ператури ПР на виході з магістралі. У процесі нарощення труб ознакою проявлень є рух ПР при вимкнених насосах.

Ускладнення процесу буріння і несправності інструменту контролюють за зміною тиску на стояку і насосах, швидкості та тривалості проходки, температури ПР, крутильного мо­менту на роторі та іншими ознаками.

З метою забезпечення оптимальної технології буріння при проходженні зон аномально високих пластових тисків (АВПТ), а також для своєчасного перекриття технічною колоною цих зон, визначають поровий і пластовий тиски у процесі буріння. Методи визначення і прогнозування перового тиску за даними одержаної в процесі буріння інформації викори­стовуються переважно при роторному способі буріння за достатньо високого навантаження на долото та наявності у розрізі свердловини значних інтервалів глин. Фізична суть цих ме­тодів грунтується на тенденції ущільнення глин і глинистих порід зі збільшенням глибини.



Технологічні дослідження в ході буріння дають змогу також регулювати параметри, які контролюють процес буріння з метою оптимізації технології проводки свердловини: збільшення проходки на долото, скорочення часу на спуско-підйомні операції, підвищення комерційної швидкості буріння і техніко-економічних показників будівництва нафтових і газових свердловин в цілому.

Геологічні дослідження в процесі буріння полягають у відборі та вивченні шламу. Шлам відбирають через однакові інтервали по глибині, промивають і просушують. В опера­тивному режимі проводять безперервне літологічне дослідження шламу з визначенням пет-рофізичних характеристик.

Літологічне розчленування розрізу в процесі буріння здійснюється при наявності про­гнозно-еталонної моделі, геолого-технічного наряду, результатів вимірювання карбонат-ності та густини порід, а також даних шламограм, механічного і фільтраційного каротажу. Особливу увагу приділяють виділенню основної породи у пробах шламу і визначенню зміни літологічних різновидів. Літологічну колонку на діаграмах постійно коректують за результа­тами досліджень у стаціонарних лабораторіях і даними ГДС.

Прогнозно-еталонні моделі геологічного розрізу складаються для кожної досліджуваної площі і включають в себе моделі прогнозного розрізу і еталонної колекції гірських порід. В моделі прогнозного розрізу даються глибина, дані стандартного і механічного каротажу, стратиграфії, літології, опис порід і шламограма. При наявності даних газового каротажу і випробування пластів, даних про пористість і пластовий тиск їх також наносять на прогноз­ний розріз. Детальний літологічний опис порід і межі поширення окремих літологічних різновидів приводяться у щоденному геологічному зведенні та в зведеній діаграмі гео­логічних досліджень.

У процесі буріння при ГТД колектори виділяють з використанням різних геологічних і технологічних методів, які за способом прив'язки до геологічного розрізу діляться на три групи: методи з миттєвою прив'язкою інформації до розрізу (механічний каротаж, розхід ПР, каротаж за тиском); методи з затримкою інформації на величину відставання ПР (га­зовий каротаж, відбір і дослідження шламу і ПР); методи з уточненням результатів і ко­рекцією глибини (ГДС, відбір зразків порід і пластових флюїдів, випробування колекторів). Виділення колекторів за даними механічного каротажу основується на тому, що в цьому випадку швидкість розбурювання порід при інших рівних умовах залежить від їх твердості

 

(пористості). При механічному каротажі час буріння вимірюється для встановленого інтервалу заглиблення - 0,5; 1; 2 м. Інтервал вибирають залежно від швидкості буріння, при цьому він перевищує у 5-6 разів подачу бурового інструменту до вибою при відсутності ав­томатичної подачі (рекомендується їм при швидкості буріння понад 15 м/год і 0,5 м - при меншій швидкості). Мінімальна товщина літологічних прошарків, які виділяються за дани­ми механічного каротажу, дорівнює подвоєному кроку заглиблення.

На механічну швидкість буріння окрім густини порід (пористості) впливає багато інших технічних і технологічних факторів (тип долота, ступінь його стертя, режим промивки, час­тота обертання, навантаження на долото та ін.). Алгоритм виділення колекторів за даними механічного каротажу повинен враховувати ці фактори у програмі обробки результатів буріння.

Фільтраційний каротаж (диференційна розходометрія ПР) заснований на вимірюванні різниці розходів ПР на виході і вході системи циркуляції у процесі буріння. Виділення колекторів за даними цього методу проводять шляхом вимірювання і порівняння кількості ПР, що нагнітається у свердловину , і, тієї, що вилилася із свердловини на поверхню . Розходи і безперервно реєструють у процесі буріння; різниці' і харктеризують відповідно поглинання ПР при розбурюванні колектора і дебіт притоку у свердловину із пласта. При цьому допускається, що при розкритті непроникних порід розхід і величина = 0. Поскільки буріння ведеться з репресією на пласт, тобто тиск , а рідина не стискується, то кожна аномалія притоку або витоку буде відразу визначатися при розбурюванні колектора.

Орієнтовний дебіт при розкритті колектора характеризується такою залежністю:

(3.6)

де — радіус свердловини; —коефіцієнт проникнення колектора; , вибійний і пластовий тиски; —в'язкість ПР.

При збереженні інших умов після розкриття покрівлі в міру розбурювання колектора дебіт збільшується і його максимальне значення відповідає підошві розкритого колектора, тобто

(3.7)

де — товщина колектора; R—відстань від стовбура свердловини до ділянки пласта, де пластовий тиск не змінився. Із цього рівняння можна обчислити середнє значення ко­ефіцієнта .

У гранулярних колекторах поглинання ПР швидко зменшується внаслідок процесу кор-коутворення, а при розкритті тріщинних і кавернозно-тріщинних колекторів глиниста кірка утворюється повільніше і поглинання ПР при інших однакових умовах також зменшується повільніше внаслідок закупорювання тріщин у присвердловинній зоні пласта.

Виділення колекторів за даними фільтраційного каротажу можливе при безперервній реєстрації рівня ПР в приймальних місткостях і визначеній швидкості потоку ПР на виході і вході свердловини з відносною похибкою не більше 2,5%. При обробці кривих фільтраційного каротажу враховують фактори доливу, зливу, очистки ПР та інші зміни її об'єму у вимірювальних місткостях.

Фонові зміни об'єму ПР при бурінні проникливих порід можна визначити за формулою

де , —площі поперечного перерізу стовбура свердловини і труб у ньому; V — ме­ханічна швидкість буріння; — втрати розчину при його очистці і фільтрації;

Δt—інтервал часу спостереження.

Геохімічні дослідження свердловини складаються з газового каротажу у проце-сі та після буріння і геохімічних досліджень шламу. Мета цих досліджень – виді-лення перспек­тивних інтервалів розрізу свердловини і визначення характеру їх насичення.

Газовий каротаж у процесі буріння свердловин дає змогу визначити кількість і склад га­зу, який потрапив у ПР при розкритті пласта, що вміщує вуглеводневі гази. Газовий каро­таж після буріння виконується для визначення складу і кількості вуг-леводневого газу, який надійшов у ПР із пласта внаслідок дифузного або фільтра-ційного переміщння під час про­стою свердловини або при спуско-підйомних операціях.

Геохімічні дослідження шламу- це комплекс робіт для визначення складу та якості вуг­леводневих газів, видобутих із шламу шляхом тепловакуумної дегазації.

Газометрчні дослідження у процесі буріння свердловини дають змогу визначи-ти сума­рний вміст горючих газів в газоповітряній суміші, одержаній при дегазації ПР, повний вміст газу в окремих пробах, провести покомпонентний аналіз газів у газоповітряній суміші. Газо­вий каротаж після буріння проводиться після розкриття перспективних відкладів, поки зона проникнення фільтрату ПР не досягла великих розмірів. Він дає змогу виявити нафтові і га­зові поклади, визначити глибину розташування аномальних газопоказів. За даними деталь­ного аналізу газу, видобутого із ПР, можна прогнозувати характер покладу газовий, нафто­вий і ін.

Газовий каротаж здійснюється на свердловинах з допомогою спеціальних газокаротаж­них станцій і лабораторій. Одержані параметри реєструються як в аналоговій, так і в циф­ровій формі. Дані газового каротажу обробляються з допомогою спеціальних програм з ви­користанням ЕОМ.


1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 | 17 | 18 | 19 | 20 | 21 | 22 | 23 | 24 | 25 | 26 | 27 | 28 | 29 | 30 | 31 | 32 | 33 | 34 | 35 | 36 | 37 | 38 | 39 | 40 | 41 | 42 | 43 | 44 | 45 | 46 | 47 | 48 | 49 | 50 | 51 | 52 | 53 | 54 | 55 | 56 | 57 | 58 | 59 | 60 | 61 | 62 | 63 | 64 | 65 | 66 | 67 | 68 | 69 | 70 | 71 | 72 | 73 | 74 | 75 | 76 | 77 | 78 | 79 | 80 | 81 | 82 | 83 | 84 | 85 | 86 | 87 | 88 | 89 | 90 | 91 | 92 | 93 | 94 | 95 | 96 | 97 | 98 | 99 | 100 | 101 | 102 | 103 | 104 | 105 | 106 | 107 | 108 | 109 | 110 | 111 | 112 | 113 | 114 | 115 | 116 | 117 | 118 | 119 | 120 | 121 | 122 | 123 | 124 | 125 | 126 |


Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Студалл.Орг (0.006 сек.)