Горные породы и их классификация.

Минераламиназываются природные вещества, приблизительно однородные по химическому составу и физическим свойствам – продукты физико-химических процессов, совершаемых в земной коре.

Горные породы – агрегаты минералов более или менее постоянного состава, которые образуют самостоятельные геологические тела, слагающие земную кору.

Горные породы по происхождению подразделяют на три группы:

Магматические (изверженные) горные породы образовались в результате застывания магмы и имеют в основном кристаллическое строение. По своим физическим свойствам они представляют плотные, большей частью очень крепкие однородные массивы. Животных и растительных остатков не содержится. Типичные представители магматических пород: базальты и граниты.

Осадочные горные породы образовались в результате осаждения органических и неорганических веществ на дне водных бассейнов и на поверхности материков. Мельчайшие кусочки раздробленных водой или ветром магматических пород, а также остатки животных и растительных организмов, осаждаясь, постепенно образовывали слои и пласты.

По способу образования осадочные горные породы делятся на четыре группы:

Обломочные образовались в результате отложения мелких кусочков разрушенных пород

Грубообломочные – рыхлые с окатанными обломками (валунник, галечник, гравий); сцементированные с окатанными обломками (конгломерат, гравелит); рыхлые с угловатыми обломками (глыбы, щебень, дресва); сцементированные с угловатыми обломками (брекчия).

Среднеобломочные – рыхлые (пески); сцементированные (песчаники).

Мелкообломочные – рыхлые (алевриты, супеси, суглинки, лёсс); сцементированные (алевролиты, каменный лёсс), тонкообломочные (глины, аргиллины).

Породы химического происхождения (хемогенные) образовались вследствие выпадения солей и водных растворов или в результате химических реакций в земной коре – карбонатные (известняки химического происхождения, известковые туфы – травертины, доломиты, сидериты).

Породы органического происхождения (органогенные) являются окаменелыми останками животных и растительных организмов – карбонатные (известняки органического происхожденияч, мел), кремнистые (кремнистые туфы), железистые (бурый железняк), галоидные (каменная соль, сильвинит), сульфатные (ангидрит, гипс), аллитные (литерит, боксит), фосфатные (фосфориты), каустобиолиты (торф, ископаемый уголь, нефть, асфальт, горячие сланцы, газ).

Породы смешанного происхождения сложены из материалов обломочного, химического и органического происхождения (мергели, опоки, глинистые и песчаные известняки).

Метаморфические (видоизмененные) горные породы образовались из магматических и осадочных пород под действием высоких температур и давлений в толще земной коры. Типичные представители метаморфических пород: сланцы, мрамор, яшма, кварцит, гнейс и др.

Земная кора сложена главным образом магматическими и метаморфическими горными породами, на которых прерывистым покровом лежат осадочные породы. В строении нефтяных и газовых месторождений принимают участие только осадочные горные породы.

Бурение вертикальных скважин.

Вертикальнойназывают скважину, отклонение оси которой от вертикали, проходящей через ее устье, находится в допустимых пределах. Современный уровень техники и технологии позволяет бурить скважины с отклонением ствола скважины от вертикали до 2 º.

Наклонно-направленное бурение.

Наклонно направленнойназываютскважину, которая целенаправленно бурится по заданной траектории с отклонением забоя от вертикали, проходящей через устье скважины.

Наклонные скважины бурят, когда продуктивные пласты залегают под акваториями морей, озер, рек, под территориями населенных пунктов, промышленных объектов, в заболоченной местности, а также для удешевления строительства буровых сооружений.

Горизонтальное бурение.

Горизонтальная скважина – разновидность наклонно направленной скважины, конечный интервал которой проходит по простиранию полого падающего или горизонтального пласта или с незначительным отклонением от горизонтали.

Освоение скважины.

После затвердевания цементного раствора приступают к освоению скважины, для чего с помощью специальных аппаратов (перфораторов) в зоне продуктивного пласта в эксплуатационной колонне проделывают щели или отверстия, т.е. создают каналы гидродинамической связи пласта и ствола скважины, а после выполнения этой операции создают условия для поступления флюида из пласта в ствол скважины через созданные каналы, для чего давление в стволе скважины постепенно снижают до тех пор, пока давление в пласте не превысит гидростатическое давление промывочной жидкости в скважине. Это достигается либо за счет снижения уровня жидкости в скважине, либо за счет уменьшения ее плотности.

Перед вызовом притока устье скважины оборудуют фонтанной арматурой (системой задвижек и трубопроводов) для управления скважиной в процессе эксплуатации. Если созданная депрессия, полученная в результате проведенных работ, не способствует вызову притока, то проводится комплекс работ по интенсификации притока.

Этот комплекс работ является неотъемлемой частью освоения скважин в низкопроницаемых и неоднородных коллекторах. Для интенсификации притока механическим (гидравлический или газовый разрыв пласта) или химическим (кислотная обработка) способами увеличивают проницаемость призабойной зоны пласта за счет образования новых или очистки существующих в нем трещин.

Испытание скважины.

Технологический процесс «испытание скважин» не всегда присутствует в полном объеме, а является необходимым при бурении разведочных скважин наряду с отбором керна в процессе бурения.

4.1. Демонтаж буровой установки, вспомогательных сооружений и инженерных коммуникаций:

Демонтаж бурового оборудования, вышки и привышечных сооружений и подготовка их к транспортированию на новую точку.

Отправка демонтированного оборудования и имущества на новую точку.

4.2. Утилизация и захоронение производственных отходов, рекультивация земельного участка

Параллельно с демонтажем БУ проводят очистку территории от металлолома и строительного мусора, выполняют работы по охране окружающей среды - утилизацию и захоронение производственных отходов, рекультивацию земельного участка (восстановление нарушенного слоя почвы).

Скважину по акту передают на баланс заказчика (недропользователя), который несет ответственность за ее техническое состояние, в том числе после ликвидации скважины.

Конструкция скважин.

Расположение обсадных колонн с указанием их диаметра, глубины установки, высоты подъема закачанного цементного раствора, диаметра долот, которыми ведется бурение под каждую колонну, а иногда и других данных называется конструкцией скважины.

В скважину спускают обсадные колонны определенногоназначения: направление, кондуктор, промежуточные колонны, эксплуатационная колонна.

Направление спускается в скважину для предупреждения размыва и обрушения горных пород вокруг устья при бурении под кондуктор. Направление спускают на глубину от 5 до 130 м.

Кондукторпредназначен для разобщения верхнего интервала разреза горных пород, изоляции пресноводных горизонтов от загрязнений, монтажа противовыбросового оборудования. Кондуктор спускают на глубину 150-1500 м.

Эксплуатационной колонной крепят скважинудля разобщения продуктивных горизонтов от всех остальных пород и извлечения из скважины нефти или газа, или, наоборот для нагнетания в продуктивный горизонт воды или газа с целью поддержания пластового давления.

Промежуточные (технические) колонны необходимо спускать, если невозможно пробурить до проектной глубины без предварительного разобщения зон осложнений (проявлений, обвалов).

Промежуточные колонны могут быть следующих видов:

Сплошные – перекрывающие весь ствол скважины от забоя до устья независимо от крепления предыдущего интервала.

Хвостовики – для крепления только необсаженного интервала скважины с перекрытием предыдущей обсадной колонны на некоторую величину.

Летучки – специальные промежуточные обсадные колонны, служащие только для перекрытия интервала осложнений и не имеющие связи с предыдущими и последующими обсадными колоннами.

Принято считать, что скважина имеет одноколонную конструкцию, если в нее не спускаются промежуточные колонны, хотя спущены и направление и кондуктор. При одной промежуточной колонне скважина имеет двухколонную конструкцию. Когда имеются две и более технические колонны, скважина считается многоколонной.

Горные породы и их классификация. - student2.ru

Забойные двигатели

Эксплуатационная колонна.

Спуско-подъемный комплекс.

Талевая система состоит из неподвижного кронблока, установленного в верхней части буровой вышки, талевого блока, соединенного с кронблоком талевым канатом, один конец которого крепится к барабану лебедки, а другой закреплен неподвижно, и бурового крюка.

Талевая система является системой блоков, который в буровой установке предназначен в основном, для преобразования вращательного движения барабана лебёдки в поступательное (вертикальное) перемещение крюка, а также для уменьшения натяжения талевого каната и для снижения скорости движения бурильного инструмента, обсадных и бурильных труб.

Кронблок представляет собой раму, на которой смонтированы оси и опоры со шкивами. Иногда рама выполняется как одно целое с верхней частью вышки.

Талевый блок представляет собой сварной корпус, в который помещаются шкивы и подшипниковые узлы.

Буровой крюк предназначен для подвешивания на него в процессе бурения бурильного инструмента и элеваторов при СПО.

Буровая лебедкапредназначена для спуска и подъема бурильных и обсадных труб; удержания на весу бурильного инструмента; подтаскивания различных грузов, подъема оборудования и вышек в процессе монтажа установок и.т.п.

Буровая установка комплектуется буровой лебедкой соответствующей грузоподъемности.

Элеваторпредназначен для захвата и удержания на весу колонны бурильных и обсадных труб при СПО.

Прочее оборудование.

Для механизации операций по свинчиванию и развинчиванию замковых соединений бурильной колонны внедрены автоматические буровые ключи АКБ-3М и подвесные ключи ПБК-1.

Для механизированного захвата и освобождения бурильных и обсадных труб применяется пневматический клиновой захват ПКР-560.

ПВО (противовыбросовое оборудование) представляет собой комплекс, состоящий из сборки превенторов, манифольда и гидравлического управления превенторами и необходимо для регулирования работы скважины, позволяет герметизировать устье скважины при угрозе выбросов.

К привышечным сооружениям относятся:

- насосное помещение для размещения буровых насосов и их двигателей;

- запасные резервуары для хранения бурового раствора;

- стеллажи для размещения труб и.т.п.

Промывка скважин. Функции и типы буровых промывочных жидкостей. Основные параметры буровых промывочных жидкостей.

Промывка скважин – важнейший элемент технологического процесса вращательного способа бурения, от нее зависит скорость проходки и возможность доведения скважины до проектной глубины.

Буровая промывочная жидкость, закачиваемая в скважину, предназначается для выполнения следующих функций:

· удалять выбуренную породу (шлам) из-под долота, транспортировать ее вверх по кольцевому пространству между бурильной колонной и стволом скважины и обеспечивать ее отделение на поверхности;

· удерживать частицы выбуренной породы во взвешенном состоянии при остановке циркуляции раствора;

· уменьшать трение бурильных труб о стенки скважины;

· охлаждать и смазывать трущиеся детали долота и облегчать разрушение породы в призабойной зоне;

· создавать противодавление на пласт для предупреждения газо-, нефте- и водопроявлений;

· оказывать физико-химическое воздействие на стенки скважины, предупреждая их обрушение;

· передавать энергию гидравлическому забойному двигателю (при бурении этими двигателями);

· уменьшать проницаемость стенок скважины, благодаря коркообразованию;

· обеспечивать сохранение проницаемости продуктивного пласта при его вскрытии и др.

Типы буровых растворов:

· БПЖ на водной основе (глинистые растворы, техническая вода);

· БПЖ на неводной основе (растворы на углеводородной основе, эмульсии типа «вода в масле»);

· газообразные рабочие агенты (воздух, природные и выхлопные газы);

· аэрированные БПЖ и пены.

Выбирать тип буровой промывочной жидкости для бурения в каждом районе следует на основе внимательного и всестороннего изучения геологических условий залегания всего комплекса горных работ, подлежащих разбуриванию, с учетом технических особенностей проходки скважины.

Промывочные жидкости должны отвечать следующим требованиям: обладать экологической и пожарной безопасностью, экономичностью, доступностью составляющих компонентов и физико-химической стойкостью (стабильностью).

Параметр	Обозна-чение	Единица измере-ния	Понятие	Приборы
Плотность	p	кг/м³	Масса единицы объема БПЖ	Ареометр; рычажные весы плотномер, пикнометр.
Условная вязкость	УВ	сек	Величина, характеризующая гидравлическое сопротивление течению, т.е. подвижность БПЖ	Вискозиметр.
Показатель фильтрации (водоотдача)	Ф	см³/30 мин	Величина, характеризующая способность БПЖ при определённых условиях отдавать воду пористым породам.	Прибор ВМ-6: фильтр-пресс.
Статическое напряжение сдвига	СНС	Па	Величина, характеризующая усилие, которое требуется приложить, чтобы вывести БПЖ из состояния покоя.	Прибор СНС-2
Содержание песка	Сп	%	Показатель, характеризующий содержание нерастворимой твердой фазы в единице объема БПЖ.	Отстойник ОМ-2.
Показатель стабильно-сти	Sо	кг/м³	Стабильность характеризует способность БПЖ удерживать частицы выбуренной породы во взвешенном состоянии.	Цилиндр стабильности ЦС-2.
Суточный отстой	S	%	Величина, характеризующая стабильность бурового раствора, т.е. способность БПЖ сохранять свою плотность.	Мерный цилиндр 100 мл
Водородный показатель	рН		Величина, характеризующая щелочность или кислотность БПЖ в условных единицах.	Индикаторная бумага, рН-метр.

Вскрытие продуктивных пластов.

Различают вскрытие продуктивных пластов бурением(первичное вскрытие)и вскрытие перфорацией (вторичное вскрытие).

Первичное вскрытие продуктивных пластов является первым этапом заканчивания скважины. Под заканчиванием скважины понимают комплекс технологических процессов и операций, выполняемых в пределах продуктивного пласта. Преобладающая доля загрязнения продуктивного пласта при этом приходится на процесс первичного вскрытия пласта (50-70%) и примерно равные доли отрицательного воздействия на пласт оказывают последующие процессы: цементирование эксплуатационной колонны и вторичное вскрытие продуктивного пласта.

Неудовлетворительное качество первичного вскрытия пласта приводит к значительному снижению проницаемости призабойной зоны пласта.

Таким образом, правильность выбора технологии первичного вскрытия пласта и ее осуществления определяет продуктивность и эффективность строительства скважин в целом.

Существует три класса технологий вскрытия пласта.

Первый класс – технологии при депрессивном давлении в скважине(в этом случаепластовое давление превышает гидростатическое давление в скважине Р_з ≤ Р_пл).

В качестве промывочной жидкости при этом служат аэрированные жидкости, газожидкостные смеси.

Второй класс – технологии при сбалансированном давлении (исключен перепад давления в скважине и пласте Р_з= Р_пл ).

Третий класс – технологии при репрессивном давлении (давление в скважине превышает пластовое давление Р_з> Р_пл ).

В качестве промывочных жидкостей используются глинистые, полимерные, комбинированные и другие растворы соответствующей плотности.

В практике бурения скважин наиболее распространены технологии вскрытия на репрессивном давлении.

Методы вскрытия нефтяных и газовых пластов бурением должны удовлетворять следующим основным требованиям:

· при вскрытии низконапорных пластов, следует предупредить ухудшение фильтрационной способности призабойной зоны пласта;

· при вскрытии высоконапорных пластов необходимо не допустить возможности открытого (аварийного) фонтанирования скважины;

· должны быть созданы соответствующие и надежные конструкции стволов и забоев скважин.

При вскрытии пластов их фильтрационная способность ухудшается в результате:

· поглощения бурового раствора пластом по трещинам, кавернам и высокодренажным каналам;

· проникновения фильтрата бурового раствора в поровое пространство;

· проникновения твердых частиц бурового раствора в поровое пространство.

Глубина проникновения в пласт твердых частиц бурового раствора может составлять до 40 мм, фильтрата – до 3 м и бурового раствора – до нескольких метров.

Фильтрат вызывает набухание глинистых компонентов коллектора, образование стойких водонефтяных эмульсий, выпадение нерастворимых осадков и блокирующее действие воды.

При смешении фильтрата и пластовой воды могут выпадать осадки сульфатов кальция, железа, бария, гидроксидов кальция, магния.

Проникновение твердых частиц сопровождается образованием глинистой корки на стенке скважины, внутрипоровой глинизацией.

Вследствие этого уменьшается дебит или приемистость скважины, отдельные пропластки отключаются и не отдают нефть.

Предупредить или уменьшить эти отрицательные последствия можно подбором качественного бурового раствора. Он должен обладать малой водоотдачей, плотностью, обеспечивающей допустимую репрессию давления (5 – 15 % от пластового давления) и предупреждающей аварийное фонтанирование, высокой стабильностью (отсутствие расслоения на твердую и жидкую фазы) и не вызывать набухания глин и образования эмульсий.

Это достигается вводом в раствор различных добавок и выбором типа бурового раствора.

Предотвращение проникновения раствора в нефтяной пластдобиваются путем введения в буровой раствор различных компонентов, по свойствам близким к пластовой жидкости, например, эмульсий на нефтяной основе.

Проведение работ должно быть организовано так, чтобы сократить время контактирования бурового раствора с породами продуктивного пласта.

Работы по вскрытию продуктивного пласта регламентируются соответствующими документами с целью обеспечения максимально возможного сохранения его коллекторских свойств.

Поскольку после вскрытия нефтяного пласта бурением в скважину спускают обсадную колонну и цементируют ее, тем самым перекрывая и нефтяной пласт, возникает необходимость в повторном вскрытии пласта. Этого достигают посредством перфорации.

Перфорация – это процесс образования каналов в обсадной колонне, цементном кольце и породе пласта для создания и улучшения гидродинамической связи скважины с пластом.

В настоящее время освоены и применяют несколько методов перфорации скважин.

По виду потребляемой энергии перфораторы подразделяются на взрывные и механические. К первым относят кумулятивные, пулевые и торпедные, ко вторым – сверлящие, гидропескоструйные, гидромеханические щелевые, газоструйные.

При перфорации важно обеспечить:

· высокое гидродинамическое совершенство скважины

· сохранение прочности и качества крепления скважины

· минимум затрат труда, средств материалов и времени

Наибольшее применение, соответственно этим требованиям, нашла кумулятивная перфорация.

Условие вызова притока.

Перед вызовом притока давление на забое скважины больше или равно пластовому давлению. Для вызова притока необходимо выполнение условия

p_з < p_пл, т.е. создание депрессии давления на пласт ∆ (дельта) p= p_пл- p_з,где

p_пл–пластовое давление; p_з–забойное давление.

Так как забойное давление можно представить как гидростатическое давление столба жидкости в скважине, то условие вызова притока можно записать:

h ρ g < p_пл,

где h – высота столба жидкости в скважине; ρ - плотность жидкости; g – ускорение свободного падения. (= 9,8 м/с²)

Следовательно, для удовлетворения этого условия с целью вызова притока необходимо уменьшить либо h,либо ρ, поскольку пластовое давление остается неизменным в процессе освоения данной скважины.

Методы освоения скважин.

Метод облегчения столба жидкости в скважине (жидкости глушения)	Метод понижения уровня
1. Метод промывки (замена скважинной жидкости)	4. Тартание желонкой
2. Компрессирование с увлажнением (жидкий азот)	5. Свабирование (поршневание)
3. Закачка пенных систем	6. Понижение уровня глубинным насосом

1. Метод промывки (замена скважинной жидкости)осуществляется при спущенных трубах и герметизированном устье, что предотвращает выбросы и фонтанные проявления.

В скважину спускают НКТ и нагнетают насосом воду в кольцевое пространство между ЭК и НКТ. При этом глинистый раствор, находящийся в скважине, вытесняется водой на поверхность по НКТ. Так происходит замена одной жидкости на другую с меньшей плотностью, вследствии чего уменьшается давление на забое.

Замена жидкости осуществляется обычно по схеме: буровой раствор – вода – нефть – конденсат, при этом плотность жидкости, уменьшается постепенно и, следовательно, происходит плавное освоение.

Способ прост, экономичен и эффективен при слабой засоренности пласта.

2. Компрессирование с увлажнением (жидкий азот).В скважину спускается колонна НКТ, а устье оборудуется фонтанной арматурой. К межтрубному пространству (между НКТ и ЭК) присоединяется нагнетательный трубопровод от передвижного компрессора. При нагнетании газа жидкость в межтрубном пространстве вытесняется до башмака НКТ или до пускового отверстия в НКТ, попадает вовнутрь НКТ и разгазирует жидкость в них (столб жидкости облегчается), происходит выброс её на поверхность.. В результате давление на забое сильно снижается, начинается приток и скважина переходит на фонтанный или газлифтный режим работы. Нагнетание газа не прекращается до тех пор, пока скважина не очиститься от воды и глинистого раствора и не перейдет на нефть или газ. После получения устойчивого притока скважина переводится на стационарный режим работы.

3. Закачка пенных системзаключается в закачке смеси газа с жидкостью (обычно вода или нефть), плотность которой доводится до 400 – 500 кг/м³. Смешивают в специальных смесителях (эжекторе) и нагнетают в пласт.

4. Тартание желонкой –не только способ вызова притока и освоения, но и исторический способ эксплуатации скважин с очень низкими пластовыми давлениями. Осуществляется желонкой, представляющей собой отрезок толстостенной трубы (как правило, бурильной) длиной 8 м, имеющей в нижней части клапан со штоком, открывающимся при упоре на шток. Спускается в скважину на тонком (16 мм) канате с помощью лебёдки. Диаметр желонки обычно не превышает 0,7 диаметра обсадной колонны.

Так как объем желонки невелик, то процесс вызова притока тартанием достаточно медленный. Спуск желонки, как правило, проводится в обсадную колонну.

5. Свабирование (поршневание) –способ понижения уровня в скважине, в которую спущена колонна НКТ, при котором на стальном канате в НКТ спускается сваб или поршень. Сваб представляет собой трубу небольшого диаметра (25 – 37,5 мм) с обратным клапаном в нижней части, открывающимся вверх. На наружной поверхности трубы (в стыках) укреплены пластичные резиновые манжеты (3 – 4 шт.), наружный диаметр которых соизмерим с внутренним диаметром НКТ. При спуске сваба под уровень жидкость перетекает через клапан в пространство над свабом. При подъеме клапан закрывается, а манжеты, распираемые давлением столба жидкости над свабом, прижимаются к стенкам НКТ и уплотняются и весь столб жидкости, находящийся над свабом выносится на поверхность. При непрерывном свабировании уровень жидкости в скважине понижается и соответственно снижается забойное давление, что вызывает приток в неё жидкости из пласта. Снижение уровня осуществляется до 1000 м, при большем возможно смятие ЭК горным давлением. Глубина погружения сваба под уровень жидкости определяется прочностью каната и мощностью привода лебёдки (не превышает 75 – 150 м).

Свабирование (поршневание) – более производительный способ (в 10 – 15 раз производительнее тартания) и может осуществляться с использованием фонтанной арматуры (т.е. скважина герметизируется и выброс невозможен) со специальным лубрикатором.

6. Понижение уровня глубинным насосомосуществляется на истощенных месторождениях с низким пластовым давлением, когда не ожидаются фонтанные проявления, насосами ШГН или ЭЦН.

Такой метод эффективен, когда известно, что скважина не нуждается в глубокой и длительной депрессии для очистки призабойной зоны от раствора и разрушения глинистой корки.

Совершенно очевидно, что каждому из перечисленных способов присущи свои условия рационального применения для соответствующих характеристик осваиваемых коллекторов.

Вызов притока сопровождается выносом из пласта принесённых туда механических примесей, т.е. очисткой пласта.

Искусственные методы поддержания пластового давления (ППД).

Для повышения эффективности естественных режимов работы залежи применяются различные искусственные методы воздействия на нефтяные пласты.

Искусственное ППД достигается методами законтурного, приконтурного и внутриконтурного заводнения, а также закачкой газа в газовую шапку пласта.

Метод законтурного заводнения применяют при разработке сравнительно небольших по размерам залежей. Он заключается в закачке воды в пласт через нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности на расстоянии 100 м и более. Эксплуатационные скважины располагаются внутри контура нефтеносности параллельно контуру.

В результате заводнения приток воды к пласту увеличивается, и давление в нефтяной залежи поддерживается на высоком уровне.

Метод приконтурного заводнения применяют на месторождениях с низкой проницаемостью продуктивных пластов в части, заполненной водой. Поэтому нагнетательные скважины располагают либо вблизи контура нефтеносности, либо непосредственно на нем.

Метод внутриконтурного заводнения применяется для интенсификации разработки нефтяной залежи, занимающей значительную площадь.

Сущность этого метода заключается в искусственном «разрезании» месторождения на отдельные участки, для каждого из которых осуществляется нечто подобное законтурному заводнению.

Горные породы и их классификация.

Горные породы по происхождению подразделяют на три группы:

По способу образования осадочные горные породы делятся на четыре группы:

Обломочные образовались в результате отложения мелких кусочков разрушенных пород

Среднеобломочные – рыхлые (пески); сцементированные (песчаники).