От уровня какого моря отсчитывается альтитуда стола ротора
При оформлении заявки на получение лицензии на пользование недрами, равно как и при проведении работ по геологическому изучению участка недр, в некоторых документах, наравне с координатами, необходимо указать абсолютную отметку устья скважины.
Что такое – абсолютная отметка устья скважины?
Разобъем вопрос на две составляющих:
1) Во-первых, давайте разберемся, где у скважины устье?
За устье скважины следует принимать край обсадной трубы, выступающей из земли, или опорную плиту насоса, закрывающую скважину сверху.
2) Что такое абсолютная отметка?
Абсолютная отметка или альтиту́да (лат. altitude) – координата в трёхмерном пространстве (две другие – широта и долгота), показывающая, на каком уровне, относительно принятого за нуль уровня моря, находится тот или иной объект. Применительно к территории РФ, за абсолютную отметку принимается высота над уровнем Балтийского моря (Балтийская система высот).
Если вы, положим, учились в школе, то на уроках географии должны были видеть карты, покрытые сетью кривых линий коричневого цвета. Особенно густо эти линии нанесены на участках, изображающих горный рельеф. Так вот эти линии называются «изогипсы», т.е. линии равных отметок. Они как раз показывают высоту над уровнем моря. Опять же, вам должен быть известен факт, что высота самой высокой горы Эверест составляет 8 848 м. Так вот, цифра 8 848 – это и есть абсолютная отметка вершины.
Как определить абсолютную отметку устья скважины?
Первый путь – найти значение абсолютной отметки в паспорте скважины. Обычно, отметка определена в нем с точностью до 1 м. Не скажу, чтоб эта точность была достаточной, но для оформления бумажек – вполне сгодиться.
Второй путь – взять любую обзорную карту, на которой присутствует ваш участок со скважиной и нанесены изогипсы рельефа, и снять отметку с карты методом интерполяции. Можно использовать любые планы местности масштаба 1:500 и мельче, на которых нанесены отметки ближайших к скважине объектов. Не знаете, что такое интерполяция? Никогда не работали с топопланами? Тогда - проехали! Вариант два – вычеркиваем.
Третий путь – обратиться в геодезическую организацию с просьбой определить абсолютную отметку устья скважины. Если геодезисты прогонят теодолитный ход от ближайших ОМЗ (опорно-межевых знаков), то они дадут вам точную абсолютную отметку устья скважины с погрешностью не более 10 см.
Чего нельзя делать ни в коем случае – так это определять абсолютную отметку при помощи GPS-навигатора. Если точность определения географических координат у современных приемников может достигать плюс-минус 4 м, то с определением высоты дела обстоят из рук вон плохо. Обычно, высота определяется барометрическим методом (в зависимости от атмосферного давления), как следствие, результаты измерений, взятые в плохую погоду и в солнечный день, могут отличаться между собой на несколько десятков метров. Вставлять такую лажу в официальные документы – нельзя.
Ну и, вообще говоря, есть еще четвертый вариант.
При лицензировании скважин Вам, в любом случае, придется обращаться в специализированную организацию, которая будет помогать с оформлением документов и выполнит работы по геологическому изучению участка недр с целью подсчета запасов подземных вод. Так пускай на счет абсолютной отметки – у них голова болит!
Научно-производственная группа «Тектоника».
Оформление лицензии на скважину. Оценка запасов подземных вод. Разработка проектов зон санитарной охраны
Булатов А.И. Нефтегазопромысловая энциклопедия - файл n1.docx
Акты по бурящейся скважине (acts of drilling well) – часть геологической документации по бурящейся скважине - акты на проведение основных операций при бурении скважины: 1) о заложении скважины и сдаче точки для бурения; 2) о начале и окончании бурения; 3) о спуске и цементировании обсадных колонн; 4) об испытании колонны на герметичность; 5) о результатах испытания пластов испытателем пластов в процессе бурения; 6) о перфорации колонны; 7) о результатах опробования скважины.
Журнал буровой (driller log) – основной документ, составляемый по определённой форме и отражающий весь ход процесса бурения скважины. В него в конце смены вносят краткие записи о бурении скважины, глубине забоя, выносе шлама и керна, смене инструмента, характеристике рабочего инструмента, качестве бурового раствора, расходе времени на отдельные операции, наблюдениях за состоянием скважины и т.п.
Наряд геолого-технический, ГТН (geological and technical plan) - оперативный план работы буровой бригады на данной скважине, определяющий технологию процесса бурения. Это основной проектный документ на бурение скважины (индивидуальный или типовой), содержащий подробный прогноз литолого-стратиграфической характеристики разреза и термобарических условий, определяющий обязательный комплекс геологических и геофизических исследований, технологию бурения и исследований и качество бурового раствора, конструкцию скважины, интервалы опробования и перфорации (М.А. Жданов, 1970; И.Г.Пермяков, Е.Н. Шевкунов, 1976). Или: документ, в котором указываются предполагаемый геологический разрез, интервалы отбора керна, геологические и технологические условия бурения и конструкция скважины.
Паспорт (certificate) – регистрационное свидетельство, содержащее основные сведения о скважине, каком-либо оборудовании или буровом инструменте, приборе и т.д.
Проект технический (technical project, technical program) – основной документ при строительстве скважин, составляемый как для отдельных скважин (индивидуальный), так и для группы скважин (групповой) и состоящий из геологической, технологической и технический частей, а также сметы расходов на строительство скважины.
Основными разделами проекта являются:
- конструкция (соотношение диаметров и длин ствола, его ориентация; интервалы спуска, диаметры, толщина стенок и марки стали обсадных колонн; интервалы цементирования; тип и конструкция фильтра; другие необходимые элементы скважины;
- технология проводки ствола (типы и размеры породоразрушающего инструмента - долот; режимы бурения - интенсивность циркуляции очищающего забой и ствол от выбуренной породы агента, скорость вращения долота, усилие со стороны долота на разрушаемый ею забой; тип и физические свойства очищающего скважину агента; тип, соотношение диаметров и длин секций бурильной колонны; тип и размер забойного двигателя в случае его использования);
- технология вскрытия продуктивных пластов (тип и физические свойства промывочного агента при проводке ствола в фильтровой зоне; соотношение давлений в скважине и в пласте; способ закрепления ствола в фильтровой зоне; метод обеспечения притока пластового флюида в скважину и извлечения его на поверхность; другие технологические приемы и технические средства);
- технология крепления ствола скважины (спуск и цементирование кондуктора, промежуточных и эксплуатационной колонн; конструкция низа эксплуатационной колонны и фильтра; тип цемента, физические свойства цементного раствора в жидком и затвердевшем состояниях, интенсивность его транспортировки в заколонное пространство; способ цементирования колонн и оснастка их дополнительными устройствами; длительность ожидания затвердения цементного раствора; способ испытания качества крепления ствола скважины);
- технология испытания скважины как объекта эксплуатации (геометрические размеры колонны лифтовых труб, оборудование устья скважины эксплуатационной арматурой, способ вызова притока из пласта на дневную поверхность, режимы и длительность исследования производительности скважины);
- наземное грузоподъёмное и приводное оборудование для бурения ствола (вышка, ротор для вращения бурильной колонны, талевая система и лебедка для выполнения спуско-подъемных операций, двигатели для привода лебедки и ротора вспомогательное оборудование и приспособления).
3.3. Элементы процесса и режимы бурения (types and regimes of drilling)
Азимут (azimuth) – угол, образуемый заданным направлением движения и направлением на север. Или: при отсчёте от 0 0 до 360 0 по часовой стрелке от северного направления меридиана.
Альтитуда (altitude) – положение точки земной поверхности относительно среднего уровня океана (для СНГ – уровня Балтийского моря). В нефтегазопромысловой практике за альтитуду принимают положение стола ротора буровой установки, от которого ведётся отсчёт глубин исследования, нахождения долота и т.д.
Буримость (drillability) – сопротивляемость горных пород разрушению (разбуриванию) в процессе бурения. Оценивается скоростью бурения.
Вахта (shift) – сменное дежурство, работа на буровой, а также часть команды, поочередно заступающих на это дежурство.
Время работы долота па забое, рациональное (rational time of bottom drilling) - продолжительность работы долота на забое, определяемое из условия максимума рейсовой скорости бурения (по В.С.Фёдорову).
Выбуривание (drilling out) – процесс бурения, относящийся к разбуриванию небольших участков преграды, как правило, созданных искусственно: цементного моста, пакера, оставленных на забое предмета.
Глинизация стенки скважины (mudding off) – отложение глинистой корки (на проницаемых породах) или покрытие горных пород глинистым раствором. Происходит блокирование пласта.
Глубина скважины (well depth) – расстояние по вертикали от уровня моря (для геологических, геодезических и других расчетов) до забоя скважины. При наклонно направленном и горизонтальном бурении различают глубину скважины по вертикали и глубину скважины по стволу (длину по бурильному инструменту). Для вертикальных скважин эти виды глубин совпадают.
Давление забойное (bottom pressure) – давление в работающей скважине, соответствующее динамическому уровню. Забойное давление должно поддерживаться из расчёта либо сохранения однофазности нефти в пласте, либо обеспечения определённого способа эксплуатации или критической скорости фильтрации флюида у забоя. Или: давление на забое скважины, обычно приведенное на середину интервала вскрытия продуктивного пласта.
Диаметр скважины (well [hole] diameter) – диаметр круга, соответствующего сечению скважины плоскостью, перпендикулярной её оси. Он отличается от диаметра долота, которым бурилась скважина. Определяется каверномером.
Забой (bottom) – противоположный от земной поверхности конец горной выработки (буровой скважины, шурфа, шахты, штольни и т.п.); во время производства бурения и других горных работ забой постоянно перемещается по намеченному продолжению выработки. Или: торец скважины, поверхность которого разрушается буровым инструментом в процессе проходки.
Забуривание (spudding in) – начало бурения новой скважины. Также: начало бурения нового ствола из ранее пробуренной скважины или её части.
Заполнение скважины (filling the hole) – непрерывное или периодическое нагнетание бурового раствора в скважину для поддержания уровня вблизи устья в целях предупреждения выброса, когда колонна бурильных труб поднята.
Зумпф (sump) – «нерабочий» интервал ствола скважины расположенный в его нижней части.
Изменение направления ствола удельное (американская терминология) (dog leg severity) – изменение направления скважины в градусах на сотню футов замеренной глубины.
Измерение направления ствола (американская терминология) (well bore direction) – угол между горизонтальной составляющей угла ствола скважины и направлением на Север.
Измерение параметров бурения (американская терминология) (measuring while drilling - MWD) – измерение параметров бурения в процессе углубления и передача их значений на поверхность (угол искривления ствола, ориентирование долота в пространстве, состояние инструмента, радиацию и температуру в точке измерения и др.).
Измерение угла искривления ствола (американская терминология) (well bore angle) – угол в градусах между касательной выбранной точки на стволе скважины и вертикалью, проходящую через эту точку.
Искривление ствола скважины при бурении (hole deviation while drilling) – отклонение ствола скважины от вертикали под действием естественных факторов и применяемых устройств. Или: отклонение скважины в процессе бурения от заданного направления, вызываемое геологическими условиями (сланцеватость, трещиноватость, анизотропия горных пород, различный угол падения, неодинаковая крепость пород, разнородные гидрогеологические условия, пустоты), особенностями технологии бурения (способ и режим бурения, частота вращения породоразрушающего инструмента, режим промывки и качество бурового раствора), техническими условиями (применение бурильных компоновок неоптимальных размеров и др.).
Каверна (cavern, pocket, washout cavern) – полое пространство, образовавшееся в горном массиве (при бурении скважины).
Керн (core, core sample, test core, drill core) – цилиндрический столбик породы, который вырезается буровым инструментом из горной породы. Является важным геологическим документом, свидетельствующим о составе земной коры в данном месте.
Консервация скважины (well conservation) – герметизация устья скважины на определённый период времени в целях сохранить её ствол в процессе бурения либо после окончания бурения.
Конструкция скважины (well program, well design, casign-bit-cement top program) – конструкция, которая обосновывается в зависимости от глубины скважины, её назначения, геологических условий, характера нефтегазоносности, давления и температуры. Сочетание основных конструктивных решений при строительстве скважины следующее: её диаметра на разных интервалах бурения, сочетания обсадных колонн, толщины их стенки и марки стали, высоты подъёма цементного раствора за каждой из колонн, качества цемента и др. Или: совокупность интервалов ствола скважины, концентричных им обсадных колонн и цементных колец за обсадными трубами, их геометрические характеристики, включая профиль, диаметры, характеристики и конструктивные особенности основных элементов. Или (для ПХГ): конструкция, которая обеспечивает безаварийную работу подземного хранилища газа при отборе и закачке газа. Или (для добывающей скважины): – конструкция, которая должна обеспечить проводку скважины, изоляцию добываемого флюида от околоствольного пространства, проектную или ожидаемую производительность скважины, возможность проведения капитальных ремонтов и т.д.
Кольцо цементное (cement column) – затвердевший цементный раствор, закачанный в кольцевое пространство между стволом скважины и обсадной колонной в определённом интервале в целях его герметизации. Система обсадных колонн и цементного камня за ними составляют крепь скважины.
Нагрузка на долото (bit weight) – направленная вниз нагрузка, воздействующая на долото в процессе бурения.
Накопление бурового шлама (accumulation of cuttings) – при недостаточной промывке скважины в процессе бурения шлам скапливается на забое, на нижней стенке ствола, в кавернах; ухудшаются условия бурения.
Опробование пласта скважины (testing of well stratum) – промежуточный этап строительства скважины, разработанный в целях определения дебита скважины и параметров скважинных флюидов до завершения скважины.
Опробование пластов (formation testing) – определение границ продуктивного интервала нефтегазоносного пласта, его нефтегазонасыщенности, а также величин пластового давления и температуры.
Отклонение от вертикали (американская терминология) (departure) – горизонтальное расстояние от вертикальной линии до выбранной точки в скважине.
Отклонение ствола (американская терминология) (kick off point) – место, где ствол скважины начинает отклоняться от вертикали.
Отклонение ствола общее (американская терминология) – (dog leg) – общее изменение угла между касательной ствола в одной точке, отнесенной к другой; включает в себя как изменение угла, так и направления.
Приработка бурового долота (bit running in) - сближение спускаемого в скважину долота с забоем при малой скорости спуска и пониженных числах оборотов долота и последующей постепенно увеличивающейся нагрузке на долото при принятом режиме промывки; определяется квалификацией бурильщика.
Проектирование режима бурения (drilling regime planning) -установление обоснованных (расчётных): нагрузки на долото, числа его оборотов, качества и количества бурового раствора при бурении в конкретных горных породах (в случае применения турбобура - с учётом обеспечения его оптимального режима работы).
Профиль горизонтальной скважины (course of the horizontal hole) – конфигурация ствола скважины в продуктивном пласте при «горизонтальном» бурении, обосновываемая с учетом геологического строения продуктивного пласта для обеспечения наиболее полного вскрытия объема пластов-коллекторов.
Разбуривание (drilling in) – операция вхождения в пласт при бурении.
Режим бурения рациональный (оптимальный) (rational drilling regime) - режим, устанавливаемый в соответствии с геологическими условиями, определяется как такое соотношение между параметрами режима бурения, при котором потенциальные возможности буровой установки использовались бы полностью и, таким образом, обеспечивалась возможность получения наивысших для данной установки показателей бурения.
Режимы бурения (drilling regime, drilling practices) - рациональное (в идеале - оптимальное) соотношение нагрузки на долото, скорости его вращения и количества и качества бурового раствора, подаваемого в скважину, в целях обеспечения определённых конечных результатов бурения.
Смещение ствола горизонтальное (horizontal displacement) – горизонтальное смещение точки пересечения оси наклонной скважины с поверхностью пласта от проекции её устья, азимут и величину которого определяют путём соединения соответствующей линией.
Способ набора кривизны ствола (американская терминология) (long radius design method) – бурение при наборе кривизны ствола скважины по методу “большого радиуса” (2 – 3 градуса на сотню футов).
Ствол дренажный (drainage hole) – ствол скважины (обычно в горизонтальном бурении), проведенный по продуктивному пласту с целью ускорить и увеличить отбор нефти.
Угол “горизонтальный ” (американская терминология) (horizontal angle) – угол, приближающийся к 89 – 90 градусов.
Угол кривизны большой (американская терминология) (high angle) – угол больше 85 градусов (обычно 86 – 88 градусов).
Угол отклонения (angle of deflection) - угол, в наклонном и горизонтальном бурении на который скважина отклоняется от вертикали при использовании отклоняющего инструмента, в градусах.
Фильтр (filter) – участок скважины, непосредственно соприкасающийся с продуктивным нефтяным или газовым горизонтом. Фильтром может служить необсаженный колонной участок ствола, специальное устройство с отверстиями, заполненное гравием и песком, часть эксплуатационной колонны или хвостика с отверстиями или щелями.
Шлам (sludge, slime) – мелкораздробленные частицы горной породы, образующиеся в забое скважины в процессе бурения. Ш. поднимается на поверхность земли по затрубному пространству путём циркуляции бурового раствора через бурильные трубы и долото.
Инклинометрия ствола скважины
В настоящее время большинство пробуриваемых скважин являются наклоннонаправленными или горизонтальными. Бурение скважин такого типа производится по следующим причинам:
- Отсутствует возможность достичь целевого участка пласта бурением вертикальной скважины (например, опоисковываемый объект находится под водоохранной зоной, в пределах населенного пункта, бурение с суши под область занятую морем)
- Экономическая эффективность – в случае наклонно-направленного бурения можно производить бурение нескольких скважин с одного куста, что значительно сокращает перемещения буровой установки по площади.
- Увеличение длины проходки по продуктивному пласту
Некоторые современные методы разработки трудноизвлекаемых запасов, например тепловые методы с использованием закачки пара требуют пробуривание системы горизонтальных скважин.
Визуализация траектории наклонно-направленной скважины
При описании геометрии скважин пользуются следующим набором терминов:
Альтитуда скважины (альтитуда стола ротора) – расстояние от устья скважины до линии уровня моря.
Уровень моря – средний уровень Балтийского моря (для данных, полученных в пределах России)
Кабельная глубина (измеренная глубина) – длина скважины, измеренная по длине геофизического кабеля, отматываемого при спуске каротажного зонда.
Абсолютная глубина – расстояние по вертикали от уровня моря до точки в скважине. Как правило, выше уровня моря – значения положительные, а ниже уровня моря – отрицательные.
Инклинометрия — определение пространственного положения ствола бурящейся скважины путём непрерывного измерения отклонений направления скважины от магнитного севера (азимут) и угла её наклона с помощью инклинометров.
Задачи, решаемые с помощью инклинометрии:
Определение направления и угла наклона скважины, навигация при бурении скважины
а) – участок оси скважины в вертикальной плоскости
б) – проекция участка ствола скважины на горизонтальную плоскость.
CM – магнитный север, ЮМ – магнитный юг, ψ – угол искривления, β – угол наклона скважины (900- ψ), φ – магнитный азимут искривления, Li– длина скважины, Hi– глубина расположения забоя, Hi-1 – абсолютная отметка устья, А – ось скважины (Итенберг, 1987).
Существует два типа приборов для записи инклинометрии: электрический и гироскопический.
Электрический инклинометр
В случае использования электрических инклинометров измеряется отклонение специального отвеса от вертикали (так определяется угол искривления скважины ψ), а также отклонение магнитной стрелки от направления на север (магнитный азимут искривления φ). Приборы данного типа хорошо зарекомендовали себя для использования в необсаженных скважинах.
Гироскопический инклинометр
В гироскопическом инклинометре используется свойство гироскопа, входящего в устройство инклинометра, сохранять своё изначальное положение в пространстве. Данный тип приборов позволяет проводить инклинометрию в скважинах с металлической обсадкой.
Запись кривых инклинометрии
Запись кривых инклинометрии производится дискретно с шагом 10 метров, при этом получение данных возможно как во время бурения, так и после остановки бурения. При каждом замере производится запись измеренной глубины (MD), угол отклонения скважины от вертикали и магнитный азимут (угол между направлением скважины и направлением на магнитный север).
Файлы с данными содержащие инклинометрию, как правило, выгружаются в TXT формате. Эти файлы содержат дискретные значения координат (X,Y,Z), значения абсолютной глубины, измеренной глубины, азимут, угол отклонения, смещения по осям Х и Y относительно устья скважины.
Пример файла с записанными данными инклинометрии по скважине
Файлы инклинометрии, наряду с LAS-файлами, используются на этапе загрузки данных по скважинам в процессе создания геологических моделей месторождений.
С этой статьей также читают:
Неправильность форм песчаных зерен и частиц карбонатного материала не позволяет обеспечивать их идеальное прилегание друг…
Метод ИК основан на возбуждении тока в горных породах при помощи индукционной катушки с последующим…
Отбор шлама разбуриваемых пород целесообразно проводить либо вместо отбора керна – при бескерновом бурении, либо…
БИЛЕТ №2. 1. Альтитуда стола ротора
1. Альтитуда стола ротора. Альтитуда altitude - Высота (в метрах) над уровнем моря или океана какой-либо точки земной поверхности: устья скважины, поверхности роторного стола, пола буровой вышки, устья шахты, шурфа.
2. Разведочные скважины. Скважина разведочная—предназначается для изучения месторождений и залежей с целью подготовки разведанных запасов нефти и газа по категории С1 и получения исходных данных для составления проекта (технологической схемы) разработки.
3. Профиль пологой скважины. Пологие скважины (J – образный профиль) вскрывают продуктивный пласт с зенитным углом от 25 до 55. Вскрытие пласта такими скважинами с зенитным углом более 55 нецелесообразно, т.к. возникают проблемы при проведении промыслово-геофизических работ (непрохождение приборов). Профиль пологой скважины составляется таким образом, чтобы создать наиболее благоприятные условия для работы погружного нефтедобывающего оборудования и достичь наибольший отход от вертикали.
4. Турбинное бурение. Способ бурения с применением в качестве рабочего органа Турбобура. Радикальное решение проблемы Т. б. было получено с использованием многоступенчатого турбобура при скоростном вращении долота, равном 600—800 об/мин. В пределах этих скоростей вращения зубчатые конические шарошки долота при осевых нагрузках до 1—1,5 т/см диаметра долота при перекатывании по забою эффективно разрушают породу, обеспечивая интенсивное углубление забоя. Для повышения износостойкости шарошечных долот Т. б. осуществляется при 300—400 об 1 мин, а в сверхглубоких скважинах — 150—250 об/мин. Высокооборотные турбобуры используются в основном при бурении алмазными долотами.
5. Лопастные долота. Лопастные долота (рис. 17) выпускаются трех типов: двухлопастные, трехлопастные и многолопастные. Под действием нагрузки на забой их лопасти врезаются в породу, а под влиянием вращающего момента - скалывают ее. В корпусе долота имеются отверстия, через которые жидкость из бурильной колонны направляется к забою скважины со скоростью не менее 80 м/с. Лопастные долота применяются при бурении в мягких высокопластичных горных породах с ограниченными окружными скоростями (обычно при роторном бурении).
6. Объемные двигатели. Назначение. Особенности эксплуатации. Объемный двигатель действует от гидростатического напора в результате наполнения жидкостью рабочих камер и перемещения вытеснителей.
Отсутствие быстро изнашивающих распределительных устройств (распределение жидкости по шлюзам рабочих органов осуществляется автоматически за счет соотношения числа зубьев и шагов винтовых поверхностей ротора и статора).
Кинематика рабочих органов, в движении которых сочетается качение со скольжением при относительно невысоких скоростях, что снижает износ рабочей пары.
7. Основные элементы бурильной колонны. Бурильная колонна (drilling string) - спущенные в скважину последовательно соединённые бурильные трубы. Основное назначение бурильной колонны - обеспечить гидравлическую и механическую связь работающего на забое долота и ствола скважины с поверхностным механическим и гидравлическим оборудованием. Одновременно бурильная колонна служит инструментом для доставки в скважину буровых и колонковых долот, исследовательских приборов и устройств, снарядов и аварийно-ликвидационных приспособлений. Две главные функции обеспечивает бурильная колонна в процессе бурения ствола: вращает долото и одновременно передает на него осевую нагрузку, создает замкнутую циркуляцию бурового раствора через забой скважины, обеспечивая очистку ствола от выбуренной породы, и привод погружных гидравлических двигателей. Бурильная колонна включает следующие основные элементы сверху вниз: рабочую (ведущую) трубу, бурильные трубы, утяжелённые бурильные трубы (УБТ).
8. Буровые установки ОАО «Волгоградский завод буровой техники». Стационарные буровые установки выпускаются в блочно-модульном исполнении с нагрузкой на крюке 100-320т и условной глубиной бурения 1600-5000 м. БУ2000/125;БУ2900/175;2900/200;3900/225;4200/250;4500/270.
9. Составление плана разбуривания куста. Составление плана разбуривания куста скважин заключается в определении порядка очередности бурения скважин и длин их вертикальных участков. Исходными данными являются: азимуты скважин (); смещение забоев от вертикали (А) для каждой скважины; направление движения станка (НДС).
10. Забойные компоновки для изменения направления бурения ствола скважины. Для уменьшения зенитного угла рекомендуется применять следующую компоновку низа бурильной колонны:
1)для медленного уменьшения зенитного угла — долото, забойный двигатель и бурильные трубы;
2)для уменьшения зенитного утла со средней интенсивностью — долото, сбалансированную толстостенную трубу в пределах диаметра забойного двигателя длиной 3 — 4 м, забойный двигатель и бурильные трубы;
3)для интенсивного уменьшения зенитного утла — одну из компоновок, используемых для набора кривизны
Для стабилизации зенитного угла рекомендуется применять одну из трех приведенных ниже компоновок:
1)долото, наддолотный калибратор, стабилизатор на корпусе турбобура, турбобур и УБТ;
2)долото, наддолотный калибратор, турбобур с приваренной на его корпусе накладкой или установленной на верхний переводник шпинделя, УБТ;
3)долото, наддолотный калибратор, турбобур с установленным между ниппелем и корпусом шарошечным стабилизатором, УБТ.
11. Основные параметры бурового раствора. Удельный вес, вязкость(условная),водоотдача, содержание песка, СНС,корка.
12. Причины возникновения поглощений. Геологические факторы — тип поглощающего пласта, его мощность
и глубина залегания, недостаточность сопротивления пород гидравлическо
му разрыву, значение пластового давления и характеристика пластового
2. Технологические факторы — количество и качество подаваемого в
скважину бурового раствора, способ бурения, скорость проведения спус-
коподъемных операций и др.
Поглощения начинаются при условии, что вскрытые пласты обладают достаточно высокой гидропроводностью и перепад давления между скважиной и поглощающим пластом выше определенного его значения, называемого критическим.
В случае недостаточной прочности горных пород происходит гидроразрыв.
13. Выбор интервала срезки второго ствола.Как правило, глубину зарезки БС выбирают ниже интервала установки ГНО,в случае установки ГНО в БС профиль БС должен обеспечивать свободный спуск,установку и надёжную работу подземного насосного оборудования.
Вводная часть
Данная лабораторная работа предназначена для студентов направления 131000.62 по курсу «Геологические основы разработки нефтяных и газовых месторождений» очной и заочной форм обучения.
Нефтегазопромысловая геология – отрасль геологии, занимающаяся детальным изучением месторождений и залежей нефти и газа в статическом и динамическом состоянии как источников энергии и сырья. Значение нефтегазопромысловой геологии состоит в обобщении и анализе всесторонней информации о месторождениях и залежах нефти и газа как объектах народно-хозяйственной деятельности. Цель нефтегазопромысловой геологии заключается в геологическом обосновании наиболее эффективных способов организации народнохозяйственной деятельности по добыче нефти и газа. Эта основная цель достигается путем изучения внутренней структуры залежи нефти и газа и закономерностей ее изменения в процессе разработки.
Специалисты, осуществляющие промыслово-геологические исследования, должны владеть методами получения, обобщения, анализа разносторонней информации о залежах.
Основное внимание при изучении залежи обращают на ее геологическое строение, о котором судят по профильным разрезам и картам.
Карты в изолиниях позволяют изобразить графически форму и пространственное размещение различных свойств нефтегазосодержащих пород. Сюда относятся структурные карты, карты изопахит и т.д.
Карты в условных обозначениях позволяют наглядно отобразить внутреннюю структуру залежи, соотношение, размеры, взаиморасположение геологических тел.
Целью данной лабораторной работы является дать студенту представление о геологической модели залежи углеводородного сырья.
В результате выполнения работы студент будет знать:
· способы построения структурных карт;
· принципы построения карт;
· методы изучения залежей углеводородов;
· обрабатывать геологическую информацию;
· строить структурные карты;
· делать анализ гипсометрического положения участка месторождения;
· строить геологический разрез.
1.1. Вопросы входного контроля
1. Что такое залежь.
2. Что такое альтитуда ствола ротора.
3. Что такое удлинение ствола скважины.
1.2. Основные понятия и определения
Подошва –поверхность, ограничивающая пласт снизу.
Кровля –поверхность, ограничивающая пласт сверху.
Изопахиты – линии равных значений толщины.
Карта пористости –карта изменения емкостных свойств продуктивного пласта.
Карта проницаемости –карта изменения фильтрационных свойств продуктивного пласта.
Карта нефтенасыщенности –карта изменения характера насыщения продуктивного пласта.
2. Теоретическая часть
В данной главе изложена теория изучения геологической модели залежи нефти с помощью построения структурных карт. В этой главе Вы познакомитесь со способами построения структурных карт, а также узнаете для чего и как нужно строить карты пористости, проницаемости и нефтенасыщенности.
2.1. Построение структурных карт по кровле и подошве пласта
Характерный признак осадочных горных пород – их слоистость. Данные породы сложены, в основном, из почти параллельных слоев (пластов), отличающихся друг от друга составом, структурой, твердостью и окраской.
В качестве верхней границы залежи принимается кровля пласта. За нижнюю границу пластовой залежи нефти (газа) в пределах внутреннего контура нефтеносности (газоносности) принимают подошву продуктивного горизонта, т.е. поверхность между продуктивным горизонтом и подстилающими непроницаемыми породами.
Формы верхней и нижней границ залежей изучаются с помощью структурных карт. Сечение между изогипсами выбирают в зависимости от угла падения пластов высоты структуры, количества и качества исходной информации. Конфигурация изогипс характеризует направления падения слоев, а плотность их расположения – углы наклона.
Для построения структурной карты кровли или подошвы горизонта необходимо нанести на план местоположение, точки пересечения поверхности стволами скважин и абсолютные отметки залегания поверхности в каждой точке.
При определении положения на плане точки наблюдения учитывают ее смещение от устья скважины в результате искривления ствола.
Для определения абсолютной отметки кровли (подошвы) продуктивного горизонта необходимо знать: альтитуду устья скважины А; глубину L, на которой ствол скважины пересекает картируемую поверхность; удлинение ΔLствола скважины за счет искривления.
Абсолютная отметка Н картируемой поверхности в точке наблюдения (рис.2.1.1) определяется по формуле:
Н = (А + ΔL) – L(2.1.1)
Построение структурных карт представляет собой определение положения изогипс на плане (рис.2.1.2). Применяют два способа построения карт:
· способ треугольников, используемый при картировании поверхностей залежей, при-уроченных к ненарушенным структурам;
· способ профилей, целесообразный при картировании поверхностей залежей, приуроченных к структурам, расчлененным дизъюнктивными нарушениями на блоки.
При способе треугольников точки соседних скважин соединяют на плане линиями таким образом, что образуется система треугольников (рис.2.1.3, а). Затем на каждой линии по правилу линейной интерполяции находят точки со значениями абсолютных отметок, кратными выбранной величине сечения между изогипсами. Линейная интерполяция предполагает, что наклон линии, соединяющей две скважины, на всем ее протяжении постоянен. Расстояние любой изогипсы от одной из точек наблюдения на этой линии при линейной интерполяции можно найти по формуле:
где lх – расстояние от искомой изогипсы до скв. 1 на линии, соединяющей скв. 1 и 2;
Нх – значение (абсолютная отметка) искомой изогипсы;
Н1 и Н2 – абсолютные отметки залегания картируемой поверхности соответственно в скв. 1 и 2;
l1,2 –расстояние между скв. 1 и 2.
Интерполяция с помощью уравнения – трудоемкий процесс. Удобнее пользоваться масштабной сеткой (высотной арфой), состоящей из ряда параллельных линий, проведенных на кальке на равных расстояниях друг от друга.
Полученные на сторонах каждого треугольника одноименные точки соединяются линиями изогипсами (см. рис.2.1.3, б).
Чем больше точек наблюдения, тем меньше размеры треугольников и тем точнее построенная карта будет отражать форму реальной картируемой поверхности. При построении карт поверхностей необходимо придерживаться следующих правил:
· при построении структурных карт нужно учитывать всю прямую и косвенную геолого-геофизическую информацию о форме картируемой поверхности (сейсмические материалы, данные структурного бурения и др.);
· до начала построений следует выявить региональные закономерности в залегании пород, такие, как направление осей структур, доминирующие углы падения на разных участках структур, положение сводов и периклинальных окончаний и др.;
· нельзя объединять в один треугольник скважины, между которыми проходят вероятные линии перегиба слоев, например, скважины, расположенные на разных крыльях структуры;
· следует избегать выделения треугольников с очень острыми углами, так как это может привести к неоправданному искривлению изогипс;
· проведение изогипс следует выполнять плавно, без резких изгибов линий;
· построение карты следует начинать с участков, наиболее полно освещенных скважинами; конфигурацию изогипс на прилегающих слабо освещенных участках следует согласовывать с направленностью изолиний, проведенных на участках с большим числом точек наблюдения.
При построении структурных карт необходимо выдерживать соответствие между точностью карты и количеством и качеством исходной информации. Показателем точности карт является размер сечения между изолиниями.
2.2. Карты эффективных нефтенасыщенных толщин
Для отображения изменения эффективной и нефтегазонасыщенной толщинпродуктивных отложений строятся карты в изолиях, называемые картами изопахит. Такие карты строятся при подсчете запасов нефти, газа и при проектировании разработки залежи.
Карты эффективных нефтенасыщенных толщин могут строиться как для всего продуктивного пласта или горизонта (объекта разработки) в целом, так и для отдельных составляющих их частей.
При построении карт используются результаты выделения пластов и горизонтов по материалам промыслово-геофизических исследований. В практике чаще всего пласт не является однородным по составу, а представлен переслаиванием пропластков пород-коллекторов и непроницаемых разностей пород. Поэтому эффективная толщина пласта (объекта разработки) является суммой толщин пропластков пород-коллекторов. При этом одновременно определяют как эффективную, так и нефтенасыщенную толщину пласта. При построении карт около каждой скважины в виде дроби наносятся их значения, где в числителе указывается эффективная толщина пласта, а в знаменателе эффективная нефтенасыщенная толщина.
При построении карты эффективных нефтенасыщенных толщин необходимо иметь в виду, что область полного нефтенасыщения пласта ограничена внутренним контуром нефтеносности и в этой области около каждой скважины значения толщин в числителе и знаменателе будут одинаковы.
В пределах водонефтяной зоны между внутренним и внешним контуром нефтенасыщенной является только часть пласта и в указанных величинах толщин около скважины значение числителя будет больше знаменателя.
В скважинах пробуренных за внешним контуром нефтеносности, в водонасыщенной зоне около скважины дробью в числителе буден стоять величина эффективной толщины пласта, а в знаменателе ноль.
В связи с этим для построения карты эффективных нефтенасыщенных толщин следует вначале составить карту эффективных толщин. Метод построения карты такой же, как и структурной карты – линейная интерполяция.
В пределах внутреннего контура нефтеносности карта эффективной толщины является одновременно и картой нефтенасыщенной толщины в связи с тем, что эффективные толщины пласта являются все нефтенасыщенными. В пределах водонефтяной зоны проводятся изолинии эффективной нефтенасыщенной толщины пласта. Изолинии проводят путем интерполяции между значениями точек пересечения внутреннего контура нефтеносности с изопахитами, внешним контуром нефтеносности, где эффективная нефтенасыщенная толщина равна нулю и с учетом данных скважин пробуренных в водонефтяной зоне.
В итоге получается карта эффективной нефтенасыщенной толщины пласта, которая характеризует изменения объема пород нефтенасыщенных коллекторов в пределах всей залежи.
При построении карт для неоднородных пластов с сильной фациальной изменчивостью пласта иногда имеют место участки с полным замещением пласта-коллектора непроницаемыми разностями пород или с его выклиниванием. В таких случаях границу выклинивания или замещения проводят по середине расстояния между скважинами в разрезе которых присутствует и отсутствует пласт. При интерполяции принято считать, что на границе выклинивания эффективная толщина пласта равна нулю.
2.3. Карты пористости и проницаемости пласта
С целью изучения изменений емкостных и фильтрационных свойств по площади и изменения характера насыщения продуктивного пласта строятся карты в изолиниях, называемые картами пористости, проницаемости и нефтенасыщенности.
Карты пористости и проницаемости пласта могут строиться как для всего продуктивного пласта или горизонта (объекта разработки) в целом, так и для отдельных составляющих их частей. Чаще всего их построение ведётся на стадии проектирования разработки залежи или в процессе контроля за её разработкой.
На стадии разведки при построении карт исходными данными являются результаты лабораторных определений открытой пористости и проницаемости по керну из пласта, полученному при бурении поисковых и разведочных скважин.
Среднее значение пористости и проницаемости по каждой скважине, в случае однородного пласта, устанавливается как среднее арифметическое из всех лабораторных определений керна. В случае, когда пласт состоит из нескольких пропластков-коллекторов разделенных непроницаемыми разностями пород, то определение среднего значения пористости и проницаемости ведут в два этапа. В начале для каждой скважины устанавливаются средние значения в каждом пропластке–коллекторе, как в случае с однородным пластом (среднее арифметическое). Затем средние значения в целом для пласта определяют с учетом эффективной толщины каждого из пропластков по формуле:
где: – Кср – среднее значение коэффициента пористости или проницаемости по пласту;
– K1, K2, Kn – среднее значение коэффициента пористости или проницаемости по каждому пропластку;
– h1, h2, hn – эффективная толщина каждого из пропластков;
– Sh – сумма эффективных толщин пропластков.
При отсутствии керна, в разведочных скважинах по каким либо причинам или при использовании пробуренных эксплуатационных скважин, средние значения пористости пласта определяются по результатам интерпретации материалов геофизического исследования скважин (ГИС). В случае неоднородного строения пласта среднее значение определяют по вышеуказанной формуле. Геофизические методы не позволяют определять коэффициент проницаемости коллекторов, поэтому для этой цели используют зависимость между коэффициентами пористости и проницаемости установленную по всем лабораторным определениям керна данного пласта. Используя установленное по ГИС значение коэффициента пористости и выше указанную зависимость, определяют значение проницаемости каждого пропластка коллектора. Расчет среднего значения коэффициента проницаемости по пласту ведется, как и для коэффициента пористости.
Для построения карты пористости и карты проницаемости пласта наносят места пересечения стволов скважин с пластом. Затем около каждой скважины указывается значение пористости или проницаемости. Метод построения карты такой же, как и структурной карты – линейная интерполяция.
2.4. Карты нефтенасыщенности пласта
Для построения карты нефтенасыщенности пласта используются значения коэффициента нефтенасыщенности установленного по материалам ГИС. Методика определения среднего значения коэффициента нефтенасыщенности идентична методике определения среднего значения пористости.
Вначале для построения карты нефтенасыщенности пласта наносят места пересечения стволов скважин с пластом. Затем около каждой скважины указывается значение коэффициента нефтенасыщенности. Метод построения карты такой же, как и структурной карты – линейная интерполяция. Однако при этом необходимо учитывать границу распространения залежи, которой является внешний контур нефтеносности.
На линии контура значение коэффициента нефтенасыщенности равно значению нижнего предела нефтенасыщенности в переходной зоне насыщения. В нижней части переходной зоны фазовая проницаемость коллекторов для нефти равна нулю, и лишь по достижении определенного значения коэффициента нефтенасыщенности нефть способна двигаться по пористой среде. Это значение коэффициента и является нижним пределом коллектора по нефтенасыщенности.
Читайте также: