Конструкция нефтяной скважины схема: Нефтяная скважина – конструкция, этапы разработки

alexxlab | 04.01.1987 | 0 | Разное

Содержание

Нефтяная скважина – конструкция, этапы разработки

Для эффективной разведки или разработки нефтяных месторождений используют различные технические решения, неотъемлемой частью которых является нефтяная скважина. Она представляет собой цилиндрический ствол, пробуренный в пластах земляных и горных пород, который не предоставляет прямого доступа для человека внутрь неё. Основным её назначением является обеспечение доступа к нефтяному слою, удалению остатков горных пород и подачи нефти в хранилища.

Конструкция нефтяной скважины

Нефтяная скважина для добычи нефти в диаметре может составлять от 75 до 400 мм. Всё зависит от конкретных условий бурения, от типа залегающих на глубине пород, а также от размеров нефтеносного слоя. То есть больший диаметр позволяет вести выкачку нефти из недр земли с большей скоростью.

Скважина состоит из трёх основных частей: устья, ствола и забоя. Устье – это верхняя часть скважины, которая предназначена для предотвращения обвалов и разрушений неплотных пород поверхностных слоёв, а также для защиты от размытия буровым раствором. Ствол определяет направление бурения и служит для удаления разрушенных пород из скважины. Забой служит для укрепления колонн на глубине и для добычи нефти из продуктивного пласта.

Последовательность операций при бурении скважин следующая:

  1. Производится заглубление ствола скважины путём разрушения пород при помощи буровой установки.
  2. Удаление разрушенных частей породы из скважины на поверхность земли.
  3. Во время погружения нефтяная скважина укрепляется специальными обсадными колоннами.
  4. Изучение размеров нефтяного слоя путём геологических и геофизических исследований.
  5. Спуск завершающей колонны на рабочую глубину, с которой и предполагается эксплуатировать скважину.

Технология бурения нефтяных скважин

На начальном этапе пробуривают ствол с небольшой глубиной до 30 метров и диаметром до 40 см. Затем на его дно опускают трубу, которая будет задавать направление для бурения. Стенки между трубой и грунтом цементируют. Затем заглубляют скважину примерно на уровень 500-800 м с меньшим диаметром. Этот участок называют кондуктором, так как он предназначен для изоляции неустойчивых и рыхлых слоёв грунта при бурении. Внешние стенки труб также подвергают цементированию, чтобы трубы были защищены от возможных смещений пластов.

Затем процедура бурения существенно усложняется и не во всех случаях удаётся достичь проектной глубины предполагаемого нефтеносного слоя. Это связано с тем, что продуктивные слои могут располагаться не в виде единого пласта, а нескольких, и добыча должна производиться из более заглублённого участка. В таких ситуациях монтируют промежуточную колонну, которую также цементируют по наружной поверхности.

После того, как был достигнут необходимый уровень устанавливают эксплуатационную колонну. Она предназначена для добычи нефти и газа, а также для подачи воды с целью создания необходимого давления. Конструктивно она отличается от обычных колонн наличием в боковых стенках отверстий, а также в цементном слое. Кроме того, в ней применяется специальная дополнительная оснастка: пакеры, центратор, обратный клапан, обсадные кольца и т. д.

Технические особенности проходки

При бурении в скважину необходимо опускать колонны, для закрепления горных пород, окружающих ствол. Делают это последовательно отдельными секциями. При сложных бурениях осуществляют многоколонные выработки. Это существенно усложняет техпроцесс и следствием этого является существенный износ обсадных труб и буровых. Чтобы снизить влияние фактора износа применяют защитные кольца, выполненные в виде металлического каркаса с двумя резиновыми оболочками, закреплёнными на стальные штыри. Их устанавливают над ротором буровой при выполнении операций спуска или подъёма.

Разделяют горные пласты при помощи цементирования специальными растворами. Поскольку требуется обеспечить не только высокую прочность, а и работу в сложных условиях, то при их замешивании добавляют ингибиторы и реагенты. Они ускоряют процесс набора прочности бетона и в результате не приходится ждать по 30 дней пока он будет пригоден к эксплуатации. Другое название раствора – тампонажные. Они являются ключевыми в конструкции нефтяной скважины, так как служат для закрепления колонн и предотвращении его деформации при смещениях плотных пород.

Разработка нефтяных скважин

Процесс разработки нефтяных скважин заключается в проведении ряда комплексных мер и работ по осуществлению наиболее эффективной добычи нефти их пласта. Перед вводом в эксплуатацию скважины проводится ряд разведывательных работ, на основе которых создаётся специальная проектная документация, которая определяет технические параметры бурения и размеры забоя. В проекте закладывается количество объектов разработки, последовательность добычи, методы оказания различных воздействий с целью получения максимальной выработки месторождения.

Скважины при разработке над местом разведки и добычи располагают в виде сетки. В неё входят не только добывающие скважины, а и нагнетающие. В зависимости от особенностей пласта сетку располагают в равномерном или неравномерном порядке. Если нефтяной слой достаточно толстый, то сетку располагают наиболее плотным упорядоченным способом, с целью увеличения скорости добычи.

Этапы разработки скважин

Нефтяная скважина разрабатывается в такой последовательности:

  1. Освоение объекта. Этап характеризуется интенсивной добычей нефти с минимальной обводнённостью, значительным снижением давления в пласте, увеличением количества скважин и величиной коэффициента нефтеотдачи в пределах 10%. Сроки завершения освоения могут составлять до 5 лет. Условием завершения принимается снижение добычи за год относительно общих балансовых запасов.
  2. Обеспечение стабильно высокого уровня добычи в пределах 3-17% в зависимости от вязкости нефти. Длительность разработки может составлять от 1 до 7 лет. Число скважин при этом также увеличивается за счёт использования резервов, однако происходит и частичное закрытие старых. Это связано с тем, что нефть становится более обводнённой вплоть до 65%. Текущий коэффициент нефтеотдачи составляет 30-50%. Добыча на некоторых скважинах выполняется механическим способом, то есть принудительной откачкой мощными насосами.
  3. Снижение добычи. Коэффициент нефтеотдачи снижается до 10% в год, а темпы отбора сокращаются до 1%. Все скважины переводятся на механизированный способ добычи. Количество резервных скважин значительно сокращается. Обводнение достигает значений в 85%. Данный этап является самым сложным, так как необходимо замедление скорости откачки нефти. Определить разницу между предыдущим этапом и текущим достаточно затруднительно, так как изменения среднегодового коэффициента добычи минимальны. За 3 периода нефтеносный слой вырабатывается до 90% от общего объёма.
  4. Завершающая стадия. Отбор нефти сокращается до 1%, а уровень обводнённости становится максимальным (от 98%). Прекращается разработка нефтяных скважин и они закрываются. Но длительность данного этапа может составлять до 20 лет и ограничивается только рентабельностью проекта.

Видео: Схема нефтяной скважины


Читайте также:

Конструкция скважины – Что такое Конструкция скважины?

Элементы, входящие в понятие конструкции скважины

Конструкция скважины зависит от целей, геологических условий, глубины, техники бурения, метода разработки месторождения и других факторов.
Определяется глубиной начального и конечного диаметра бурения, числом, Ø и длиной спущенных обсадных колонн, толщиной их стенок, Ø различных участков ствола, углом наклона скважины или отклонением ее от вертикали.

Исходными данными при проектировании и обосновании являются:


Элементы, входящие в понятие конструкции скважины:
  • обсадные колонны,
  • интервалы бурения,
  • интервалы цементирования,
  • устье, стенки и забой скважины,
  • продуктивный горизонт и зона перфорации.
Обсадные колонны – это трубы, применяемые в скважинах для изоляции ствола скважины от пластовых флюидов и укрепления стенок ствола скважины.
Обсадные трубы, применяемые при бурении нефтяных и газовых скважин, чаще всего изготовляются из стали с 2мя нарезанными концами и навинченной муфтой на одном конце (иногда безмуфтовые c раструбным концом).

Интервал бурения – это часть траектории скважины, сооруженная с помощью долота одного диаметра и преимущественно с применением одной запроектированной технологии бурения.

Интервал цементирования – это интервал, в котором цементируется конкретная обсадная колонна.
Обсадные колонны могут цементироваться до устья (в основном, направление и кондуктор) и «внахлест» с предыдущей (обычно, технические и эксплуатационные).

Для нефтяных скважин величина перекрытия предыдущей колонны – 150 м, для газовых скважин – 500 м.
Обсадные колонны разведочных скважин цементируются обычно на всю длину.

Устье скважины – верхняя, приповерхностная, часть скважины.

Забой скважины – самая нижняя часть скважины, «дно».
Стенки скважины – боковая часть цилиндрической основы скважины.
Продуктивный горизонт – пласт в разрезе, в котором находятся природные ресурсы.
Зона перфорации – часть обсадной колонны в интервале продуктивного пласта, в которой делаются отверстия для эксплуатации.

Конструкция нефтяной скважины и требования к ней


Конструкция забоя скважины должна обеспечивать: -механическую устойчивость призабойной части пласта, доступ к забою скважин спускаемого оборудования, предотвращение обрушения породы; -эффективную гидродинамическую связь забоя скважины с нефтенасыщенным пластом; -возможность избирательного вскрытия нефтенасыщенных и изоляцию водо- или газонасыщенных пропластков, если из последних не намечается добыча продукции; -возможность избирательного воздействия на различные пропластки или на отдельные части (по толщине) монолитного пласта; -возможность дренирования всей нефтенасыщенной толщины пласта. Элементы конструкции скважин приведены на рис.  На­чальный участок I скважин называют направлением. Поскольку устье скважины лежит в зоне легкоразмываемых пород его необходимо ук­реплять. В связи с этим направление выполняют следующим образом. Сначала бурят шурф – колодец до глубины залегания устойчивых гор­ных пород (4…8 м). Затем в него устанавливают трубу необходимой длины и диаметра, а пространство между стенками шурфа и трубой заполняют бутовым камнем и заливают цементным раствором 2. Нижерасположенные участки скважины – цилиндрические. Сразу за направлением бурится участок на глубину от 50 до 400 м диаметром до 900 мм. Этот участок скважины закрепляют обсадной трубой 1 (состоящей из свинченных стальных труб), которую назы­вают кондуктором II. Затрубное пространство кондуктора цементируют. С помощью кондуктора изолируют неустойчивые, мягкие и трещиноватые поро­ды, осложняющие процесс бурения.

После установки кондуктора не всегда удается пробурить скважину до проектной глубины из-за прохождения новых осложня­ющих горизонтов или из-за необходимости перекрытия продуктивных пластов, которые не планируется эксплуатировать данной скважиной. В таких случаях устанавливают и цементируют еще одну колонну III, называемую промежуточной. Если продуктивный пласт, для разра ботки которого предназначена скважина, залегает очень глубоко, то количество промежуточных колонн может быть больше одной.

Эксплуатацион­ная колонна предназначена для подъема нефти и газа от забоя к устью скважины или для нагнетания воды (газа) в продуктивный пласт с целью поддержания давления в нем. Во избежание перетоков нефти и газа в вышележащие горизонты, а воды в продуктивные пла­сты пространство между стенкой  эксплуатационной колонны и стенкой скважины заполняют цементным раствором.

                                                     Конструкция скважины

1 – обсадные трубы; 2 – цементный   камень; 3 – пласт, 4-перфорация в обсадной трубе и цементном камне; 1-направление; П-кондуктор; Ш-промежуточная колонна; IV – эксплуатационная колонна.

Все о нефти

Что мы делаем. Каждая страница проходит через несколько сотен совершенствующих техник. Совершенно та же Википедия. Только лучше.

Блок: 1/7 | Кол-во символов: 391
Источник: https://wiki2.org/ru/%D0%9D%D0%B5%D1%84%D1%82%D1%8F%D0%BD%D0%B0%D1%8F_%D1%81%D0%BA%D0%B2%D0%B0%D0%B6%D0%B8%D0%BD%D0%B0

Конструкция нефтяной скважины

Нефтяная скважина для добычи нефти в диаметре может составлять от 75 до 400 мм. Всё зависит от конкретных условий бурения, от типа залегающих на глубине пород, а также от размеров нефтеносного слоя. То есть больший диаметр позволяет вести выкачку нефти из недр земли с большей скоростью.

Скважина состоит из трёх основных частей: устья, ствола и забоя. Устье – это верхняя часть скважины, которая предназначена для предотвращения обвалов и разрушений неплотных пород поверхностных слоёв, а также для защиты от размытия буровым раствором. Ствол определяет направление бурения и служит для удаления разрушенных пород из скважины. Забой служит для укрепления колонн на глубине и для добычи нефти из продуктивного пласта.

Последовательность операций при бурении скважин следующая:

  1. Производится заглубление ствола скважины путём разрушения пород при помощи буровой установки.
  2. Удаление разрушенных частей породы из скважины на поверхность земли.
  3. Во время погружения нефтяная скважина укрепляется специальными обсадными колоннами.
  4. Изучение размеров нефтяного слоя путём геологических и геофизических исследований.
  5. Спуск завершающей колонны на рабочую глубину, с которой и предполагается эксплуатировать скважину.

Блок: 2/5 | Кол-во символов: 1267
Источник: http://snkoil.com/press-tsentr/polezno-pochitat/osobennosti-konstruktsii-neftyanykh-skvazhin-/

Из Википедии — свободной энциклопедии

Нефтяная скважина в Татарстане, с качающимся штанговым насосом

Нефтяна́я сква́жина — горная выработка круглого сечения диаметром 75—400 мм, сооружаемая без доступа в неё человека, предназначенная для добычи либо разведки нефти и попутного газа. Как правило, скважины бурят вертикально, но могут бурить под заданным наклонным углом.

В вертикальном строении скважины различают начало (устье), ствол и конец (забой). Скважины сооружаются путём последовательного бурения горных пород, удаления разбуренного материала и укрепления стенок скважины от разрушения (при необходимости, зависит от характера пород). Для бурения применяются буровые станки, буровые долота и другие механизмы.

Добыча углеводородов через нефтяную скважину может осуществляться путём фонтанирования (при наличии избыточного давления в нефтяных пластах) или при помощи нагнетательных скважин для поддержания пластового давления.

Блок: 2/7 | Кол-во символов: 972
Источник: https://wiki2.org/ru/%D0%9D%D0%B5%D1%84%D1%82%D1%8F%D0%BD%D0%B0%D1%8F_%D1%81%D0%BA%D0%B2%D0%B0%D0%B6%D0%B8%D0%BD%D0%B0

История

Первое в мире бурение скважины для целей нефтедобычи проведено в 1846 году по предложению члена Главного управления Закавказским краем Василия Николаевича Семенова (1801—1863) на основе идей Николая Воскобойникова (1801—1860) в посёлке Биби-Эйбат близ Баку, входившем тогда в Российскую империю. Глубина скважины составила 21 м. Работа была осуществлена под руководством директора Бакинских нефтяных промыслов, Корпуса горных инженеров — майора Алексеева, скважина была разведочной. В 1864 году первая в России эксплуатационная скважина была пробурена на Кубани, в селе Киевском, в долине реки Кудако.

Первую американскую нефть из буровой скважины глубиной 15 м получил инженер Уильямс в 1857 году в Эннискиллен.

Однако чаще всего считают, что первую нефть из промышленной скважины получил американец Эдвин Дрейк 27 августа 1859 года.

В Баку в 1930 году был разработан (см. Мир-Бабаев М. Ф., 2007 г.) и в 1934 году на Грозненских нефтепромыслах успешно применен метод наклонно-направленного бурения, при котором скважины делаются не вертикальными, а наклонными (с отклонением ствола скважины от вертикали и изменением зенитного угла и азимута бурения). При этом буровая вышка может находиться на значительном расстоянии от месторождения. С помощью наклонных скважин, заложенных на окраине Баку, добывали нефть из-под городских кварталов. В 1930 году на всех бакинских нефтяных промыслах применялся электрокаротаж и приборы для измерения кривизны бурения. На Баилове (район Баку) в 1941 году впервые в мире бурится наклонная скважина на глубину 2000 м турбинным способом (бурение было осуществлено бригадой мастера Ага Нейматулла). Также 1941 году, начато бурение самой глубокой скважины в СССР (3200—3400 м) на месторождении Говсаны (Азербайджан). Наклонное бурение позволяет использовать стационарную буровую на берегу для добычи нефти на шельфе. Именно так работает часть скважин в Норвегии на берегу Северного моря.

Первые наклонно-направленные скважины имели криволинейную траекторию: от поверхности бурение ведётся сначала вертикально вниз, а затем набирается угол наклона для приведения к заданному направлению. Прямолинейная наклонная нефтедобывающая скважина впервые была пробурена на Старых промыслах Грознефти в 1949 г. (разработка инженера Бузинова М. М.)

На основе наклонного бурения был разработан метод кустового бурения, при котором с одной кустовой площадки расходится «куст» в 10—12 наклонных скважин, охватывающих большую нефтеносную площадь. Этот метод позволяет проводить буровые работы на бо́льших глубинах — до 6000 метров.

Блок: 2/6 | Кол-во символов: 2556
Источник: https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9D%D0%B5%D1%84%D1%82%D1%8F%D0%BD%D0%B0%D1%8F_%D1%81%D0%BA%D0%B2%D0%B0%D0%B6%D0%B8%D0%BD%D0%B0

Цикл строительства скважин

  1. строительство наземных сооружений;
  2. углубление ствола скважины, осуществление которого возможно только при выполнении двух параллельно протекающих видах работ — собственно углубления и промывки скважины;
  3. разобщение пластов, состоящее из двух последовательных видов работ: укрепления (крепления) ствола скважины опускаемыми трубами, соединёнными в колонну, и тампонирования (цементирования) заколонного пространства;
  4. освоение скважин. Часто освоение скважин в совокупности с некоторыми другими видами работ (вскрытие пласта и крепление призабойной зоны, перфорация, вызов и интенсификация притока флюида) называют заканчиванием скважин.

Блок: 4/7 | Кол-во символов: 663
Источник: https://wiki2.org/ru/%D0%9D%D0%B5%D1%84%D1%82%D1%8F%D0%BD%D0%B0%D1%8F_%D1%81%D0%BA%D0%B2%D0%B0%D0%B6%D0%B8%D0%BD%D0%B0

Разработка нефтяных скважин

Процесс разработки нефтяных скважин заключается в проведении ряда комплексных мер и работ по осуществлению наиболее эффективной добычи нефти их пласта. Перед вводом в эксплуатацию скважины проводится ряд разведывательных работ, на основе которых создаётся специальная проектная документация, которая определяет технические параметры бурения и размеры забоя. В проекте закладывается количество объектов разработки, последовательность добычи, методы оказания различных воздействий с целью получения максимальной выработки месторождения.

Скважины при разработке над местом разведки и добычи располагают в виде сетки. В неё входят не только добывающие скважины, а и нагнетающие. В зависимости от особенностей пласта сетку располагают в равномерном или неравномерном порядке. Если нефтяной слой достаточно толстый, то сетку располагают наиболее плотным упорядоченным способом, с целью увеличения скорости добычи.

Этапы разработки скважин

Нефтяная скважина разрабатывается в такой последовательности:

  1. Освоение объекта. Этап характеризуется интенсивной добычей нефти с минимальной обводнённостью, значительным снижением давления в пласте, увеличением количества скважин и величиной коэффициента нефтеотдачи в пределах 10%. Сроки завершения освоения могут составлять до 5 лет. Условием завершения принимается снижение добычи за год относительно общих балансовых запасов.
  2. Обеспечение стабильно высокого уровня добычи в пределах 3-17% в зависимости от вязкости нефти. Длительность разработки может составлять от 1 до 7 лет. Число скважин при этом также увеличивается за счёт использования резервов, однако происходит и частичное закрытие старых. Это связано с тем, что нефть становится более обводнённой вплоть до 65%. Текущий коэффициент нефтеотдачи составляет 30-50%. Добыча на некоторых скважинах выполняется механическим способом, то есть принудительной откачкой мощными насосами.
  3. Снижение добычи. Коэффициент нефтеотдачи снижается до 10% в год, а темпы отбора сокращаются до 1%. Все скважины переводятся на механизированный способ добычи. Количество резервных скважин значительно сокращается. Обводнение достигает значений в 85%. Данный этап является самым сложным, так как необходимо замедление скорости откачки нефти. Определить разницу между предыдущим этапом и текущим достаточно затруднительно, так как изменения среднегодового коэффициента добычи минимальны. За 3 периода нефтеносный слой вырабатывается до 90% от общего объёма.
  4. Завершающая стадия. Отбор нефти сокращается до 1%, а уровень обводнённости становится максимальным (от 98%). Прекращается разработка нефтяных скважин и они закрываются. Но длительность данного этапа может составлять до 20 лет и ограничивается только рентабельностью проекта.

Блок: 4/5 | Кол-во символов: 2765
Источник: http://snkoil.com/press-tsentr/polezno-pochitat/osobennosti-konstruktsii-neftyanykh-skvazhin-/

Типы скважин

В зависимости от геологических условий нефтяного месторождения бурят различные типы скважин. Нефтяная скважина может быть пробурена как:

  • вертикальная;
  • наклонно-направленная;
  • горизонтальная;
  • многоствольная или многозабойная

Вертикальная скважина – это скважина, у которой угол отклонения ствола от вертикали не превышает 5°.

Если угол отклонения от вертикали больше 5°, то это уже наклонно-направленная скважина.

Горизонтальной скважиной (или горизонтальным стволом скважины) называют скважину, у которой угол отклонения ствола от вертикали составляет 80-90°. Но здесь есть один нюанс. Так как «в природе нет прямых линий» и продуктивные нефтенасыщенные пласты залегают в недрах земли, как правило, с некоторым наклоном, а часто с довольно крутым наклоном, то на практике получается, что нет никакого смысла бурить горизонтальную скважину под углом приблизительно равным 90°. Логичнее пробурить ствол скважины вдоль пласта по наиболее оптимальной траектории. Поэтому в более широком смысле, под горизонтальной скважиной понимают скважину, имеющую протяженную фильтровую зону — ствол, пробуренный преимущественно вдоль напластования целевого пласта в определенном азимутальном направлении.

Скважины с двумя и более стволами называют многоствольными (многозабойными).

Чем отличается многоствольная скважина от многозабойной?

Многоствольные скважины, также как и многозабойные, имеют основной ствол и один или несколько дополнительных. Ключевым отличием является расположение точки разветвления стволов. Если точка находится выше продуктивного горизонта, на который пробурена скважина, то скважину называют многоствольной (МСС). Если же точка разветвления стволов находится в пределах продуктивного горизонта, то скважину называют многозабойной (МЗС).

Другими словами, если основной ствол скважины пробурен вплоть до продуктивного горизонта и уже в самом продуктивном горизонте из него пробурен один или несколько дополнительных стволов, то это многозабойная скважина (МЗС). В этом случае скважина пересекает верхнюю границу продуктивного горизонта только в одной точке.

Если же дополнительные стволы скважины забурены из основного ствола выше продуктивного горизонта и, таким образом, скважина имеет больше одной точки пересечения с продуктивным горизонтом или, как вариант, дополнительные стволы пробурены на разные горизонты, то это многоствольная скважина (МСС).

Блок: 4/5 | Кол-во символов: 2395
Источник: https://vseonefti.ru/upstream/wells.html

Видео: Схема нефтяной скважины

Блок: 5/5 | Кол-во символов: 41
Источник: http://snkoil.com/press-tsentr/polezno-pochitat/osobennosti-konstruktsii-neftyanykh-skvazhin-/

Категории скважин

По своему назначению скважины подразделяются на следующие

  • поисковые;
  • разведочные;
  • эксплуатационные.

Поисковые скважины – это скважины, которые бурят с целью поиска новых залежей (месторождений) нефти и газа.

Разведочные скважины бурят на площадях с уже установленной нефтегазоносностью для уточнения запасов нефти и газа, а также для сбора и уточнения исходных данных, необходимых для составления проекта (технологической схемы) разработки месторождения.

Категории скважин в процессе геолого-разведочных работ

Древовидные скважины

10 самых длинных скважин в мире

Многоствольные скважины: развитие технологии

Международная классификация многоствольных скважин TAML

Бурение скважин в Индии (прикольные фото)

Блок: 5/5 | Кол-во символов: 808
Источник: https://vseonefti.ru/upstream/wells.html

Кол-во блоков: 14 | Общее кол-во символов: 12709
Количество использованных доноров: 4
Информация по каждому донору:
  1. https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9D%D0%B5%D1%84%D1%82%D1%8F%D0%BD%D0%B0%D1%8F_%D1%81%D0%BA%D0%B2%D0%B0%D0%B6%D0%B8%D0%BD%D0%B0: использовано 1 блоков из 6, кол-во символов 2556 (20%)
  2. https://wiki2.org/ru/%D0%9D%D0%B5%D1%84%D1%82%D1%8F%D0%BD%D0%B0%D1%8F_%D1%81%D0%BA%D0%B2%D0%B0%D0%B6%D0%B8%D0%BD%D0%B0: использовано 3 блоков из 7, кол-во символов 2026 (16%)
  3. http://snkoil.com/press-tsentr/polezno-pochitat/osobennosti-konstruktsii-neftyanykh-skvazhin-/: использовано 3 блоков из 5, кол-во символов 4073 (32%)
  4. https://vseonefti.ru/upstream/wells.html: использовано 3 блоков из 5, кол-во символов 4054 (32%)

Конструкция нефтяных и газовых скважин.

Конструкция скважины, как объекта строительства, определяется количеством, диаметром и глубиной спуска обсадных колонн, интервалами цементирования обсадных колонн (рис. 4.1).

Конструкцией скважины называют сочетание нескольких колонн обсадных труб различной длины, диаметра и толщины стенок, спущенных концентрично в скважину с зацементированными заколонными пространствами на различную высоту от забоя (см. рис. 4.1).

Оператору необходимо хорошо представлять себе конструкцию всех скважин промысла, эксплуатация которых входит в его служебные обязанности. Конструкция скважины должна обеспечивать:

 достижение скважиной проектной глубины;

 осуществление запланированных методов вскрытия продуктивного пласта и способов эксплуатации скважины;

 предупреждение осложнений в процессе бурения и эксплуатации;

 возможность проведения подземного ремонта и исследовательских работ;

 минимизацию материальных затрат на строительство скважины при сохранении оптимальных показателей надежности и производительности.

Первую колонну, спускаемую в скважину, называют направлением. Направление предохраняет от размыва промывочным раствором грунта и пород вблизи устья скважины. Спускается на глубину от нескольких метров до десятков метров.

Кондуктор – второй ряд обсадных труб – перекрывает и изолирует до глубины 400 м и более трещиноватые и кавернозные пласты, которые почти всегда встречаются в верхней части разреза скважины и осложняют бурение, если их не перекрыть. Также кондуктор перекрывает водонасыщенные пласты, содержащие питьевую воду.

Техническая или промежуточная колонна спускается и цементируется только в тех случаях, когда пласты, пройденные долотом, поглощают промывочную жидкость, обваливаются или из них поступает много жидкости или газа в скважину. Спуск и цементирование такой колонны необходимы для успешного достижения заданной глубины скважины.

Колонна обсадных труб, спущенная до забоя скважины, называется эксплуатационной. Она предназначена для крепления и разобщения 63

продуктивных горизонтов, служит герметичным каналом, внутри которого по насосно-компрессорным трубам продукция перемещается от забоя до устья скважины.

Поможем написать любую работу на аналогичную тему

Получить выполненную работу или консультацию специалиста по вашему учебному проекту

Узнать стоимость

3.8.5. Трудовая функция / КонсультантПлюс

Трудовые действия

Подготовка ствола скважины к проведению исследований

Подъем верхнего ролика и перепуск кабеля

Контроль заполнения скважины промывочной жидкостью в процесс проведения исследований

Сборка, разборка автономного комплекса для геофизических исследований скважин на бурильном инструменте

Спуск автономного комплекса в скважину и его подъем

Монтаж обвязки устья скважины перед началом работ испытателем пластов на бурильных трубах

Сборка и спуск комплекта испытателя пластов на бурильных трубах

Подъем и разборка комплекта исследовательских инструментов

Необходимые умения

Прорабатывать ствол скважины

Подводить крюкоблок для навешивания подвесного ролика, перепускать кабель с кабельной головкой при подъеме ролика

Определять величину статического уровня в скважине

Монтировать (демонтировать) автономный комплекс для геофизических исследований на бурильных трубах

Спускать автономный комплекс в скважину, осуществлять его подъем в режимах записи и отключения

Организовывать работы по монтажу обвязки устья скважины перед началом работ испытателем пластов и проводить ее испытание

Собирать комплект испытателя пластов на бурильных трубах и доставлять его к месту проведения испытаний

Извлекать комплект испытателя пластов на бурильных трубах из скважины и разбирать его

Необходимые знания

Интервалы, режимы проработки и промывки

Геометрические размеры и грузоподъемность каротажных роликов

Порядок и схемы осуществления долива скважин

Конструкция и технические характеристики аппаратурных комплексов, спускаемых на бурильном инструменте

Схема обвязки устья скважины при проведении испытаний испытателем пластов на бурильных трубах

Комплексы и компоновки испытателей пластов на трубах для работы в открытом стволе скважины

Техническая инструкция по испытанию пластов инструментами на трубах

Другие характеристики

Законодательная база Российской Федерации

Главные новости Предложить новость

10 января 2022 года

Владельцев оружия обяжут сообщать о его потере или хищении в течение суток

Владельцев оружия в России обяжут оперативно информировать подразделения Росгвардии в случае его утери или хищения – изменения в федеральный закон «Об оружии» вступят в силу 29 июня 2022 года.

Читать далее >>>

10 января 2022 года

Депутаты Госдумы предложили предусмотреть в КоАП штрафы за нарушение тишины

Депутаты Госдумы разработали законопроект о внесении поправок в КоАП, предполагающих введение штрафов за нарушение тишины и покоя.

Читать далее >>>

10 января 2022 года

Лихачей посадят на 3 года за повторные нарушения

Вступил в силу закон об уголовном наказании для водителей, неоднократно нарушавших ПДД и не имевших прав управления автомобилем.

Читать далее >>>

30 декабря 2021 года

Путин подписал закон о подаче исков и документов в суд в электронном виде

Президент России Владимир Путин подписал закон, позволяющий гражданам подавать иски и другие документы в суд в электронном виде. Документ размещен на официальном портале правовой информации.

Читать далее >>>

29 декабря 2021 года

Путин внес в Госдуму законопроект, упрощающий получение гражданства

В документе увеличен список категорий людей, которые смогут получить гражданство по упрощенной процедуре. Расширен список преступлений, которые влекут за собой прекращение гражданства России.

Читать далее >>>

23 декабря 2021 года

Госдума ввела уголовное наказание за нарушение ПДД после лишения прав

Госдума во втором и третьих чтениях приняла закон об уголовной ответственности для злостных нарушителей некоторых правил дорожного движения. Первое чтение документ прошел накануне.

Читать далее >>>

21 декабря 2021 года

В России могут ограничить наценку дилеров на новые автомобили

В Минпромторге предлагают ограничить 10% максимальную наценку официальных дилеров при продаже новых машин, сообщил агентству ТАСС источник в министерстве.

Читать далее >>> Посмотреть все новости

Базовое понимание обсадных и насосно-компрессорных труб

Просмотры сообщений: 14 542

Для строительства нефтяной скважины требуется несколько обсадных колонн для достижения запланированной глубины скважины, поэтому мы обсудим основы каждой обсадной колонны, используемой в нефтяных скважинах.

В этой статье мы рассмотрим следующие строки;

  • Корпус проводника
  • Поверхностный кожух (структурный кожух)
  • Промежуточный кожух
  • Вкладыш корпуса
  • Производственная колонна
  • Производственная труба

На рисунках ниже (рис. 1 и рис. 2) показаны общие схемы нефтяной скважины.Мы подробно рассмотрим каждую обсадную трубу/трубку на основе этих двух изображений.

Рисунок 1 – Схема обсадной колонны и НКТ без хвостовика

Рисунок 2 – Схема обсадной колонны и НКТ с хвостовиком

Корпус проводника

Обсадная колонна представляет собой первую спусковую колонну в скважине, а ее глубина составляет от 40 до 300 футов. В мягких породах или на шельфе направляющая труба забивается большим трубным молотом.В районах с твердыми породами проходка обсадной колонны невозможна, поэтому перед спуском и цементированием этой обсадной колонны необходимо пробурить скважину большего размера до посадочной глубины.

Рисунок 3 – Корпус проводника

Кожух проводника выполняет следующие функции;

  • Защита от размыва пласта на малой глубине
  • Свести к минимуму потери циркуляции в мелководных зонах
  • Обеспечение трубопровода для жидкости от долота на поверхность
  • Минимизация проблем с обрушением отверстий.Рыхлые породы (гравий) будут попадать в скважину, что приведет к проблемам с бурением.

Поверхностный кожух (структурный кожух)

В некоторых районах бурения может потребоваться дополнительная обсадная колонна между кондукторной и наземной обсадными трубами. Эта обсадная труба называется «поверхностная обсадная колонна (структурная обсадная колонна)», и обычно она спускается на глубину от 500 до 1000 футов. Эта обсадная колонна не может быть забита в скважину, поэтому перед спуском требуется пробурить скважину.

Рисунок 4 – Поверхностный кожух (структурный кожух)

Накладной кожух выполняет следующие функции;

  • Минимизация поглощения на небольшой глубине
  • Обеспечить трубопровод для жидкости
  • Обеспечение целостности ствола скважины для предотвращения обрушения скважины
  • Прикрытие слабых образований при наличии контроля над скважиной
  • Опора противовыбросового превентора (ПВО) для контроля скважины
  • Покрытие мелководных пресноводных зон от загрязнения

Промежуточный кожух

Промежуточная обсадная колонна спускается после обсадной колонны и в одной скважине может быть несколько промежуточных обсадных колонн.Бурение промежуточной секции в большинстве случаев требует более высокой плотности бурового раствора, чем нормальный градиент давления, поэтому основная функция этой обсадной трубы связана с контролем высокой плотности бурового раствора и пластового давления.

Рисунок 5 – Промежуточный кожух

Функции промежуточного кожуха перечислены ниже;

  • Защита слабых зон на небольшой глубине при бурении с большим весом бурового раствора
  • Обеспечение целостности ствола скважины для управления скважиной
  • Изолируйте некоторые пласты, которые могут вызвать проблемы при бурении, такие как потеря циркуляции, осыпание глины и т. д.
  • Опорный вес оборудования управления скважиной
  • Обеспечить трубопровод для жидкости

Вкладыш корпуса

Хвостовик обсадной колонны

широко используется в промышленности, поскольку это экономичный способ спуска обсадной колонны по всей длине необсаженного ствола без спуска всей колонны на поверхность. Футеровка обсадной колонны может быть использована в качестве промежуточной или эксплуатационной колонны. Хвостовик обсадной трубы спускают в более мелкую обсадную колонну, а перекрытие между двумя колоннами обычно составляет около 300–500 футов.

Рисунок 6 – Футеровка корпуса

Эксплуатационная колонна/лейнер

Эта обсадная колонна/хвостовик может быть установлена ​​на глубине выше, на полпути или ниже продуктивной зоны в зависимости от стратегии заканчивания. Первичные цементировочные работы очень важны для этой колонны, поскольку они влияют на добычу из скважины.

Рисунок 7 – эксплуатационная колонна

Рис. 8 – Производственный вкладыш

Ниже перечислены функции эксплуатационной колонны;

  • Изолировать продуктивную(ые) зону(ы) от других пластов
  • Защита оборудования заканчивания
  • Предусмотреть трубопровод для пластовых флюидов
  • Обеспечить кольцевой проход для газлифтной закачки
  • Сдерживание пластового давления в случае негерметичности НКТ

Эксплуатационная трубка

Эксплуатационная колонна спускается в скважину после установки эксплуатационной колонны и спуска всего оборудования для заканчивания с этой колонной в скважине.НКТ должны быть достаточно прочными, чтобы выдерживать производственную нагрузку, и в будущем они должны быть пригодны для капитального ремонта.

Рисунок 9 – Эксплуатационная труба

Ниже перечислены функции НКТ;

  • Обеспечение трубопровода для нефти, газа, воды из пласта(ов)
  • Защита эксплуатационной колонны от коррозии, износа и отложений пластовых флюидов

 Справочная книга ->   Книга по прикладным технологиям бурения, специальное предложение 

7.5: Проект заканчивания скважины | PNG 301: Введение в разработку нефти и природного газа

Заканчивание скважины — это самая нижняя часть скважины, состоящая из труб и внутрискважинного оборудования, которая обеспечивает безопасную и эффективную добычу из нефтяной или газовой скважины. Цели завершения:

  • подсоедините резервуар к НКТ;
  • обеспечивают трубопровод для жидкостей для интенсификации скважин;
  • защищают скважину от образования песка/мелкости;
  • изолировать продуктивные зоны от непродуктивных зон;
    • изолировать нефтедобывающие зоны от зон с высоким газовым фактором (газонефтяного фактора) и зон с высокой обводненностью в нефтяных пластах;
    • изолировать газодобывающие зоны от зоны с высоким GLR (отношение газа к жидкости) в газовых коллекторах;
  • обеспечивают средства для измерения изменений в условиях резервуара (давление, насыщенность, дебит) с помощью испытаний скважин, каротажных диаграмм обсаженных скважин и каротажных диаграмм.

Прежде чем мы сможем обсудить заканчивание скважин, нам необходимо обсудить источники проблем с добычей. Проблемы, которые мы далее обсудим в этом уроке, — образование песка и образование нежелательных флюидов (газа и воды из нефтяных пластов и воды из газовых пластов).

Мы уже обсуждали, что в резервуарах, состоящих из рыхлой породы-коллектора или в резервуарах с мелкими породами, существует вероятность того, что горный материал и обломки могут быть унесены вместе с добываемыми флюидами и попасть в скважину.Как я упоминал ранее, это называется Перемещение штрафов или Перемещение штрафов . Оказавшись внутри скважины, если скорость жидкости, поднимающейся вверх по скважине, меньше скорости оседания песка, то в скважине произойдет Песчаная засыпка . Песчаная засыпка – это оседание песка и мусора из резервуара, которые попали в колодец и осели на дне колодца. Это потенциально может перекрыть некоторые или все перфорационные отверстия в перфорированной скважине.Это показано на рис. 7.04 .

На этом рисунке песчаная засыпка покрыла примерно половину перфорационных отверстий и сильно ограничивает поток из резервуара. Неэффективная перфорация и ограниченный поток, показанные на Рис. 7.04 , приводят к повреждению скважины и количественно определяются как Скин-фактор в наших расчетах Производительность притока .

Если скорость флюидов превышает скорость оседания песка, то добываемый песок будет продолжать подниматься вверх и вызывать эрозию НКТ и возможное повреждение любого внутрискважинного оборудования (забойных насосов, манометров и т. д.).). Обнаружение и предотвращение образования песка упоминается как Контроль песка .

Другой потенциальной проблемой при добыче углеводородов является образование нежелательных пластовых флюидов. Как инженеры-нефтяники, мы пытаемся максимизировать извлечение и прибыль скважины для наших работодателей и ключевых заинтересованных сторон. Для этого мы заинтересованы в добыче наиболее ценного ресурса из скважины. В случае нефтяных пластов это означает добычу нефти.Хотя природный газ также добывается из нефтяных месторождений и имеет продажную стоимость, сырая нефть исторически продавалась по более высокой цене, чем природный газ. Следовательно, технологи, работающие на нефтяных пластах, сосредоточат свое внимание на добыче нефти и, по сути, во многих случаях попытаются перекрыть добычу газа.

Рисунок 7.04: Миграция мелких частиц и засыпка песком

Как мы видели на предыдущих уроках, свободный газ в пласте (либо высвободившийся растворенный газ, либо исходный свободный газ) расширяется и вытесняет нефть в добывающие скважины.Этот расширяющийся газ является причиной двух механизмов масляного вытеснения: вытеснения растворенного газа (выделенный растворенный газ) и вытеснения газовой шапки (исходный свободный газ). Со стороны пласта добыча свободного газа приводит к удалению источника пластовой энергии, доступной для добычи нефти.

Со стороны насосно-компрессорных труб добыча свободного газа может оказывать различное воздействие в зависимости от скорости добычи свободного газа, qg. При низких скоростях добавление газа облегчит колонну скважины и поможет добыче нефти.С другой стороны, чрезмерные расходы газа могут привести к более высоким потерям на трение и, в свою очередь, к высокому противодавлению в перфорационных отверстиях. Из наших обсуждений характеристик притока и закона Дарси мы увидели, что чем ниже мы можем поддерживать динамическое давление в скважине, тем больше будет депрессия и тем выше будет дебит нефти. Роль инженера-технолога состоит в том, чтобы оценить влияние добычи газа (как со стороны резервуара, так и со стороны насосно-компрессорных труб), чтобы определить, требуется ли/когда отключение газа.

Как для нефтяных, так и для газовых пластов добычи воды всегда избегают, если это экономически оправдано. Поскольку вода является более тяжелой жидкостью, чем газ или нефть, добыча воды приводит к утяжелению столба скважины и большему противодавлению в перфорационных отверстиях. Кроме того, в зависимости от химического состава пластовой воды может потребоваться ее обработка для удаления любых тяжелых металлов и утилизация. Очистка и водоотведение требуют дополнительных затрат, что снижает экономичность скважины.

Обнаружение, предотвращение, очистка и удаление воды упоминается как Контроль воды . Лучший способ борьбы с водой – перекрыть воду в водохранилище. Существуют три распространенные причины образования нежелательной жидкости. Это:

  • боковое движение флюида из газовой шапки или водоносного горизонта,
  • боковое движение жидкости от закачки газа или воды и
  • добыча газа и воды из конусной добычи.

Эти механизмы показаны на рис. 7.05 в контексте добычи воды. В Рисунок 7.05 (A) вода вытягивается из водоносного горизонта в боковом направлении за счет добычи из скважины. Движение воды из водоносного горизонта в скважину в значительной степени определяется проницаемостью различных слоев коллектора, при этом вода движется быстрее в блоках коллектора с самой высокой проницаемостью. В Рисунок 7.05 (B) вода нагнетается в резервуар. Целью этого вторичного заводнения является вытеснение нефти в добывающую скважину закачиваемой водой.В какой-то момент закачиваемая вода прорывается через в добывающую скважину, что приводит к увеличению обводненности продукции. Наконец, в Рисунок 7.05 (C) вода вытягивается вверх из нижележащего или Донового водоносного горизонта . Получение воды таким способом называется водяным конусом.

Рисунок 7.05: Общие проблемы производства воды.

(A) Эксплуатационная скважина с боковым отводом, добыча на кромке воды.
(B) Эксплуатационная скважина с боковой добычей с нагнетанием воды.
(C) Эксплуатационная скважина с конической добычей.

Каждый из этих механизмов добычи воды имеет прямой аналог с механизмом добычи газа. Эти механизмы добычи газа показаны на Рисунок 7.06 . Предотвращение образования песка и нежелательных флюидов является двумя основными критериями проектирования заканчивания скважины.

Существует много типов дополнений, однако мы остановимся на следующих:

  • и Открытый ствол или Босиком заканчивание
  • a Экран или Вкладыш завершение
    • Гильза с прорезями завершение
    • Экран Комплектация
    • Гравийный фильтр завершение
  • Обсаженные и перфорированные Комплектация

Нефтяные скважины – обзор

10.16 Хрупкость направляющей штанги

Нефтяные насосы обычно находятся на глубине нескольких тысяч футов под землей. Стальные штанги, называемые насосными штангами , которые доходят до станка насоса на поверхности, приводят их в движение. Пробуренное отверстие нефтяной скважины и труба, окаймляющая отверстие, не являются полностью прямыми. Однако насосная штанга, находясь под напряжением, пытается принять прямую линию. Это заставляет насосную штангу тереться о трубу, которая выравнивает отверстие. Со временем насосная штанга может изнашиваться или изнашиваться отверстие в трубе.Тогда вместо закачки нефти на поверхность нефть закачивается в пласты, где скважина изнашивается. Это нехорошо как с экономической, так и с экологической точки зрения.

Во избежание износа трубы на насосные штанги время от времени устанавливаются нейлоновые направляющие, подобные показанной на рис. 10.25. Нейлон изнашивается намного быстрее, чем труба, а также распределяет износ по большей площади.

Рисунок 10.25. Одна из нескольких конструкций направляющей штанги.

Предполагается, что эти направляющие для штанг устанавливаются путем размещения канавки вокруг насосной штанги и прижатия направляющей к штанге так, чтобы штанга защелкнулась в круглой центральной части направляющей для штанги.Захват стержня направляющей стержня удерживает стержень так, что направляющая стержня перемещается вместе со стержнем, когда он движется вверх и вниз. Для установки требуется большой молоток .

Мы произвели несколько тестовых установок, когда впервые опробовали новую пресс-форму, и это было вполне успешно. Направляющие стержня были еще теплыми. Проблема литья, с которой мы столкнулись, заключалась в том, что, когда пришел клиент, он провел то же самое испытание своим большим молотком и испытал детали, которые остыли за ночь. Нейлоновые направляющие стержня могли быть стеклянными.Они разлетелись на дюжину осколков. Заказчик пояснил, что направляющие для удилищ часто устанавливаются в арктических условиях. Они должны быть достаточно прочными, чтобы их можно было достать из морозильной камеры и установить в холодном состоянии.

Решением проблемы стало проваривание направляющих штока в течение нескольких часов. Это заставляло их быстро поглощать воду. После того, как они были должным образом обработаны влагой, их можно было установить в холодном состоянии с помощью 10-фунтовых саней, не сломав их.

i-справочник | Шлюмберже

Часто задаваемые вопросы

Как распечатать схемы ствола скважины? Кажется, я нигде не могу найти значок печати или меню в этой программе.

В i-Handbook нет функции печати. Однако, если вы щелкните правой кнопкой мыши на схеме ствола скважины (как и на большинстве страниц i-Handbook), вы сможете скопировать содержимое страницы. Затем вы можете «вставить» то, что вы только что скопировали, в любое приложение Windows, которое принимает изображения, например Word, WordPad, Excel и Powerpoint. Вы можете добавить свою собственную аннотацию, добавить заголовок и дату, а затем распечатать оттуда.

Как перевести справочник в метрическую систему?

Для отображения i-Handbook в метрических единицах следуйте приведенным ниже инструкциям:

  • В правом верхнем углу i-Handbook нажмите «Параметры», затем нажмите «Управление подразделениями».
  • Выберите «Метрические единицы».
  • Нажмите «Готово», а затем еще раз «Готово».

i-Handbook теперь будет отображать данные в метрических единицах.

Я получаю следующую ошибку: «Точка входа не найдена».

i-Handbook работает только в Windows 2000 и Windows XP. При запуске в Windows NT появится следующая ошибка: «Точка входа не найдена». Точка входа в процедуру AHGetSpecialFolderPathA не может быть расположена в библиотеке динамической компоновки SHELL#@.dll”

Вы можете удалить программу из окна «Установка и удаление программ» на панели управления.

Где указаны проходные диаметры НКТ и обсадной колонны?

Когда вы находитесь в секциях труб или обсадных труб, просто нажмите на маленькие значки страниц (внизу слева), чтобы отобразить дополнительные страницы. Он содержит диаметры дрейфа (Drift Dia.).

Существует ли версия i-Handbook для Palm или Pocket PC?

Нет, версия для Palm или Pocket PC недоступна.

Есть ли версия i-Handbook на русском языке? На испанском?

Нет, есть только английская версия i-Handbook.

Можно ли установить i-Handbook на разные компьютеры? Могу ли я скопировать i-Handbook и передать его друзьям?

Да, вы можете установить i-Handbook на разные компьютеры. Вы также можете скопировать и передать i-Handbook друзьям, но вам не разрешается продавать его. Однако мы рекомендуем вам получить полную версию и зарегистрироваться, чтобы получать информацию о выпуске новых версий.

Я вижу только верхнюю левую часть приложения i-Handbook.

Это проблема с демонстрационной версией i-Handbook, когда в настройках отображения используются крупные шрифты. Вы можете решить эту проблему, изменив настройки дисплея, чтобы использовать маленькие шрифты.

Почему я не могу установить i-Handbook в Windows 10?

Для установки i-Handbook вам потребуются права администратора на вашем компьютере, и вы должны будете запустить программу установки от имени администратора.Щелкните правой кнопкой мыши файл i-Handbook.exe и выберите параметр «Запуск от имени администратора».

i-Handbook был признан вредоносным при сканировании на вирусы!

Параметр установки i-Handbook по умолчанию — автоматический запуск при запуске Windows. Этот параметр требует регистрации i-Handbook в Windows для автоматического запуска программы, которую многие новые инструменты сканирования на вирусы считают вредоносной. Вы можете либо создать правило в средстве поиска вирусов, чтобы включить автоматический запуск i-Handbook.Или, в качестве альтернативы, вы можете удалить i-Handbook и установить его снова без опции автоматического запуска. Вы по-прежнему можете закрепить его на панели задач для быстрого доступа.

Заканчивание скважин — AAPG Wiki

Справочное руководство по геологии разработки
Серия Методы исследования
Часть Методы организации производства
Глава Освоение скважин
Автор Стивен А.Холдич
Ссылка Веб-страница
Магазин Магазин AAPG

Цель заканчивания скважин

Целями заканчивания скважины являются

  • Подсоедините резервуар к поверхности, чтобы жидкости можно было добывать из резервуара или закачивать в него.
  • Обеспечить трубопровод для обработки скважины
  • Изолировать продуктивный пласт от других зон
  • Защита целостности пласта, особенно в рыхлых пластах
  • Предусмотреть трубопровод для измерения изменений расхода и давления, необходимых для проведения испытания скважины.

Скважина обеспечивает единственный путь от поверхности к пласту.В значительной степени успешная добыча и истощение коллектора зависят от успешного завершения и капитального ремонта скважины. В большинстве компаний инженер-технолог проектирует и контролирует все операции по заканчиванию и капитальному ремонту.

Типы исполнения

Рисунок 1 Схема ствола скважины (а) заканчивания необсаженным стволом и (б) заканчивания хвостовиком с прорезями.

Заканчивания можно разделить на три категории: заканчивание необсаженным стволом, заканчивание хвостовиком и заканчивание перфорированной обсадной колонной .В большинстве скважин используются обычные одинарные перфорированные обсадные колонны; однако при определенных условиях может использоваться множественное, чередующееся или узкое заканчивание ствола скважины. Выбор типа заканчивания должен быть тесно скоординирован с разработкой плана управления резервуаром. Например, размер, вес и качество трубных изделий будут определяться на основе конечного использования ствола скважины. Для нагнетательной скважины может потребоваться более прочная обсадная колонна, чем для эксплуатационной.

Заканчивание необсаженных скважин

Заканчивание открытым стволом первоначально использовалось на заре нефтяной промышленности, когда большинство скважин бурили тросовыми инструментами.Обычно обсадная колонна спускалась по мере бурения скважины. Когда пласт был вскрыт и начался приток нефти и газа, бурение было остановлено, и скважина была произведена в открытом стволе. Поскольку роторные буровые установки начали бурение большинства скважин, по-прежнему было обычным заканчивать скважину с использованием заканчивания с необсаженным стволом. Если скважину нужно было стимулировать, нитроглицерин использовался для измельчения пласта вблизи ствола скважины. Рисунок 1(a) иллюстрирует типичную схему ствола скважины для заканчивания необсаженным стволом. Хотя это и не распространено в большинстве областей, заканчивание открытым стволом по-прежнему используется сегодня в определенных ситуациях, например, при заканчивании горизонтальных скважин в меловых месторождениях Остин и в девонских сланцах в Аппалачах.При типичном заканчивании открытым стволом перед бурением продуктивного интервала устанавливается обсадная колонна. Затем можно использовать неповреждающую жидкость для бурения продуктивной секции.

Одним из важных недостатков заканчивания открытым стволом является то, что эксплуатационная колонна должна быть установлена ​​до бурения и каротажа пласта. Если по какой-то геологической или инженерной причине целевой пласт непродуктивен, то деньги тратятся на установку обсадной колонны в скважине, которая может быть заглушена как сухая. Другим недостатком является отсутствие контроля, возникающее при заканчивании необсаженного ствола.Нельзя контролировать поток флюидов из пласта в ствол скважины, а также профиль нагнетания при заканчивании открытым стволом. Кроме того, если порода несостоятельна, зоны осыпания могут обрушиться в ствол скважины и ограничить поток на поверхность.

Завершение хвостовика

Рисунок 2  Схема ствола скважины (а) заканчивания с фильтром и хвостовиком и (б) заканчивания с цементным хвостовиком.

Заканчивание хвостовиком аналогично заканчиванию необсаженного ствола в том отношении, что обсадная колонна должна быть установлена ​​до начала бурения продуктивного интервала.Преимущество заканчивания хвостовиком состоит в том, что можно заменить систему бурового раствора и использовать неповреждающую жидкость для бурения продуктивного интервала. При заканчивании скважин обычно используются несколько типов хвостовиков. К ним относятся

  • Вкладыш с прорезями
  • Экран и вкладыш
  • Цементный вкладыш

Заканчивание хвостовика с прорезью похоже на заканчивание с необсаженным стволом и имеет все основные преимущества и недостатки, описанные для заканчивания с необсаженным стволом.Единственное отличие заключается в том, что в интервале необсаженного ствола подвешивается щелевой хвостовик для минимизации осыпания пласта в ствол скважины (рис. 1б). Заканчивание с фильтром и хвостовиком аналогично заканчиванию с щелевым хвостовиком в том, что фильтр и хвостовик устанавливаются в секции ствола скважины с необсаженным стволом. Разница в том, что за экраном иногда помещают гравий (рис. 2а). Преимущества и недостатки те же, что и при заканчивании открытым стволом. Заканчивание с фильтром и хвостовиком используется в основном в рыхлых пластах для предотвращения перемещения материалов пласта в ствол скважины, ограничивая приток пластовых флюидов.

Заканчивание цементируемым хвостовиком используется, когда промежуточная обсадная колонна устанавливается в скважине до достижения полной глубины (Рисунок 2b). Во многих случаях промежуточная обсадная труба используется для изоляции зон за трубой, таких как интервалы низкого давления, которые имеют тенденцию вызывать проблемы с поглощением, или для изоляции зон, таких как осыпание сланцев или соляных пластов. Промежуточная колонна также устанавливается в переходных зонах между интервалами нормального давления и интервалами геобарического давления. После установки обсадной колонны можно изменить вес или химический состав бурового раствора, чтобы продолжить бурение скважины.Заканчивание цементируемым хвостовиком выгодно, потому что определенные интервалы позади хвостовика могут быть избирательно перфорированы. Такой выбор позволит контролировать как добычу, так и закачку флюидов в этих интервалах. Основным недостатком цементируемого хвостовика является сложность получения качественного первичного цементного раствора поперек хвостовика. Если получается хорошее цементирование, то заканчивание с цементным хвостовиком очень похоже на заканчивание с перфорированной обсадной колонной.

Окончание перфорированной обсадной колонны

Рисунок 3  Схема ствола скважины (а) с перфорированным заканчиванием и (б) с одним заканчиванием внутри перфорированной обсадной колонны.

Заканчивание перфорированной обсадной колонной, показанное на рис. 3а, является наиболее часто используемым методом заканчивания в настоящее время. Основным преимуществом данного типа заканчивания является то, что скважину можно пробурить и провести каротаж до полной глубины до спуска и цементирования эксплуатационной колонны. Получив керны и каротажные диаграммы потенциально продуктивного интервала, можно оценить экономическую ценность этого ствола скважины до выделения средств на завершение скважины. Еще одним преимуществом заканчивания с перфорированной обсадной колонной является то, что легче получить хорошее цементирование по сравнению с заканчиванием с хвостовиком.Если первичное цементирование выполнено надлежащим образом, можно выборочно производить добычу из пласта и закачивать его в пласт, а также изолировать интервалы по мере необходимости. Добыча рыхлого пласта может быть осуществлена ​​путем выполнения внутренней гравийной набивки. Наконец, заканчивание с перфорированной обсадной колонной вполне адаптируется к множественному и чередующемуся заканчиванию.

Одинарное завершение

После того, как было принято решение о заканчивании скважины с использованием заканчивания с необсаженным стволом, хвостовика или заканчивания с перфорированной обсадной колонной, необходимо принять решение о том, сколько различных интервалов будет добыто.Наиболее распространенным методом является одиночное заканчивание, при котором единовременно разрабатывается только один интервал (рис. 3b). Однократное заканчивание является простым и приводит к меньшему количеству эксплуатационных проблем и меньшим затратам, чем многократное заканчивание. Одиночное заканчивание распространено на суше, где резервуары либо неглубокие, либо очень глубокие. Если формация очень неглубокая, то затраты на бурение минимальны и обычно лучше всего проводить одиночное заканчивание. В очень глубоких скважинах предпочтительнее одиночное заканчивание из-за сложности и затрат, связанных с двойным или тройным заканчиванием в пластах глубиной более 10 000 футов3048 м.

Несколько завершений

  • Рис. 4 Схема ствола скважины (а) с двойным заканчиванием с обсадной колонной и насосно-компрессорной трубой и (б) с двумя пакерами и двумя колоннами насосно-компрессорных труб.

  • Рисунок 5  Схема ствола скважины при обычном тройном заканчивании.

В некоторых случаях многократное заканчивание может обеспечить наилучший контроль над эксплуатацией коллектора. Множественные заканчивания включают сдвоенные НКТ-обсадные колонны, сдвоенные колонны НКТ и типичное тройное заканчивание, состоящее из трех НКТ.Рисунки 4 и 5 иллюстрируют эти множественные заканчивания.

Чем сложнее заканчивание, тем больше проблем можно ожидать как при заканчивании, так и при последующем капитальном ремонте. Множественное завершение следует рассматривать только в особых ситуациях. К таким ситуациям относятся районы, где затраты на бурение очень высоки или где площадь, выделенная для бурения скважин, имеет большую ценность. К таким районам относятся прибрежные районы, густонаселенные районы и отдаленные участки суши.

Основное преимущество множественного заканчивания заключается в том, что из одного ствола скважины можно одновременно разрабатывать два или более коллектора.Если все пойдет правильно, использование нескольких заканчиваний может быть привлекательным с экономической точки зрения; однако эксплуатационные расходы и затраты на капитальный ремонт могут быть довольно высокими. Эти эксплуатационные факторы необходимо учитывать при рассмотрении возможности нескольких заканчиваний.

Альтернативные варианты исполнения

Рисунок 6  Схема ствола скважины одиночного заканчивания с альтернативной зоной.

Альтернативные варианты завершения используются для недорогого повторного завершения. Обычно один интервал заканчивают и разрабатывают до ликвидации, а затем с помощью инструментов на кабеле нижний интервал изолируют, а верхний интервал открывают для добычи (Рисунок 6).Альтернативное заканчивание устраняет необходимость в дорогостоящем капитальном ремонте с использованием буровых установок. Возможна сдвоенная скважина с двумя чередующимися заканчиваниями; однако по мере того, как завершение становится более сложным, возникает больше проблем. Альтернативное заканчивание используется в областях, где затраты на капитальный ремонт традиционными методами могут быть довольно высокими. Альтернативное заканчивание чаще всего используется на шельфе.

Узкие отверстия для заканчивания

В некоторых коллекторах экономическая ценность запасов не оправдывает затраты на обычные методы заканчивания.Примером такого коллектора может быть ряд тонких, небольших линзовидных интервалов сухого газа. При определенных условиях резервуар может не гарантировать использование больших эксплуатационных обсадных и насосно-компрессорных труб для добычи газа. Для таких коллекторов могут быть оправданы методы заканчивания скважин малого диаметра, в которых небольшая труба, такая как 4-1/2 дюйма. или 2–7/8 дюйма. обсадной колонны, спускают и цементируют в стволе скважины. Эта небольшая обсадная труба служит в качестве НКТ и обсадной трубы для ствола скважины. Эта практика заканчивания используется для минимизации затрат на заканчивание и должна использоваться только для скважин, которые, как ожидается, будут иметь короткий срок эксплуатации и не требуют механизированной добычи.

Особые указания для добывающих и нагнетательных скважин

Метод заканчивания, применяемый к скважине, зависит от того, является ли скважина добывающей или нагнетательной. Для добывающей скважины количество различных коллекторов, которые в конечном итоге могут быть добыты, имеет большое значение. Необходимо принять решение о том, будет ли производиться однократное или многократное завершение. Следует знать о возможной необходимости проведения интенсификации притока или о возможной потребности в оборудовании для механизированной добычи для добычи флюидов из ствола скважины.Информация о елках, трубных катушках, пакерах и скважинном оборудовании, необходимом для добычи скважины, должна быть тщательно разработана и включена в программу заканчивания.

Если скважина будет нагнетательной, следует знать интервалы, которые потребуют заканчивания для закачки флюидов. Инженер должен иметь представление об ожидаемых скоростях закачки и давлении, которые повлияют на разработку программы заканчивания. Необходимо приложить дополнительные усилия для обеспечения того, чтобы программы обсадных труб, насосно-компрессорных труб, устья и цементирования были тщательно разработаны, а механическое состояние скважины во время заканчивания было превосходным.

Перфорация

Рисунок 7 Конструкция типичного кумулятивного заряда. Рис. 8 Реактивный поток, создаваемый кумулятивным зарядом.

Основной целью перфорации является обеспечение эффективного сообщения потока между стволом скважины и пластом. Для создания перфорации используется перфоратор, который «простреливает» отверстие через обсадную колонну и цемент. Отверстие называется перфорационным тоннелем и обеспечивает путь для потока флюида из резервуара в ствол скважины.

Более 90% скважин перфорированы с использованием кумулятивной перфорационной системы . Кумулятивный или реактивный заряд начали использовать на нефтяных месторождениях вскоре после Второй мировой войны. Пробивной кумулятивный заряд является производным от заряда, используемого для создания базуки. Кумулятивный заряд по существу заменил пулевое ружье, которое до Второй мировой войны было основным перфоратором.

На рис. 7 показаны компоненты кумулятивного заряда. Основной характеристикой кумулятивного заряда является конусообразная полость.Для взрыва кумулятивного заряда капсюль воспламеняет капсюль, который, в свою очередь, воспламеняет основной заряд взрывчатого вещества. Когда порох сгорает, он достигает вершины конуса. Конус схлопывается и создает струйный поток, способный проникнуть в стальную обсадную трубу, цемент и породу. На рис. 8 показано формирование струйного течения от кумулятивного заряда.

Типы оружия

Все перфораторы можно разделить на три широкие категории:

  • Пистолет одноразового использования
  • Одноразовый пистолет
  • Извлекаемая полая пушка
Пистолет одноразового использования

Одноразовое ружье — это такое ружье, в котором все части ружья ниже локатора воротника либо разрушаются во время перфорационного взрыва, либо остаются в колодце в виде обломков в крысиной норе.Одноразовые ружья используются в неглубоких колодцах и обычно стоят меньше, чем другие типы ружей. Расходные пушки позволяют использовать более крупные реактивные заряды; тем не менее, пистолеты могут повредить корпус без опоры.

Пистолет полуодноразового использования

Полуодноразовое ружье имеет металлический стержень, удерживающий кумулятивные заряды. После выстрела часть орудия распадается, часть реактивных зарядов падает на дно воронки, а металлический брусок извлекается. Полуодноразовое ружье стоит немного дороже одноразового ружья с сопоставимой плотностью выстрела.Как и пистолет одноразового использования, полуодноразовый пистолет может использовать более крупные реактивные заряды, чем пистолеты с полым носителем, и существует вероятность повреждения корпуса.

Извлекаемая полая пушка

Извлекаемое полое ружье является наиболее широко используемым ружьем, потому что оно

  • Высокая надежность
  • Механически прочный и прочный
  • Может использоваться в условиях высокой температуры и давления.
  • Не оставляет мусора в отверстии
  • Исключает повреждение корпуса
  • Обеспечивает высокую эффективность зарядки

Пистолет с полым носителем содержит все детали внутри стальной трубы, устойчивой к скважинным жидкостям.Когда ружье стреляет, большая часть мусора остается внутри трубы и поднимается на поверхность.

Размер пистолета и способ транспортировки

Перфораторы

также бывают разных размеров и могут работать с тросом или НКТ.

Пистолет для обсадных труб

Типовые пистолеты для обсадных труб имеют размеры от 3–1/8 до 5 дюймов 0,127 м.
Наружный диаметр 0,417 фута. Эти пистолеты большого диаметра должны быть спущены внутри обсадной колонны с выходом НКТ из отверстия. Обсадные пушки выгодны тем, что могут использоваться струйные заряды максимального размера, что приводит к максимальному размеру отверстия и проникновению.

Пистолет с трубным транспортером

Пистолет с насосно-компрессорной трубкой представляет собой пистолет для обсадных труб большого диаметра (от 3–1/8 до 5 дюймов), который надевается на конец НКТ. Такая компоновка позволяет использовать пистолет большого диаметра и перфорировать скважину с НКТ в стволе и установленным устьем. Из пистолета можно выстрелить, опустив стержень внутрь трубки.

Пистолет для сквозных труб

Пистолеты, которые запускаются внутри НКТ для перфорации обсадной колонны, называются пистолетами для сквозного НКТ. Типичные пистолеты для сквозных НКТ имеют диаметр от 1–3/8 до 2–3/8 дюйма.Поскольку пушки для сквозных НКТ намного меньше, чем пушки с обсадными трубами, необходимо использовать струйные заряды меньшего размера; поэтому получаемые перфорации имеют меньший диаметр и длину по сравнению с обсадным пистолетом.

Методы перфорации

  • Рисунок 9  Два метода перфорации: (а) перфорация с репрессией с помощью пистолета для обсадных труб и (б) перфорация с репрессией с помощью нагнетательного пистолета.

  • Рисунок 10  Качественное описание перфорации с использованием (а) пистолета для обсадных труб и (б) пистолета для НКТ.

Скважину можно перфорировать тремя различными способами:

  • Перебалансировка с помощью обсадного пистолета
  • Недостаточная балансировка с использованием пистолета с насосно-компрессорной трубкой
  • Дебаланс с использованием пистолета для сквозных НКТ

Когда скважина находится на репрессии , давление в стволе скважины превышает пластовое давление. После стрельбы из пушки скважинные жидкости будут поступать в перфорационные отверстия. Если используется буровой раствор, твердые частицы в буровом растворе закупоривают перфорационные отверстия; следовательно, чистые скважинные флюиды предпочтительнее при перфорации с репрессией.Напротив, когда давление в стволе скважины меньше пластового давления, ситуация называется перфорацией на депрессии . Для перфорации на депрессии следует использовать либо НКТ-пистолет, либо сквозной НКТ. Кроме того, устье скважины должно быть установлено, а на устье скважины должен быть испытанный давлением лубрикатор.

На рис. 9 показаны два метода: (1) перфорация на репрессии с помощью обсадной пушки и (2) перфорация на депрессии с помощью пушки для сквозной НКТ. На рис. 10 качественно показана разница в размере отверстия и проникновении в отверстие для двух методов.На выбор метода перфорации влияют глубина зоны, температура, давление, потребность в интенсификации притока и потребность в процедурах контроля пескопроявления.

См. также

Внешние ссылки

найти литературу по
Заканчивание скважин

Wells — SEG Wiki

Колодцы — это пробуренные в земле скважины, которые используются для добычи некоторых природных ресурсов из недр.Этот природный ресурс может включать воду, газ или нефть. Другое название колодца – скважина.

История

Колодцы существуют уже много столетий, но первые современные скважины были пробурены примерно в середине 1800-х годов. [1] [2] Горизонтальные скважины были внедрены как способ увеличения дебита пласта в низкопроницаемых породах и на участках с маломощными коллекторами. Он также использовался как способ предотвращения скопления нефти или воды вокруг ствола скважины во время откачки. [3] В густонаселенных городах, где вертикальное бурение невозможно, или в районах со структурными препятствиями, например, в горах, горизонтальное бурение может использоваться для доступа к ресурсу из другого места.

Ниже приводится краткая история открытия важных первых скважин и достижений в области сейсморазведки. [1] [2]

  • 1848: первая современная нефтяная скважина в Азии
  • 1858: первая нефтяная скважина пробурена в Северной Америке
  • 1859: первая нефтяная скважина пробурена в США
  • 1:19 физических свойств недр
  • 1936 г.: Внедрение сейсморазведки, что позволяет лучше отображать характеристики недр
  • 1980 г.: Первая горизонтальная скважина, прокладывающая путь для нетрадиционных месторождений
  • 1990 г.: Количество горизонтальных скважин становится более заметным , достигнув почти 1200 скважин
  • 1990-е: Внедрение 3D-сейсморазведки и данных ускоряет разведку и повышает уверенность в выявлении ловушек

Типы

Скважины можно разделить на различные категории в зависимости от их конструктивной геометрии или полезности.Расчетная геометрия относится к способу бурения скважины. Полезность относится к назначению колодца.

Геометрия дизайна

При планировании конструкции скважины важно учитывать структуру целевого интервала. Он плоский или высокий? Есть ли подъем газа вверх по падению, который можно пропустить при вертикальной скважине? Базовые знания о вертикальной и горизонтальной проницаемости целевого интервала также будут полезны при определении наиболее эффективной схемы добычи нефти. [3]

Вертикальные скважины бурятся таким образом, что ствол скважины перпендикулярен локально-горизонтальной плоскости залегания.Часто трудно контролировать прямолинейность скважины. Направленное бурение с использованием технологии вращательного управляемого бурения, системы, которая ищет и поддерживает вертикальное падение, может помочь направить положение скважины. Важно держать скважину прямо, чтобы минимизировать затраты на разведку и добычу, а инструменты и обсадную трубу можно было легко сбросить в скважину. [4] Вертикальные скважины наиболее распространены при традиционной добыче нефти и газа.

Горизонтальные скважины используют наклонно-направленное бурение, чтобы бурить параллельно границам целевого интервала.Для горизонтального бурения три важных элемента оборудования включают в себя изогнутые корпуса для создания искривления скважины, регулируемый забойный стабилизатор для поддержания надлежащего наклона в прямых и искривленных участках ствола скважины и стабилизаторы для предотвращения застревания бурового долота. Комбинация бурового долота и вращения бурильной колонны определяет, будет ли путь прямым или изогнутым. [3] Горизонтальные скважины распространены в районах нетрадиционного бурения нефтяных скважин, где нефть можно добывать непосредственно из нефтематеринских пород.Они дороже и труднее бурить, чем вертикальные скважины. Однако для областей, где целевой резервуар тонкий, имеет естественные вертикальные трещины или содержит латеральные неоднородности, которые могут блокировать поток жидкости, горизонтальные скважины могут быть более эффективными для добычи нефти, чем вертикальные скважины. [3] [5]

Утилита

Файл:Подводная скважина обсадная труба.png Схематическая диаграмма подводной скважины, показывающая стальную и цементную обсадные трубы. По мере бурения скважины диаметр и толщина обсадной трубы уменьшаются.Кредит: Маккигг.

Утилизация колодцев классифицируется по степени риска. Чем выше неопределенность наличия коллектора, тем выше риск. Риск определяется тем, доказан ли конкретный коллектор в интересующей области.

  • Разведочные скважины используются для сбора данных в новой области. Разведочные скважины сопряжены с более высоким риском, потому что они ищут неосвоенные участки на наличие нефти и газа.
  • Скважины Wildcat — тип разведочной скважины, о геологии которой мало что известно.Они бурятся в недоказанных районах, где ранее бурение не проводилось.
  • Разведочные скважины бурятся на участках, которые разведочные скважины уже определили как доказанные резервуары. Эксплуатационные скважины имеют меньший риск, поскольку известно, что в этом месте существуют углеводороды. Их основная цель заключается в добыче углеводородов из недр. [6]

В разведке нефти и газа

Скважины используются для получения данных о недрах.Каротажные инструменты могут использовать одномерные скважины различной глубины для записи измерений во время или после процесса бурения. Эти измерения могут помочь определить свойства коллектора и нанести на карту важные горизонты вдали от ствола скважины.

Определение геологических свойств

Ну и пример сейсмической привязки, демонстрирующий корреляцию между сейсмическими данными во времени и каротажными данными по глубине. Записи, показанные слева направо, представляют собой скорость продольных волн, плотность, акустический импеданс, удельное сопротивление и гамма-лучи.В ближнем углу (вблизи скважины) коэффициент корреляции между синтетической сейсмограммой и сейсмическими данными составляет 63 %. [7]

Во время или после бурения скважины можно выполнить несколько замеров подповерхностного слоя с помощью каротажных инструментов, которые вставляются в ствол скважины. Эти каротажные диаграммы фиксируют изменения измерений с глубиной. Существуют инструменты каротажа для сбора ряда физических свойств, таких как пористость, плотность и удельное сопротивление подповерхностных слоев. Например, гамма-каротаж (GR) измеряет радиоактивность пласта, чтобы определить приблизительный объем сланца.Акустические журналы регистрируют скорость звуковых волн, проходящих через горные породы, что может помочь в расчете пористости и плотности. Каротажи удельного сопротивления используют реакцию на электричество для определения типов флюидов, присутствующих в горных породах. [8] Диаметр скважины можно измерить штангенциркулем; это полезно для анализа ошибок других скважинных данных. Всплеск данных может совпадать с точкой обсадной трубы в скважине.

Вершины пластов важных интервальных слоев могут быть зарегистрированы с использованием данных о выбуренной породе и биостратиграфических (ископаемых) данных, которые извлекаются из боковой стенки ствола скважины во время бурения скважины.Инструменты измерения LWD (каротажа во время бурения) подключаются к бурильной колонне, что позволяет собирать данные в режиме реального времени во время бурения. [8]

Картирование недр

После бурения скважины и выполнения измерений можно создать привязку скважины к сейсмическим данным на основе данных каротажа плотности и скорости. Умножение скорости и плотности дает акустический импеданс. Изменения акустического импеданса между двумя вышележащими слоями дают коэффициент отражения. Эти данные предоставляют информацию о свойствах породы.Привязывая скважину к сейсмическим данным, можно провести корреляцию между физическими свойствами, полученными из данных каротажа скважины, и структурами в сейсмических данных посредством синтетической сейсмограммы. Публикуя синтетическую сейсмограмму, содержащую отношение времени к глубине, данные одномерного каротажа глубины можно сопоставить с двусторонними сейсмическими данными во времени. [7] Сильная корреляция между синтетической сейсмограммой и сейсмическим разрезом обеспечивает более высокую доверительную связь.

После размещения синтетической сейсмограммы и кровли скважины на сейсмических данных скважина может выступать в качестве контрольной точки при картировании целевого пласта.Для этой одной координаты известны граничные глубины подповерхностного слоя и физические свойства пород. Использование нескольких скважин в районе с несколькими синтетическими сейсмограммами и кровлями пластов обеспечит более достоверное картирование недр.

Ссылки

[9]
[10]
[11]

Внешние ссылки

  • 1,0 1,1 Геология долины Сан-Хоакин, 2017 г., История нефтяной промышленности, http://www.sjvgeology.org/sjvgeology/history/index.html, по состоянию на 27 октября 2017 г.
  • 2.0 2.1 Тоттен, Джордж Э., 2007 г., Хронология основных моментов из истории Комитета ASTM D02 и нефтяной промышленности, https://www.astm.org/COMMIT/D02/1980_2004.html, по состоянию на 27 октября 2017 г.
  • 3,0 3,1 3,2 3,3 Берджесс, Т. и др., 1991, Горизонтальное бурение достигает зрелости. Обзор нефтяного месторождения 2 (3): 22-23, http://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/ors90/jul90/4_drilling.pdf, по состоянию на 28 ноября 2017 г.
  • ↑ Бруско Г., Льюис П. и М. Уильямс, 2004 г., Бурение прямо вниз: Обзор нефтяного месторождения 16 (3): 14–17, https://www.slb.com/~/media/Files/ resources/oilfield_review/ors04/aut04/02_drilling_straight_down.pdf, по состоянию на 28 октября 2017 г.
  • ↑ 1996, Обзор оценки скважин на Ближнем Востоке: Горизонтальные основные моменты: Обзор резервуаров Ближнего Востока и Азии, 16, 7-25, http://www.slb.com/resources/publications/mearr/mewr16.aspx, по состоянию на 27 октября 2017 г.
  • ↑ Райт, Шарлотта Дж. и Ребекка А. Галлун, 2008 г., Основы учета нефти и газа, электронная книга.
  • 7,0 7,1 Чжоу, Хуа-Вэй, 2014, Практический анализ сейсмических данных: Издательство Кембриджского университета.
  • 8.0 8.1 Rigzone, 2017 г., Как работает каротаж?, http://www.rigzone.com/training/insight.asp?insight_id=298, по состоянию на 28 октября 2017 г.
  • ↑ Уэйли, Дж., 2017, Нефть в сердце Южной Америки, https://www.geoexpro.com/articles/2017/10/oil-in-the-heart-of-south-america], по состоянию на ноябрь. 15, 2021.
  • ↑ Винс, Ф., 1995, Фанерозойская тектоника и отложения в бассейне Чако, Парагвай. Его углеводородный потенциал: Geoconsultores, 2–27, по состоянию на 15 ноября 2021 г.; https://www.researchgate.net/publication/281348744_Phanerozoic_tectonics_and_sedimentation_in_the_Chaco_Basin_of_Paraguay_with_comments_on_углеводородный_потенциал
  • ↑ Альфредо, Карлос и Клебш Кун.«Геологическая эволюция Парагвайского Чако». Дом ТТУ DSpace. Техасский технический университет, 1 августа 1991 г. https://ttu-ir.tdl.org/handle/2346/9214?show=full.
  • Заканчивание скважины – определение и процесс

    Оптимизация заканчивания скважины – это анализ данных заканчивания с целью повышения продуктивности скважины при одновременном снижении стоимости скважины. Как указывалось выше, ключом к рентабельности разведки и добычи в малопроницаемых нефтяных и газовых скважинах является операционная эффективность, позволяющая делать больше за меньшие деньги. В то время как некоторые компании, занимающиеся разведкой и добычей, ищут фиксированную кулинарную книгу для конкретной геологии, области или бассейна, наиболее эффективные операторы постоянно изучают внутренние и внешние данные, чтобы открывать новые и лучшие методы.

    При типичной стоимости горизонтальной скважины на суше от 6 до 9 миллионов долларов большинство компаний не желают тестировать значительные изменения в своих процессах, вместо этого они предпочитают внедрять пошаговые усовершенствования. В то же время они узнают от других, что сработало в аналогичных геологических условиях. Комбинация различных пошаговых улучшений привела к очень впечатляющему кумулятивному повышению эффективности.

    Оптимизация заканчивания скважины — это процесс, управляемый данными, для которого требуется следующее:

    1. Качество данных
    2. Глубина данных
    3. Широта данных и изменчивость

    Качество данных: здесь применима старая пословица «мусор на входе, мусор на выходе».Если ваши данные неверны, ваши результаты будут неверными. Программные инструменты, внутренние процессы и надежный контроль качества данных необходимы для того, чтобы вы могли начать с высококачественных данных.

    Глубина данных: По сути, это относится к тому, сколько данных вы собираете. Вы захотите смешать эксплуатационные данные (например, давление) с данными о материалах (типы и количество проппанта), данными о деятельности (процессы, используемые в скважине), результатами добычи, информацией о затратах, данными инклинометрии и различными ключевыми показателями, полученными из этих данных. .Все это можно использовать в сценариях «что, если», визуализации данных и информационных панелях, а также машинном обучении для оптимизации.

    Широта данных и изменчивость: Широта данных относится к наличию большого количества лунок в вашей системе. Чем больше у вас лунок, тем более статистически значимы результаты. Вам также нужна изменчивость между скважинами. Если все лунки одинаковы, вы можете иметь 1000 лунок в системе и ничего не узнать. Однако высокая степень изменчивости между скважинами позволяет узнать, какие факторы улучшают результаты скважин.Это аналогично благоприятному приспособлению в эволюции. Если ничего не меняется, невозможно узнать, как изменения могут повлиять на результаты, поэтому оптимизации нет.

    Изменчивость или разнообразие данных имеет решающее значение для оптимизации заканчивания топливной скважины. Однако эти данные также должны быть качественными и иметь достаточную глубину. Общедоступные данные могут помочь с широтой охвата, включая данные о многих скважинах, но они совершенно неадекватны с точки зрения глубины данных. Общедоступные данные также могут пострадать от преднамеренного запутывания операторами в своих отчетах.Например, скважины могут иметь несколько боковых стволов, боковых стволов и т. д., но это не определяется в данных. Это может привести к ошибочным представлениям. Ошибочные результаты более проблематичны, чем отсутствие результатов вообще, поскольку они направляют вас в неправильном направлении. Мы считаем, что единственное решение для получения данных, которое предлагает качество, глубину, широту и вариативность, — это отношения обмена данными.

    .

    Добавить комментарий

    Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *