Цсго в бурении расшифровка


Словарь терминов по бурению, геофизике и ГТИ

Б

Бурение скважины

Процесс искусственного образования в массиве выработки небольшого круглого сечения (скважины).

Процесс бурения скважины заключается в последовательном разрушении поверхности забоя скважины и извлечения продуктов разрушения на поверхность.

Бурение скважины - сложный технологический процесс строительства ствола буровых скважин, состоящий из следующих основных операций:

  • углубление скважины посредством разрушения горных пород буровым инструментом;
  • удаление выбуренной породы из скважины;
  • крепление ствола скважины в процессе ее углубления обсадными колоннами;
  • проведение комплекса геолого-геофизических работ по исследованию горных пород и выявлению продуктивных горизонтов;
  • спуск на проектную глубину и цементирование последней (эксплуатационной) колонны.

Выделяют 4 категории бурения скважины в зависимости от их глубин:

  • мелкое бурение- до 1500 м;
  • бурение на средние глубины - до 4500 м;
  • глубокое бурение - до 6000 м;
  • сверхглубокое бурение - глубже 6000 м.

По характеру разрушения горных пород различают механические и немеханические способы бурения. 

Механические способы бурения:

  • вращательные (роторное, турбинное, реактивно-турбинное, с использованием электробура и винтовых забойных двигателей) - горная порода разрушается в результате вращения прижатого к забою породоразрушающего инструмента (бурового долота);
  • ударные 
    • ударно-поворотное - удары по забою производятся периодически поворачивающимся буровым инструментом;
    • ударно-вращательное - удары наносятся по непрерывно вращающемуся буровому инструменту;
    • вращательно-ударное - буровой инструмент находится под большой осевой нагрузкой в постоянном контакте с забоем скважины и разрушает горную породу в результате вращения и периодически наносимых по инструменту ударов.

Немеханические способы бурения (разрушение горной породы происходит без непосредственного контакта ее с инструментом):

  • термические (огнеструйное, плазменное, лазерное)
  • взрывные
  • электрические (электроимпульсное, электрогидравлическое, электромагнитное)
  • ультразвуковое и т.д.

Немеханические способы при бурении скважины на нефть и газ пока не нашли широкого промышленного применения.

В качестве породоразрушающего инструмента при бурении скважины на нефть и газ используются буровые долота.

В процессе бурения мелких скважин выбуренную породу поднимают с забоя при помощи желонок (периодический процесс) или используя шнеки, витые штанги, циркуляцию газа, жидкости, раствора (непрерывный процесс).

При глубоком бурении на нефть и газ забой скважин обычно очищается от выбуренной породы потоком непрерывно циркулирующей промывочной жидкости (бурового раствора); реже производится продувка забоя газообразным рабочим агентом.

В процессе бурения ствол скважины отклоняется от вертикали, что является следствием геологических условий (угол залегания пластов, твердые включения, тектонические нарушения и др.), а также технических и технологических причин (плохая центровка вышки, перекос в бурильной колонне, большая осевая нагрузка и др.). Искривление ствола скважины происходит при любом способе бурения. Современный уровень техники позволяет бурить вертикальные скважины с углом отклонения ствола от вертикали не более 2-3°.

При разведке и эксплуатации залежей нефти и газа, которые находятся под участками, недоступными для установки бурового оборудования, а также для лучшего вскрытия залежи и в ряде других случаев используется искусственное искривление ствола скважины в заданном направлении (наклонное бурение: наклонно-направленное, кустовое, многозабойное, двухствольное).

Г

Геофизика промысловая

Совокупность геофизических методов исследования и некоторых операций в скважинах, бурящихся с целью поиска и разведки месторождений нефти и газа.

Геофизика промысловая включает в себя:

  1. различные методы каротажа;
  2. методы контроля технического состояния скважины;
  3. методы геофизические контроля разработки месторождений нефти и газа.

К геофизике промысловой также относятся и некоторые операции в скважинах:

    • перфорация;
    • торпедирование;
    • некоторые методы отбора образцов;
    • методы опробования пластов;
    • измерения дифференциальным манометром;
    • регистрация параметров бурения и т.п.

Исследования методами геофизики промысловой являются неотъемлемой частью процесса проходки скважины.

ГТИ

Геолого-технологические исследования скважины в процессе бурения, одно из направлений промысловой геофизики.

Цель ГТИ - 

  • оперативное изучение геологического строения разреза скважины, 
  • выявление и оценка продуктивных пластов, 
  • повышение качества проводки и сокращение цикла строительства скважины на основе получаемой в процессе бурения геолого-геохимической, геофизической и технологической информации.

ГТИ в процессе бурения, в отличие от традиционных геофизических исследований скважин, проводятся непосредственно в процессе бурения скважины, без простоя буровой бригады и бурового оборудования.

Область применения ГТИ - исследование поисковых, разведочных, эксплуатационных, опорно-параметрических и опорно-технологических скважин.

Решаемые задачи:

  • геологические
    • литолого-стратиграфическое расчленение разреза;
    • выделение коллекторов и оценка их свойств;
    • выявление в разрезе нефтегазоносных или перспективных пластов и предварительная оценка их продуктивности;
  • технологические
    • предупреждение аварий и осложнений в процессе бурения;
    • оптимизация режимных параметров бурения и отработки долот;
    • расчет давлений в скважине и оценка пластовых, поровых давлений.

Партия ГТИ осуществляет:

  • сбор, анализ и обработку информации о шламе, керне, параметрах бурового раствора и режиме бурения - непрерывно в процессе бурения;
  • оперативную предварительную обработку геофизической и гидродинамической информации о продуктивных или перспективных объектах;
  • выдачу буровой бригаде, геологической и технологической службам буровых предприятий рекомендаций, необходимых для оперативного выявления перспективных на нефть и газ объектов и оптимальной проводки скважин в сложных горно-геологических условиях.

Эффективная работа партий ГТИ возможна лишь на основе применения рациональной технологии сбора, подготовки и обработки информации, четкого взаимодействия с буровой бригадой, буровым и геофизическим предприятием.

Полученная геолого-технологическая информация также используется при проектировании строительства очередных скважин.

Д

Дегазация

Извлечение природного газа из горных пород или пластовых вод, нефтей и подземных газов.

Спонтанная дегазация - дегазация только в результате перевода пробы (образца) из пластовых условий в атмосферные, т.е. вследствие снижения температуры и давления; в зависимости от условий может быть:

  1. - однократная (жесткая) - дегазация путем непрерывного снижения температуры и (или) давления до атмосферных значений;- ступенчатая - дегазация в случае поинтервального снижения давления и (или) температуры; каждый интервал (ступень) характеризуется своими начальными и конечными значениями давления и температуры и значением газового фактора
  2. - контактная - ступенчатая дегазация , в процессе которой порции природного газа, выделившиеся на отдельных интервалах (ступенях), не удаляются из системы и суммируются; обеспечивает более полное извлечение тяжелых газообразных УВ, чем дифференциальная (см. ниже);- дифференциальная - ступенчатая дегазация , в процессе которой порции природного газа, выделившиеся на отдельных интервалах (ступенях), удаляются из системы.

Принудительная дегазация - извлечение природных газов, сорбированных горной породой, водой, нефтью или конденсатом при атмосферных условиях, путем вакуумирования, термического, механического или химического воздействия.

И

Измерения в скважине

Проводятся с целью контроля технического состояния скважины, геофизических исследований скважин, а также контроля при эксплуатации скважин.

Осуществляются при проведении исследований в бурящихся и добывающих скважинах.

Результаты измерений используются также при комплексной интерпретации каротажных материалов.

Применяются следующие измерения:

  • термометрия — измерение температуры по стволу скважины;
  • инклинометрия — измерение зенитного угла и азимута наклона скважины;
  • кавернометрия — измерение ср. диаметра скважины;
  • профилеметрия — измерение размера и определение формы поперечного сечения скважины;
  • резистивиметрия — измерение удельного электрического сопротивления жидкости, заполняющей ствол скважины;
  • расходометрия — измерение скорости потока жидкости по стволу скважины;
  • наклонометрия — определение элементов залегания пластов по данным геофизических измерений, проведенных в одной скважине;
  • влагометрия — измерение содержания воды в жидкости, заполняющей ствол скважины.

Инклинометрия скважины

Метод контроля за пространственным положением оси скважины.

Измеряют угол отклонения оси скважины от вертикали (зенитный угол) и магнитный азимут проекции оси скважины на горизонтальную плоскость.

Для измерений применяются электрические, фотографические и гироскопические инклинометры.

Данные инклинометрии скважины используются:

  • для обеспечения бурения скважины в заданном направлении, 
  • при определении истинных глубин залегания геологических объектов, 
  • при построении карт и разрезов, когда для этих целей привлекаются каротажные и буровые материалы.

Исследования скважин

Комплекс работ на скважине, проводимых в процессе бурения и после его завершения.

Объем, детальность и последовательность операций зависят от назначения скважины.

На поисковых и разведочных скважинах проводят следующие виды исследований:

  • технические, обеспечивающие успешное бурение скважины и характеризующие состояние ее ствола и конструкцию:
    • контроль свойств промывочной жидкости;
    • механический каротаж;
    • кавернометрия;
    • измерения кривизны скважины - инклинометрия;
    • термокаротаж (термометрия);
    • проверка на герметичность обсадной колонны и др.
  • геологические, направленные на составление геологического разреза и выявление горизонтов опробования:
    • отбор шлама и керна;
    • все виды каротажа;
    • наблюдения над расходом и качеством промывочной жидкости;
    • изучение газо- и нефтепроявлений и др.
  • вскрытие и опробование пластов, намеченных для изучения.

К

Каротаж

Геофизические исследования скважины, проводимые с целью выявления в геологическом разрезе полезных ископаемых (нефти, газа, угля, различных руд и т.д.), корреляции разрезов скважин и решения др. геологических задач.

В зависимости от того, какой физический или химический параметр изучается в разрезе скважины, различают каротаж

  • механический
  • газовый
  • акустический (АК)
  • электрический (ЭК)
    • диэлектрический (ДК)
    • индукционный (ИК)
    • сопротивления (КС)
  • радиоактивный (РК)
    • гамма (ГК)
    • гамма-гамма (ГГК)
    • спектрометрический
    • нейтронный (НК)
      • нейтрон-нейтронный (ННК)
      • нейтронный активационный
      • нейтронный гамма (НГК)
      • нейтронный импульсный (ИНК)
  • потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС)
    • градиента поля самопроизвольной поляризации
  • ядерно-магнитный (ЯМК)
  • сейсмический (СК)

Обычно используется комплекс, состоящий из нескольких видов каротажа. Комплекс выбирается в зависимости от вида полезного ископаемого, на которое ведется разведка, геологического строения района, технических условий бурения и т.п.

Важной особенностью каротажа является возможность изучения физических свойств горных пород в условиях их естественного залегания.

Для проведения каротажа в скважину на специальном каротажном кабеле спускается измерительная установка, состоящая из каротажного зонда и скважинного прибора. На земной поверхности с помощью аппаратуры, входящей в комплект каротажной станции, регистрируется информация, поступающая с измерительной установки в процессе перемещения по стволу скважины. Каротажная диаграмма отображает непрерывное изменение изучаемого параметра по разрезу скважины в заданном масштабе параметра и глубины.

! Ряд авторов (В. Н. Дахнов, В. М. Добрынин и др.) считают термин «каротаж» неудачным и предлагают вместо него использовать термины «метод», «-метрия» (например, радиометрия, гамма-метод и т. д.).

Каротаж газовый

Комплекс методов изучения нефтегазоносности разреза, основанных на определении содержания и состава углеводородов в промывочной жидкости, шламе и керне.

Газовый каротаж  может проводиться как в процессе бурения, так и после него.

При газовом каротаже в процессе бурения анализируется газ, поступающий в циркулирующую промывочную жидкость из разбуриваемых пород.

При газовом каротаже после бурения, т.е. при длительных перерывах в циркуляции, анализируется газ, поступивший в промывочную жидкость из нефтегазоносных пластов в результате диффузии. После возобновления циркуляции газ при помощи специального дегазатора извлекается из промывочной жидкости и в виде газовоздушной смеси подается в газоанализатор и хроматограф, в которых проводится суммарный и компонентный УВ-анализ. Попутно выполняется люминесцентный анализ проб жидкости, керна и шлама.

Для интерпретации данных газового каротажа необходима информация о некоторых технологических параметрах процесса бурения. Поэтому одновременно с газовым каротажом проводят каротаж механический - регистрация скорости бурения, каротаж фильтрационный - определение дифференциального расхода жидкости в скважине и т. д.

Данные газового каротажа используются для выделения в разрезе скважины интервалов, перспективных на нефть и газ, и для оценки характера насыщения пластов.

Наиболее эффективен газовый каротаж при соблюдении следующих условий:

  • скорость бурения выше 3 - 4 м/ч;
  • гидростатическое давление в скважине близко к пластовому давлению;
  • обогащенность промывочной жидкости газом превышает 35 - 40 см3/л;
  • поглощение промывочной жидкости в скважине отсутствует;
  • за одно долбление в стволе скважины происходит полное обновление промывочной жидкости.

Каротаж механический

Определение времени, расходуемого на бурение единицы длины скважины.

Наиболее распространенными интервалами, для которых определяется скорость бурения, являются 0,25; 0,5 и 1 м.

Скорость бурения зависит как от технологических параметров режима бурения, типа и размера используемого долота, так и от прочностных и абразивных свойств горной породы, которые определяются ее литологией.

Это позволяет использовать каротаж механический  для расчленения разреза скважины и уточнения литологического состава пород.

Данные каротажа механического привлекаются также для интерпретации материалов газового каротажа.

Регистрация кривой каротажа механического  производится либо приборами, входящими в состав газокаротажной станции, либо станцией контроля параметров режима бурения.

Каротаж стандартный

Комплекс методов электрического каротажа, состоящий из каротажа потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС) и каротажа сопротивления потенциал- и (или) градиент-зондами стандартной для данного района длины.

Проведение стандартного каротажа диктуется необходимостью иметь во всех скважинах района сопоставимые, независимые от геометрии зондов каротажные данные. Тип и размер зондов выбирают в зависимости от геологических условий района и технических условий бурения. Стандартный зонд должен хорошо расчленять разрез скважины и давать достаточно правильное представление об удельном электрическом сопротивлении пластов.

Эти условия, как правило, противоречивые, так как мощность пластов и их удельное сопротивление изменяются в широких пределах, к тому же часть пластов имеют зону проникновения. Поэтому обычно используют два стандартных зонда: короткий потенциал-зонд, который хорошо расчленяет разрез, и градиент-зонд достаточно большой длины (обычно АО = 2,25 м) для оценки удельного сопротивления пласта.

Кривые стандартного каротажа регистрируются в масштабе глубин 1 :500. Иногда в комплекс стандартного каротажа включается радиоактивный каротаж.

Данные стандартного каротажа используются для корреляции и литологического расчленения разрезов скважин и для выделения в них коллекторов.

Коллектор

Горная порода с высокой пористостью и проницаемостью, содержащая извлекаемые количества нефти и газа.

Основными классификационными признаками коллектора являются условия фильтрации и аккумуляции в них пластовых флюидов.

По этим условиям коллекторы делятся на:

  • простые (поровые и чисто трещинные);
  • сложные (трещинно-поровые и порово-трещинные).

Чисто трещинные, трещинно-поровые и порово-трещинные коллекторы часто объединяют понятием «трещинные коллекторы», подразумевая, что фильтрация в таких коллекторы при отсутствии в них трещиноватости была бы затруднена или невозможна.

Каждый из перечисленных типов коллекторы связан с определенными типами горных пород и характеризуется своими особенностями стационарной, нестационарной и двухфазной фильтрации, а также приуроченностью пластового флюида к тому или иному типу пустотного пространства.

Кроме того, коллекторы классифицируются по проницаемости независимо от типа фильтрующих пустот. Наиболее удобно делить коллекторы на 5 классов (проницаемость, мкм2): I — более 1; II —  0,1—1; III— 0,01—0,1; IV —0,001 — 0,01; V — менее 0,001.

По рентабельности промышленной эксплуатации коллекторы делят на эффективные коллекторы и неэффективные.

Коллектор эффективный — коллектор, обладающий такими емкостными и фильтрационными свойствами, которые обеспечивают рентабельность промышленной эксплуатации месторождения в конкретных геолого-технических условиях.

По мере развития техники, а также по мере освоения данного нефтегазоносного бассейна минимальные значения промышленно-рентабельных дебитов и запасов уменьшаются. Если не принимать во внимание величину промышленных запасов УВ в коллекторе, то можно пользоваться термином коллектор эффективный, условно ограничивая его каким-либо единым для любых бассейнов значением проницаемости (например, 0,001 мкм2) или дебита (например, 3 м3/сут жидкости при депрессии па пласт 10 МПа).

Доля коллектора эффективного в составе коллекторов в разных нефтегазоносных комплексах колеблется в очень широких пределах (от первых процентов и даже долей процента до десятков процентов в зависимости oт состава коллекторов и степени их уплотнения). Как правило, с уменьшением доли коллектора эффективного в нефтегазоносном комплексе падают удельные запасы УВ.

Выделение пластов-коллекторов по данным промыслово-геофизических исследований — осуществляется по комплексу методов.

В терригенном разрезе в общем случае породы-коллекторы характеризуются следующими признаками:

    1) отрицательной аномалией на диаграммах каротажа потенциалов самопроизвольной поляризации;

    2) наличием глинистой корки, отмечаемой сужением диаметра на кривых кавернометрии;

    3) низкими показаниями гамма-каротажа;

    4) неравенством показаний потенциал- и градиент-зондов на диаграммах микрокаротажа;

    5) наличием зоны проникновения, параметры которой определяются по данным зондирования каротажного бокового;

    6) повышенными показаниями «индекса свободного флюида» на диаграммах каротажа ядерно-магнитного;

    7) повышенными значениями суммарных газопоказаний на диаграммах каротажа газового;

    8) наличием фильтрации промывочной жидкости в пласт по данным каротажа фильтрационного.

Карбонатные коллекторы с межзерновым типом пористости выделяются по тем же признакам, что и терригенные коллекторы.

Выделение карбонатных коллекторов со сложным типом пустотного пространства осуществляется путем:

    1) сопоставления значений коэффициентов пористости между собой и с критическими значениями пористости.    Например, если коэффициенты пористости, определенные по данным каротажа сопротивления (КпКС ), акустического (КпАК), нейтронного гамма- (КпНГК) и гамма-гамма-каротажа (КпГГК), выше критического значения пористости и равны между собой, то выделенный интервал является коллектором с межзерновой пористостью, если КпНГК = КпГГК > КпКС = КпАК , то в коллекторе преобладает кавернозный тип пустотного пространства, а при КпНГК = КпГГК < КпКС = КпАК - трещинный;

    2) путем графического сопоставления каротажных кривых, функционально связанных с пористостью (КС, АК, НГК, ГГК). Для этого кривые нормализуются против опорного интервала с межзерновым типом пористости, а участки расхождения кривых в зависимости от знака расхождения интерпретируются как интервалы с преобладанием либо кавернозного, либо трещинного типа пустотного пространства.

Кроме того, существуют и др. способы определения коллекторов, например способы двух растворов, «каротаж — испытание — каротаж», способ временных измерений геофизических параметров с изменением или без изменения скважинных условий и др. специальные способы.

Конструкция скважины

Система крепления ствола скважины колоннами обсадных труб, обеспечивающая достижение скважиной проектной глубины, возможность ее исследования, изоляцию проницаемых горизонтов, осуществление запроектированных режимов эксплуатации и максимальное использование пластовой энергии при добыче нефти и газа. 

Конструкция скважины характеризуется числом спущенных обсадных колонн, их размерами (наружный диаметр и длина) и местоположением интервалов цементирования пространства за колоннами. 

Для обоснования конструкции скважины используют опыт бурения па соседних площадях и результаты геологоразведочных работ.

Для крепления скважин применяются следующие типы обсадных колонн:    1) направление — для предотвращения размыва устья;    2) кондуктор — для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции горизонтов с грунтовыми водами, установки на устье противовыбросового оборудования;    3) промежуточная обсадная колонна (одна или несколько) — для предотвращения возможных осложнений при бурении более глубоких интервалов путем крепления и изоляции вышележащих пластов, несовместимых по условиям бурения с нижележащими; при бурении однотипного разреза прочных пород обсадная колонна может отсутствовать;    4) эксплуатационная колонна — для изоляции горизонтов и извлечения нефти и газа из пласта на поверхность.

Конструкция скважины называется одноколонной, если она состоит только из эксплуатационной колонны, двухколонной — при наличии одной промежуточной и эксплуатационной колонн, и т. д.

 М

Месторождение

Природное скопление полезного ископаемого, которое в количественном и качественном отношениях удовлетворяет требованиям промышленности и может быть предметом разработки.

Отдельная залежь или группа залежей, имеющих в проекции на земную поверхность полное или частичное перекрытие своих контуров нефтегазоносности.

К единому месторождению относится также группа залежей, разобщенных в плане, но контролируемых одной локальной структурой.

При указании типа месторождения на первое место ставится компонент с наименьшей величиной запасов, на второе — с наибольшей. Например, газонефтяное — преобладает нефть, нефтегазоконденсатное — преобладает газоконденсатная система и т. д.

Градации крупности месторождения:

    - в СССР до 1983 г. :

 Размер месторождений  Геол. запасы нефти, млн. т, газа, млрд. м3 
Мелкие Меньше 10
Средние 10-50
Крупные 50—100
Крупнейшие 100-500
Гигантские 500—1000
Уникальные Больше 1000

    - в СССР с 1983 г. :

 Размер месторождений   Извл. запасы нефти,  млн. т  Балансовые запасы  газа, млрд. м3
Мелкие Меньше 10 Меньше 10
Средние 10-30 10-30
Крупные 30—300 30—500
Уникальные Больше 300 Больше 500

    - в США (категории крупности):

 Категория  Извлекаемые запасы
 Нефть, млн. т   Газ, млрд. м3 
A Больше 6,75 Больше 8,2
B 3,67—6,75 4,25—8,5
C 1,35-3,67 1,7 -4,25
D 0,135-1,35 0,17-1,7
E Меньше 0,135 Меньше 0,17
F Заброшенные Заброшенные

Гигантскими считаются месторождения нефти с извл. запасами свыше 13,5 млн. т (100 млн. баррелей), газа — свыше 1,7 млрд. м3 (60 млрд. фут3).

Месторождение замыкающее — месторождение, характеризующееся предельно допустимым уровнем приведенных затрат на вовлечение данного вида полезного ископаемого в эксплуатацию. К замыкающим обычно относят мелкие и (или) малодебитные месторождения, которые необходимо вводить в эксплуатацию для обеспечения оптимального плана добычи нефти, газа или др. полезных ископаемых.

Месторождение, подготовленное к разработке —разведанное месторождение (залежь) или часть месторождения (залежи) нефти и газа называется подготовленным к разработке, если:

а) балансовые и извлекаемые запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, утверждены ГКЗ СССР /информация от 1988 г./и, кроме того, дана оценка перспективных ресурсов нефти, газа и конденсата на этом месторождении;

б) утвержденные извлекаемые запасы нефти и конденсата, балансовые запасы газа, а также содержащихся в них имеющих промышленное значение компонентов, используемые при проектировании предприятий по добыче нефти и газа, составляют не менее 80 % категории С1 и до 20 % категории С2;

в) состав и свойства нефти, газа и конденсата, содержание в них компонентов, имеющих промышленное значение, особенности разработки месторождения (залежи), дебиты нефти, газа и конденсата, гидрогеологические, геокриологические и другие природные условия изучены в степени, обеспечивающей получение исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождения нефти или проекта опытно-промышленной разработки месторождения газа;

г) в районе разведанного месторождения оценены сырьевая база строительных материалов и возможные источники хозяйственно-питьевого и технического водоснабжения, обеспечивающие удовлетворение потребностей будущих предприятий по добыче нефти и газа;

д) имеются сведения о наличии в разведочных скважинах поглощающих горизонтов, которые могут быть использованы для сброса промышленных и других сточных вод;

е) составлены рекомендации о разработке мероприятий по обеспечению предотвращения загрязнения окружающей среды.

Методы возбуждения притока в скважину

Приток жидкости (газа) в ствол скважины во всех случаях вызывается путем снижения в нем давления.Снижение давления достигается:    1) заменой промывочной жидкости чистой (технической) водой, реже нефтью;

    2) снижением уровня жидкости в стволе различными способами.

Допустимое понижение уровня (давления) определяется техническим состоянием ствола скважины, устойчивостью вскрытых пород (их сцементированностью, трещиноватостью, пластичностью) и обычно не превышает 2/3 расстояния от устья скважины до вскрытого пласта.

При отсутствии притока или при его незначительной величине проводят дополнительную промывку забоя водой, осуществляют кислотную обработку вскрытых пород, гидроразрыв, повторную перфорацию обсадной колонны или торпедирование.

Методы геофизические контроля технического состояния скважины

Составляют значительную и важную часть исследований, проводимых в бурящихся и добывающих скважинах.

К этим методам относятся:

  • термометрия — измерение температуры по стволу скважины;
  • инклинометрия — измерение зенитного угла и азимута наклона скважины;
  • кавернометрия — измерение ср. диаметра скважины;
  • профилеметрия — измерение размера и определение формы поперечного сечения скважины.

Широко используются методы контроля качества цементирования скважины, которые позволяют определять высоту подъема цемента в затрубном пространстве и оценивать качество сцепления цемента с обсадной колонной и горными породами.

Применяются и др. методы, позволяющие контролировать состояние обсадной колонны, выявлять в ней дефекты и повреждения, определять местоположение соединительных муфт, оценивать качество перфорации, находить место прихвата бурильной колонны и т. п.

В ряде случаев для контроля технического состояния скважины привлекаются методы каротажа, которые в благоприятных условиях дают возможность оценивать пластовые давления, выделять поглощающие или отдающие интервалы в разрезе скважины и т. д. В свою очередь результаты методов контроля используются при комплексной интерпретации каротажных материалов.

Методы геофизические опробования пластов

Вызов притока пластового флюида с помощью специальных аппаратов, спускаемых в скважину на каротажном кабеле или бурильных трубах, с целью определения характера насыщения испытуемого интервала.

Опробователи на кабеле снабжены управляемой с земной поверхности гидравлической системой, герметически прижимающей пробоотборник к стенке скважины, а также баллонами, в которые благодаря разнице давлений в аппарате и в пласте поступает флюид из прискважинной зоны пласта.

Отобранная проба анализируется в лаборатории на компонентный химический состав, что позволяет сделать заключение о характере насыщения пласта.

Испытатели на трубах позволяют получать больше информации, так как они дают возможность создавать большую депрессию на пласт. Эти испытатели снабженыглубинными манометром и термометром. Испытатель устанавливается в выбранном интервале, который при помощи пакерующего устройства изолируется от верхней части разреза скважины (либо от верхней и нижней — при двухпакерной системе).

Кроме определения характера насыщения испытатель позволяет оценивать пластовое давление, ср. эффективную проницаемость, дебит притока и т. п.

Методы изучения коллекторских свойств горных пород

Предназначены для определения важнейших параметров пород-коллекторов.

Выделяются три основных класса методов:

  • лабораторные:
    • физические, для определения:
      • абсолютной и открытой пористости,
      • плотности,
      • абсолютной и относительной фазовой проницаемости,
      • водо- и нефтенасыщенности,
      • остаточной водонасыщенности,
      • нефтеотдачи;
    • петрографические, для определения:
      • пористости,
      • трещинной пористости,
      • трещинной проницаемости,
      • плотности трещиноватости;
  • гидродинамические:
    • стационарная фильтрация, для определения проницаемости;
    • нестационарная фильтрация, для определения пьезопроводности (пористости, проницаемости, сжимаемости);
  • промыслово-геофизические, для определения пористости, водонасыщенности.

Лабораторные методы используются на всех этапах изучения коллекторов и основаны на исследовании в лабораторных условиях поднятого из скважин керна или собранных на обнажениях коренных пород образцов.

Полученные физическими методами данные о пористости, проницаемости, водонефтенасыщенности и остаточной водонасыщенности являются наиболее достоверными и используются при подсчете запасов месторождений и при составлении проекта их разработки.

Петрографические методы служат для ориентировочной оценки пористости, параметров микротрещиноватости; чаще всего они используются на первых этапах поисков и разведки. Получаемые с их помощью данные должны носить массовый характер с последующей статистической обработкой результатов для получения усредненных значений по всему рассматриваемому участку разреза.

Гидродинамические методы, в отличие от лабораторных,  автоматически осредняют исследуемые параметры по всей призабойной зоне скважины.

Их использование требует дополнительных данных о мощности пласта, вязкости насыщающей пласт жидкости (метод пробных откачек) или пористости пород, а также о коэффициентах сжимаемости пор и насыщающей их жидкости (методы нестационарной фильтрации). Гидродинамические методы являются необходимым элементом исследования месторождений на этапах их разведки и составления проекта разработки.

Промыслово-геофизические методы отличаются от других тем, что получаемые с их помощью данные о коллекторских свойствах пород имеют, как правило, относительный характер. Поэтому они служат в основном для сопоставления разрезов скважин и для определения границ изучаемых горизонтов.

Методы изучения осадочных горных пород петрографические

Включают способы качественного и количественного определения различных характеристик пород под поляризационным микроскопом в проходящем и отраженном свете.

Качественно оцениваются цвет пород, их структура и текстура, морфология зерен, тип цементации, наличие трещин и их минеральное выполнение, наличие органических остатков и т. п.

Количественные методы (наиболее разработанные и широко применяемые при изучении нефтегазоносных отложений):

  1. Подсчеты гранулометрического состава обломочных пород, проводимые с помощью окуляр-микрометра.

Обычно измеряют размеры 50— 100 зерен, причем либо только по одной из осей зерна (длинной или короткой), либо по двум. Разрабатываются приемы, позволяющие переходить от ситовой гранулометрии к гранулометрии по шлифам, что особенно важно при изучении уплотненных пород, в которых искусственная дезинтеграция искажает размеры зерен.

  1. Подсчеты вещественного состава обломочных пород, проводимые либо по линии (учитываются компоненты породы, пересекаемые крестом нитей), либо по площади (учитываются все компоненты шлифа породы, попадающие в поле зрения).

Подсчитывают обломочные зерна и компоненты цемента. Из обломочных зерен обычно фиксируют кварц, калиевые полевые шпаты, кислые и средние (4-основиые) плагиоклазы, обломки кремнистых, глинистых, кислых и средних эффузивных и карбонатных пород, слюды и пр. Наиболее информативны подсчеты в хорошо сортированных песчаных породах.

  1. Подсчеты вещественного состава карбонатных пород, проводимые аналогичным способом, но обычно с применением красителей, позволяющих прежде всего отличать кальцит от доломита.

  2. Измерение степени уплотнения обломочных пород, опирающееся на определение числа контактов данного обломочного зерна с другими обломочными зернами, а из этих контактов — число контактов разных типов (касательных, линейных, выпукло-вогнутых и пр.).

  3. Измерение интенсивности вторичных изменений пород, таких как степень каолинизации обломочных пород, доломитизации известняков и пр.

  4. Количественное изучение структуры порового пространства пород, включающее подсчеты суммарной пористости, долей пор разного размера и формы и т. п.

Эти подсчеты часто осуществляют после предварительного насыщения пор органическими красителями.

  1. Определение параметров трещиноватости (плотности трещин, их раскрытости, доли минерализованных трещин и т. п.).

Все перечисленные подсчеты важны для характеристики обломочных и карбонатных коллекторов.

Методы интенсификации нефтедобычи

Мероприятия, направленные на увеличение нефтеотдачи пласта посредством:

а) динамического вытеснения нефти (создания «поршневого эффекта»);

б) воздействия на физико-химические свойства пластового флюида;

в) воздействия на физические свойства пласта.

Вытеснение нефти может осуществляться:

    1) закачкой воды в пласт (заводнение). Применяются:

  • заводнение законтурное (для залежей с небольшими площадями нефтеносности при достаточной гидродинамической связи законтурной и нефтеносной частей пласта);
  • заводнение внутриконтурное (для залежей с большими площадями нефтеносности при отсутствии или затрудненности гидродинамической связи законтурных и внутриконтурных частей пласта).

Нефтеотдача при заводнении достигает 60—70 %.

    2) закачкой газа (природного или воздуха) либо в повышенную часть пласта — при его высокой проницаемости и углах падения более 10°, либо по всей его площади — при низкой проницаемости коллекторов и углах падения менее 10°.

        Нефтеотдача при закачке газа увеличивается на 5—25 %.

Воздействие на нефть в пластовых условиях направлено на снижение ее вязкости и поверхностного натяжения, на повышение ее фазовой проницаемости.

Достигается это закачкой в пласт поверхностно-активных веществ (ПАВ), карбонизированной воды или углекислоты, сухого и метанного газа при высоком давлении, жирного и сжиженного газа (приводит к растворению нефти газом), мицеллярных растворов (нефтяного сульфоната, полимеров), органических растворителей (тяжелых спиртов, газового бензина) и т. д.

Нефтеотдача возрастает на 50—70 %.

Закачка в пласт пара и горячей воды увеличивает нефтеотдачу на 15—25 %.

Применяется также создание очага горения в пласте, при котором достигается почти полное извлечение нефти (75—90 %) в результате роста давления в пласте при резком увеличении в нем объема газа, образовании пара и т. д.

Воздействие на физико-химические свойства пластовой воды различными загустителями (жидкое стекло, смолы, полиакриамиды и пр.), водогазовыми смесями и пенами приводит к стабилизации процесса вытеснения нефти водой и к уменьшению объема попутно добываемой воды вследствие снижения ее фазовой проницаемости.

Нефтеотдачу при этом удается увеличить на 20 % и более.

Улучшение физических параметров пластов достигается либо закачкой в них карбонизированной воды, углекислоты, щелочей, серной кислоты, либо подземными взрывами большой мощности; при этом создаются новые трещины и расширяются старые.

Бактериальные методы интенсификации заключаются во введении в пласт через нагнетательные скважины углеводородокисляющих и газообразующих микроорганизмов и питательных субстратов для них, а также в активизации естественных аэробных и анаэробных биоценозов бактерий.

Наиболее активными являются газообразующие бактерии из рода Clostridium, которые на дешевых питательных субстратах (озерные илы) образуют значительные количества СН4, СО2, Н2, N2, снижающие вязкость и повышающие подвижность нефти в коллекторе.

В результате жизнедеятельности микроорганизмов возможно увеличение пористости пород, уменьшение поверхностного натяжения нефти.

Методы бактериального воздействия наиболее эффективны в условиях истощенных месторождений, приуроченных к песчаным и известняковым коллекторам с проницаемостью более 0,1 мкм2.

Методы исследования пластов гидродинамические

Комплекс методов определения коллекторских свойств пластов — коллекторов нефти и газа по данным об изменениях давления и дебита в скважинах при различных режимах их эксплуатации.

В отличие от лабораторных методов изучения коллекторских свойств единичных образцов пород, эти методы позволяют оценить интегральные характеристики либо призабойной зоны скважины (исследование единичных скважин), либо достаточно больших участков пластов (исследование взаимодействия скважин).

Методы делятся на две группы:

1) основанные на закономерностях установившейся фильтрации -

например, метод построения индикаторных кривых (метод пробных откачек, или метод установившихся притоков). С его помощью по данным о зависимости дебита скважины от разности между пластовым и забойным давлениями можно определить проницаемость призабойной зоны по формуле Дюпюи. 

2) основанные на закономерностях неустановившейся фильтрации -

осуществляют обработку данных об изменении давления в скважине при изменении режима работы этой скважины (метод восстановления давления) либо соседней (метод взаимодействия скважин). С помощью этих методов может быть определен коэффициент пьезопроводности.

Методы контроля качества цементирования скважины

Служат для определения высоты подъема цемента за обсадной колонной и для оценки качества изоляции пластов друг от друга.

Применяются:

основан на регистрации изменений температуры при экзотермической реакции в процессе затвердевания цементного раствора. По изменениям температуры определяются высота подъема цемента и наличие его в затрубном пространстве; (см. термометрия )

основан на измерении затухания продольной упругой волны, распространяющейся по обсадной колонне, цементу и породе.

Регистрируют амплитуды продольной волны в колонне Ак и в породе Ап и время распространения продольной волны в породе. При хорошей связи цемента с колонной и породой наблюдаются минимальные амплитуды и максимальное затухание сигнала. При отсутствии цемента за колонной наблюдается обратная картина. Средними значениями отмечаются участки с частичным заполнением либо с недостаточно прочным сцеплением цемента с породой и колонной;

Разница в плотности затвердевшего цемента и контактирующей с ним жидкости (пластовой или промывочной) позволяет использовать гамма-гамма-каротаж.

Регистрируют одновременно несколькими детекторами, расположенными по периметру прибора, интенсивность рассеянного гамма-излучения. Совпадение всех кривых указывает на качественное цементирование.

Причинами расхождения кривых и смещения их относительно друг друга могут быть: эксцентриситет обсадной колонны, несплошная или односторонняя заливка, отсутствие цемента за колонной. Каждая из причин характеризуется определенным вариантом расхождения и смещения кривых гамма-гамма-каротажа.

Методы разведки геофизические

Обобщенное название методов исследования геологического строения Земли, основанных на изучении распределения естественных или искусственно создаваемых физических полей: гравитационного, магнитного, сейсмического, электрического, электромагнитного, радиоактивного, теплового.

Использование методов разведки геофизических для решения геологических задач базируется на эффекте отображения вертикальной и латеральной изменчивости физических свойств горных пород в геофизических полях.

Возможности методов разведки геофизических при изучении того или иного геологического объекта определяются контрастностью изменения его физических свойств относительно вмещающей среды, размерами и формой объекта, а также разрешающей способностью и глубинностью метода.

Различают полевые и промысловые (скважинные) методы, соответственно геофизику полевую и геофизику промысловую.

Методы увеличения притока жидкости из скважины

Комплекс мероприятий, направленных на увеличение проницаемости пласта-коллектора в призабойной зоне скважины.

Кислотная обработка пласта (КОП)—закачка в призабойную зону карбонатных и терригенных с карбонатным цементом коллекторов растворов соляной кислоты (с добавками различных химических реагентов).

Кислота, попадая в пласт, растворяет карбонатный скелет или цемент породы и увеличивает ее проницаемость. Эффективность метода зависит от глубины проникновения соляной кислоты в пласт и от ее концентрации.

Для пластов с очень низкой проницаемостью при высоком содержании доломитов в пласт закачивают нагретую кислоту (термокислотная обработка). Эффект КОП непродолжителен.

Метод противопоказан для пород с повышенным содержанием глинистого материала (глинистые частицы разбухают под действием кислоты), в этом случае в раствор соляной кислоты добавляют до 3 % плавиковой кислоты, которая растворяет глинистые частицы.

Гидроразрыв пласта (ГРП) — закачка в пласт жидкости под давлением, иногда близким к геостатическому, в результате чего увеличиваются раскрытость и протяженность естественных трещин и возникают новые.

Обычно закачивают жидкости разного состава и вязкости с песком, зерна которого расклинивают трещины. ГРП применяется для уплотненных терригенных и карбонатных пород (часто в комплексе с кислотной обработкой).

Обработка пласта ПАВ — закачка в пласт поверхностно-активных веществ (ПАВ), снижающих поверхностное натяжение на разделе нефть — вода и уменьшающих возможность образования стойких водонефтяных эмульсий.

Термический метод обработки пласта— тепловое воздействие на призабойную зону либо нагревателями (электрическими, водоциркуляционными), либо паром.

В результате повышения температуры значительно снижается вязкость пластовых нефтей, уменьшается их поверхностное натяжение, растворяются твердые компоненты (парафины, смолы и др.).

Кроме того, для увеличения притока используются перфорация повторная и гидропескоструйная, торпедирование и т. д.

О

Опробование пластов

Комплекс работ, выполняемых в скважине с целью вызова притока пластовых жидкостей и газа, отбора их проб и определения их ориентировочного дебита.

Процесс опробования пластов может быть условно разделен на три стадии:

    а) выбор объектов опробования и подготовка скважины к испытанию;

    б) испытание пласта;

    в) исследование пласта.

При наличии нескольких объектов опробования все стадии повторяются, за исключением выбора объектов, но число объектов и их положение уточняются после опробования предыдущих.

Выбор объектов опробования проводится по совокупности геологической, технической и геофизической информации не только по данной скважине, но и по всему изучаемому району (месторождению).

Аналогично выполняется и подготовка скважины к опробованию (спуск обсадных колонн, цементирование затрубного пространства, оборудование устья скважины, испытание колонны и устьевой арматуры на герметичность, подбор комплекса оборудования для опробования).

Испытание пласта в нефтяной геологии проводится с целью установления характера его нефтегазоносности, получения основной геолого-промысловой информации для подсчета запасов нефти и газа промышленных категорий и для составления проектов разработки. Испытания ведутся в скважинах всех категорий как в процессе их бурения, так и после окончания бурения и спуска эксплуатационной колонны (см. конструкция скважин).

Работы по испытанию пластов в процессе бурения осуществляются по мере вскрытия перспективных интервалов разреза, т. е. «сверху вниз». Обязательным условием получения достоверных данных является максимально возможное сохранение природных фильтрационных свойств вскрываемых пород и обеспечение гидравлической связи между породами и скважиной. Достигается это регулированием физико-химических параметров промывочной жидкости, которые должны исключать возможность как открытого фонтанирования скважины, так и поглощения буровой жидкости пластом.

В законченных бурением скважинах, после спуска обсадной колонны, для вскрытия пласта проводится перфорация колонны. Плотность перфорации (число отверстий) и тип перфоратора выбирают в зависимости от строения пласта, его коллекторских свойств, конструкции скважины, температуры и давления в интервале испытания. Процесс испытания в обсаженной скважине осуществляется «снизу вверх». Изоляция испытанных объектов от расположенных выше достигается установкой цементных мостов.

Исследование пласта является заключительным этапом его опробования. Операции по исследованию пластов в процессе бурения осуществляются с помощью комплекта испытательных инструментов на трубах или на каротажном кабеле. В некоторых случаях испытатель пластов применяется и в обсаженных скважинах. 

Исследование проводится, если получен существенный приток жидкости (более 1—3 м3/сут) или газа (более 1—3 тыс. м3/сут). При этом измеряются дебиты нефти, газа, конденсата или воды при установившихся режимах фильтрации, соответствующие им забойное и устьевое давление и температура, ведутся наблюдения над восстановлением пластового давления и уточняется начальное пластовое давление, выявляются изменения состава жидкостей и газа при различных режимах работы скважины (в том числе при безводных режимах ее эксплуатации), определяется количество выносимой породы. 

По уточненным данным рассчитываются коэффициенты продуктивности, газовые (конденсатногазовые) факторы, давление насыщения, определяются коэффициенты пьезопроводности и водопроводимости. После завершения всех операций отбирают устьевые и глубинные пробы всех полученных жидкостей и газов. Число глубинных проб нефти, воды, газа и конденсата должно быть не менее трех.

Отобранные пробы подвергаются различным исследованиям. При этом в первую очередь определяются:

— для нефти: фракционный и групповой состав отдельных фракций, содержание силикагелевых смол, асфальтенов, масел, парафинов, серы, иногда редких металлов, содержание твердых частиц, вязкость и плотность (в пластовых и стандартных условиях), температура начала кипения, изменение объема и вязкости при различных давлениях в пластовых и поверхностных условиях, коэффициент упругости, а по глубинным пробам — давление насыщения нефти газом, газовый фактор, коэффициент усадки;

— для газа (растворенного и свободного): содержание (об. %) метана, этана, пропана, бутанов., пентанов, гексанов и более тяжелых УВ, а также аргона, гелия, водорода, сероводорода, углекислого газа, азота, плотность по воздуху, теплота сгорания;

— для конденсата: содержание его в пластовых условиях (г/м3 или см3/м3), давление начала конденсации при пластовой температуре и давление максимальной конденсации на устье, фракционный и групповой состав, содержание парафина и серы, температура начала кипения, цвет, плотность и вязкость при 20 °С, выход конденсата (конденсатный фактор, г/м3), отсепарированного при различных давлениях;

— для воды: полный химический состав, включая определение ценных попутных компонентов (иод, бром, бор, литий и др.), а также плотность, цвет, содержание твердых частиц, количество и состав растворенного в воде газа, содержание и состав ОВ, электрическое сопротивление.

П

Перфорация скважины

Операция, проводимая в скважине при помощи специальных стреляющих аппаратов (перфораторов) с целью создания в обсадной колонне отверстий, служащих для сообщения между скважиной и пластом-коллектором.

Эти отверстия используются как для извлечения пластового флюида, так и для закачки в пласт или затрубное пространство воды, газа, цемента и др. агентов.

Применяется также перфорация прихваченной бурильной колонны с целью восстановления циркуляции.

Основной вид перфорации скважины - кумулятивный, а пескоструйная и пулевая перфорация применяются редко.

Обычно в обсадной колонне делается десять отверстий на один метр.

С

Система размещения скважин

Схема расположения точек заложения скважин на перспективной или нефтегазоносной площади и последовательность их бурения, обеспечивающие достоверное и эффективное решение геологоразведочных задач в конкретных геологических условиях.

Основные системы размещения скважин:

ТреугольнаяЗаложение каждой новой скважины в вершине треугольника, в двух других вершинах которого уже имеются пробуренные скважины.КольцеваяРазмещение скважин последовательными рядами вокруг скважины-открывательницы на одинаковых гипсометрических отметках базисного продуктивного горизонта.ПрофильнаяРазмещение скважин на разных гипсометрических отметках по профилю (линии), пересекающему структуру или площадь залежи в определенном направлении, с целью получения профильного геологического разреза.

На практике в определенных условиях применяют комбинированные системы размещения скважин, состоящие из различных сочетаний основных систем или их модификаций (например, зигзаг-профильная система).

Особенно часто сочетания систем размещения скважин используют при разведке месторождений, которые содержат залежи различного типа и размера и разведка которых ведется самостоятельными сетками скважин.

При современной методике поисково-разведочных работ системы размещения скважин выбирают также на основе решений, получаемых при анализе соответствующих математических моделей промышленных скоплений нефти и газа.

Скважина

Горная выработка цилиндрической формы глубиной более 5 м и диаметром более 75 мм, пройденная в горной породе или полезном ископаемом механическими или немеханическими способами бурения.

Скважины по их назначению в зависимости от стадий геологоразведочных работ и освоения месторождений подразделяются на следующие категории и группы (внутри категорий):

  • Метрологические
  • Опорные:
    • первая группа;
    • вторая группа.
  • Параметрические
  • Структурные
  • Поисковые
  • Разведочные
  • Тестовые
  • Эксплуатационные:
    • оценочные;
    • эксплуатационные;
    • нагнетательные;
    • наблюдательные.
  • Специальные:
    • для сбора промысловых вод;
    • для ликвидации открытых фонтанов нефти и газа;
    • для водоснабжения и т. д.

В основе выделения категорий скважин преобладает признак, определяющий общую задачу, выполняемую на той или иной стадии геологоразведочных работ или разработки месторождения. Исключением является категория специальных скважин, необходимость бурения которых может возникнуть на любой стадии.

Подразделение скважин на группы подчинено главным образом функциональному назначению отдельных скважин, в совокупности обеспечивающих решение общей задачи. 

В практике используются классификации по другим признакам:

  • по последовательности ввода скважин в бурение — на независимые, зависимые и опережающие; 
  • по достигнутым результатам — на выполнившие или не выполнившие свое назначение, продуктивные (разной дебитности), непродуктивные и практически «сухие» и т. д.

Скважина метрологическая —скважина, в которой осуществляется метрологический контроль скважинной геофизической аппаратуры.

Скважина опорная —предназначена для изучения геологического строения, гидрогеологических и геохимических особенностей крупных геоструктурных элементов, для определения общих закономерностей распространения комплексов отложений, благоприятных для нефтегазообразования и нефтегазонакопления, с целью количественной оценки нефтегазоносности и выбора наиболее перспективных направлений поисковых работ. 

Бурение опорной сявляется составной частью комплекса региональных исследований. Они закладываются в благоприятных структурных условиях и бурятся до фундамента, а в областях его глубокого залегания — до технически доступных глубин. В этих скважинах проводят комплекс геолого-геофизических исследований, предусмотренный «Инструкцией по проводке опорных скважин и камеральной обработка материалов опорного бурения».

В зависимости от геологической изученности региона и сложности решаемых задач опорные скважины подразделяются на две группы:

  1. Скважины, которые закладывают в не исследованных глубоким бурением районах с целью изучения всего разреза осадочного чехла, а также установления возраста и вещественного состава фундамента.
  2. Скважины, закладываемые с целью уточнения геологического строения, перспектив нефтегазоносности района и повышения эффективности геологоразведочных работ при изучении нижней части разреза осадочного чехла, ранее не вскрытой бурением.

Скважина параметрическая — бурится для изучения геологического строения и сравнительной оценки перспектив нефтегазоносности возможных зон нефтегазонакопления и для получения геолого-геофизической характеристики разреза отложений, уточняющей результаты и повышающей достоверность сейсмических и др. геофизических работ.

На основе комплексного анализа результатов параметрического бурения и материалов геолого-геофизических исследований выявляют первоочередные районы для проведения поисковых работ.

Параметрические скважины имеют особое значение при решении региональных и поисковых задач в сложных геологических условиях (большие мощности и глубины, литофациальная неоднородность, тектоническая нарушенность разреза и т. д.), как в пределах крупных структурно-фациальных зон, так и на локальных участках, где данные геофизических работ являются недостаточно достоверными или интерпретируются неоднозначно.

Задачи, комплекс исследований в скважинах, вопросы организации работ, проектно-сметная документация на строительство, научную обработку и обобщение материалов регламентируются «Инструкцией по проводке и научной обработке материалов параметрических скважин».

Скважина структурная—предназначена в основном для выявления и подготовки к поисково-разведочному бурению перспективных площадей, характеризующихся наличием локальных структур и ловушек, где решение геолого-поисковых задач геофизическими методами затруднительно, малоэффективно или экономически нецелесообразно. 

При изучении структур и ловушек с целью их детального картирования структурные скважины бурят до маркирующих горизонтов (как правило, на глубину до 2000 м).

В сложных геологических условиях бурение структурных скважин осуществляется чаще всего в комплексе с геофизическими методами; бурение дополняет их с целью уточнения деталей строения площади: прослеживание нарушений, выявление перерывов в разрезе, установление возраста слагающих его пород, получение данных о физических параметрах пород, привязка верхних опорных горизонтов, расшифровка др. структурно-параметрических особенностей. 

Отдельные структурные скважины, вскрывающие в процессе подготовки площадей верхние перспективные или нефтегазоносные комплексы, выполняют структурно-поисковые задачи по оценке нефтегазоносности разреза.

На глубинах больше 2000 м, а также в условиях несоответствия структурных планов картирование структур с помощью бурения С. с. является неэффективным.

Скважина поисковая —предназначена для поисков новых месторождений на перспективных площадях, подготовленных детальными работами к поисковому бурению, и для поисков новых залежей в пределах ранее открытых или разрабатываемых месторождений.

К этой категории относятся скважины, бурение которых начато до получения первого промышленного притока: из данного горизонта на новой перспективной площади; из аналогичного горизонта, расположенного в обособленном тектоническом блоке структуры с доказанной промышленной нефтегазоносностыо; из нового горизонта в пределах известного месторождения. Бурением поисковых скважин решаются задачи, предусмотренные для одноименной стадии работ геологоразведочного процесса.

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. 

Разведочные скважины бурят на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностыо, а также на месторождениях, введенных в эксплуатацию. Задачи, выполняемые каждой скважиной, определяются стадийностью геологоразведочных работ и степенью разведанности изучаемого месторождения или залежи. 

При анализе результатов и методики разведочных работ среди разведочных скважин принято выделять продуктивные и непродуктивные, законтурные и внутриконтурные, оконтуривающие, оценочные и др. группы скважин по назначению, положению на площади, продуктивности и др. признакам.

Скважина тестовая—скважина, в которой выполняется наиболее полный комплекс исследовательских работ, по результатам которых формируется тестовый массив.

Тестовая скважина выбирается таким образом, чтобы наиболее представительно характеризовать исследуемую территорию.

Скважина эксплуатационная — предназначена для разработки и эксплуатации месторождений и залежей нефти и газа. 

В эту категорию входят скважины:

  1. оценочные — уточнение границ обособленных продуктивных полей и оценка выработанности отдельных участков для уточнения рациональной разработки залежей; 
  2. собственно эксплуатационные (добывающие) — извлечение (добыча) нефти и газа, включая сопутствующие компоненты; 
  3. нагнетательные — воздействие на эксплуатационный объект путем закачки воды, газа, воздуха или др. агентов; 
  4. наблюдательные (контрольные, пьезометрические) — контроль за разработкой путем систематического наблюдения за изменением пластового давления, продвижением водонефтяного, газоводяного и газонефтяного контактов в процессе эксплуатации залежи.

Скважина специальная — предназначена для вспомогательных работ, выполнение которых обеспечивает нормальную технологию геологоразведочного процесса и разработки нефтяных и газовых месторождений (сброс промысловых вод, ликвидация открытых фонтанов нефти и газа, водоснабжение основного производства, подземное хранение газа и др.).

Скорость бурения

Темпы работ по бурению скважин.

Различают скорость бурения:

  • цикловую;
  • коммерческую;
  • техническую;
  • механическую;
  • рейсовую.

Цикловая - показатель, характеризующий темпы работ по строительству скважин:

    vц  = H/Sц;  Sц = (Тм + Тп + Тб + Ти )/720,где vц - цикловая скорость бурения, м/ст.-мес.;      H - объем проходки, м;      Sц - цикл строительства скважины, ст.-мес.;      Тм , Тп , Тб , Ти - календарное время соответственно монтажа оборудования, подготовительных работ к бурению, бурения и испытания, ч.

Коммерческая - количество метров проходки на один станко-месяц бурения.

Этот показатель используется при планировании объемов буровых работ, финансировании, анализе хозяйственной деятельности, нормировании.

Техническая - величина проходки скважин в единицу производительного месяца (станко-месяц производительного времени).

Характеризует темпы технологически необходимых работ по бурению и отражает технические возможности бурового оборудования и инструмента.

Механическая - показатель, характеризующий темпы разрушения горной породы в забое скважины.

Выражается в метрах проходки за 1 час работы долота на забое (механического бурения). Используется для оценки эффективности внедрения новых долот, забойных двигателей, режимов бурения, промывочных жидкостей.

Рейсовая - характеризует производительность буровой техники и труда буровых рабочих:

    v  = H/(tм + tс-п),где H - проходка, м;      tм - время механического бурения, ч;      tс-п - время спуско-подъемных операций, ч.

Х

Хроматография

Процесс разделения сложных смесей газов на индивидуальные компоненты (для нефтяных газов компонентами являются: метан, этан, пропан, бутан, пентан, гексан) за счет сорбции в динамических условиях.

В простейшем виде эти условия осуществляются при прохождении потока смеси через колонну, содержащую слой сорбента.

Вследствие различной сорбируемости компонентов смеси происходит их разделение по всей длине колонны в результате повторяющихся актов сорбции-десорбции в элементарных условиях.

Основные виды хроматографии:

  1. по средам - газовая, газожидкостная и жидкостная;
  2. по механизмам разделения - адсорбционная (молекулярная), ионообменная, осадочная и распределительная;
  3. по форме проведения процесса - колоночная, капиллярная, бумажная и тонкослойная.

Все виды хроматографии находят применение в практике качественного и количественного хроматографического анализа многокомпонентных смесей.

В природных условиях процессы хроматографии сопровождают миграцию газов, нефтей и подземных вод, оказывая существенное влияние на состав этих флюидов.

leuza.ru

Основные термины и определения бурения

Бурение — это процесс сооружения скважины путем разрушения горных пород. Скважиной называется цилиндрическая горная выработка, сооружаемая без доступа в нее человека и имеющая диаметр во много раз меньше ее длины.

Основные элементы буровой скважины:

  1. Устье скважины — пересечение трассы скважины с дневной поверхностью;
  2. Забой скважины — дно буровой скважины, перемещающееся в результате воздействия породоразрушающего инструментli на породу;
  3. Стенки скважины — боковые поверхности буровой скважины;
  4. Обсадные колонны — колонны соединенных между собой обсадных труб. Если стенки скважины сложены из устойчивыli пород, то в скважину обсадные колонны не спускают.
  5. Ствол скважины — пространство в недрах, занимаемое буровой скважиной;
  6. Ось скважины — воображаемая линия, соединяющая центры поперечных сечений буровой скважины.

Скважины углубляют, разрушая породу по всей площади забоя (сплошным забоем) или по его периферийной части (кольцевым забоем). В последнем случае в центре скважины остается колонка породы – керн, которую периодически поднимают на поверхность для непосредственного изучения.

Диаметр скважин, как правило, уменьшается от устья к забою ступенчато на определенных интервалах. Начальный диаметр нефтяных и газовых скважин обычно не превышает 900 мм, а конечный редко бывает меньше 165 мм. Глубины нефтяных и газовых скважин изменяются в пределах нескольких тысяч метров.

По пространственному расположению в земной коре буровые скважины подразделяются на:

  • Вертикальнвые;
  • Наклонные;
  • Прямолинейноискривленные;
  • Искривленные;
  • Прямолинейноискривленные (с горизонтальным участком);
  • Сложноискривленные.

Нефтяные и газовые скважины бурят на суше и на море при помощи буровых установок. В последнем случае буровые установки монтируются на эстакадах, плавучих буровых платформах или судах. При поисках, разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений бурят опорные, параметрические, структурные, поисковые разведочные, эксплуатационные, нагнетательные, наблюдательные и другие скважины.

Опорные скважины закладываются в районах, не исследованных бурением, и служат для изучения состава и возраста слагающих их пород.

Параметрические скважины закладываются в относительно изученных районах с целью уточнения их геологического строения и перспектив нефтегазоносности.

Структурные скважины бурятся для выявления перспективных площадей и их подготовки к поисково-разведочному бурению.

Поисковые скважины бурят с целью открытия новых промышленных залежей нефти и газа.

Разведочные скважины бурятся на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью для изучения размеров и строения залежи, получения необходимых исходных данных для подсчета запасов нефти и газа, а также проектирования ее разработки.

Эксплуатационные скважины закладываются в соответствии со схемой разработки залежи и служат для получения нефти и газа из земных недр.

Нагнетательные скважины используются для закачки в продуктивные горизонты воды (реже воздуха, газа) с целью поддержания пластового давления и продления фонтанного периода разработки месторождений, увеличения дебита эксплуатационных скважин, снабженных насосами и воздушными подъемниками.

Наблюдательные скважины бурят для контроля за разработкой залежи промышленного значения.

Сегодня нефтяные и газовые скважины представляют собой капитальные дорогостоящие сооружения, служащие много десятилетий. Это достигается соединением продуктивного пласта с дневной поверхностью герметичным, прочным и долговечным каналом. Однако пробуренный ствол скважины еще не представляет собой такого канала, вследствие неустойчивости горных пород, наличия пластов, насыщенных различными флюидами (вода, нефть, газ и их смеси), которые находятся под различным давлением. Поэтому при строительстве скважины необходимо крепить ее ствол и разобщать (изолировать) пласты, содержащие различные флюиды.

В ряде случаев дальнейшее углубление ствола скважины становится невозможной без предварительного крепления ее стенок.

Крепление ствола скважины производится путем спуска в нее специальных труб, называемых обсадными. Ряд обсадных труб, соединенных последовательно между собой, составляет обсадную колонну. Для крепления скважин применяют стальные обсадные трубы.

Насыщенные различными флюидами пласты разобщены непроницаемыми горными породами — «покрышками». При бурении скважины эти непроницаемые разобщающие покрышки нарушаются и создается возможность межпластовых перетоков, самопроизвольного излива пластовых флюидов на поверхность, обводнения продуктивных пластов, загрязнения источников водоснабжения и атмосферы, коррозии спущенных в скважину обсадных колонн.

В процессе бурения скважины в неустойчивых горных породах возможны интенсивное кавернообразование, осыпи, обвалы и т.д. В ряде случаев дальнейшее углубление ствола скважины становится невозможной без предварительного крепления ее стенок.

Для исключения таких явлений кольцевой канал (кольцевое пространство) между стенкой скважины и спущенной в нее обсадной колонной заполняется тампонирующим (изолирующим) материалом.

Это составы, включающие вяжущее вещество, инертные и активные наполнители, химические реагенты. Их готовят в виде растворов (чаще водных) и закачивают в скважину насосами. Из вяжущих веществ наиболее широко применяют тампонажные портландцементы. Поэтому процесс разобщения пластов называют цементированием.

Таким образом, в результате бурения ствола, его последующего крепления и разобщения пластов создается устойчивое подземное сооружение определенной конструкции.

Под конструкцией скважины понимается совокупность данных о числе и размерах (диаметр и длина) обсадных колонн, диаметрах ствола скважины под каждую колонну, интервалах цементирования, а также о способах и интервалах соединения скважины с продуктивным пластом.

Сведения о диаметрах, толщинах стенок и марках сталей обсадных труб по интервалам, о типах обсадных труб, оборудовании низа колонны входят в понятие конструкции обсадной колонны.

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

Направление спускается в скважину для предупреждения размыва и обрушения горных пород вокруг устья при бурении под кондуктор, а также для соединения скважины с системой очистки бурового раствора. Кольцевое пространство за направлением заполняют по всей длине тампонажным раствором или бетоном. Направление спускают на глубину от нескольких метров в устойчивых породах, до десятков метров в болотах и илистых грунтах.

Кондуктором обычно перекрывают верхнюю часть геологического разреза, где имеются неустойчивые породы, пласты, поглощающие буровой раствор или проявляющие, подающие на поверхность пластовые флюиды, т.е. все те интервалы, которые будут осложнять процесс дальнейшего бурения и вызывать загрязнение окружающей природной среды. Кондуктором обязательно должны быть перекрыты все пласты, насыщенные пресной водой.

Кондуктор служит также для установки противовыбросового устьевого оборудования и подвески последующих обсадных колонн. Кондуктор спускают на глубину нескольких сотен метров. Для надежного разобщения пластов, придания достаточной прочности и устойчивости кондуктор цементируется по всей длине.

Эксплуатационная колонна спускается в скважину для извлечения нефти, газа или нагнетания в продуктивный горизонт воды или газа с целью поддержания пластового давления. Высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения верхних секций обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150 – 300 м и 500 м.

Промежуточные (технические) колонны необходимо спускать, если невозможно пробурить до проектной глубины без предварительного разобщения зон осложнений (проявлений, обвалов). Решение об их спуске принимается после анализа соотношения давлений, возникающих при бурении в системе «скважина-пласт».

Промежуточные колонны могут быть сплошными (их спускают от устья до забоя) и не сплошными (не доходящими до устья). Последние называются хвостовиками.

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

Конструкция скважины задается следующим образом: 426, 324, 219, 146 — диаметры обсадных колонн в мм; 40, 450, 1600, 2700 — глубины спуска обсадных колонн в м; 350, 1500 — уровень тампонажного раствора за хвостовиком и эксплуатационной колонной в м; 295, 190 — диаметры долот в мм для бурения скважины колонны под 219 и 146 мм.

uralzsm.ru

Блок дополнительных емкостей (БДЕ)

Блок дополнительных емкостей (БДЕ) используется в составе циркуляционной системы буровой установки блочно-модульного исполнения и выполняется на базе прямоугольных резервуаров. Прямое назначение данного блока – приготовление и последующее хранение буровых растворов и хранение технической воды (возможно заменить на: «хранение и приготовление технологических жидкостей»).

Установка оборудования проводится как в стационарном положении на стальных опорах, так и на стальных полозьях с возможностью транспортировки в пределах кустов месторождения.

К основным элементам конструкций относятся следующие блоки:

  1. Блок хранения технической воды.
  2. Блок приготовления бурового раствора, включающий в себя:
    • металлоконструкции основания;
    • резервуар;
    • перемешиватель бурового раствора (ПБРТ-75, мощность – не менее 15кВт);
    • гидроперемешиватель (диспергатор 4 УПГ);
    • люки, дефлекторы естественной вентиляции, верхние перетоки, внутренние лестницы, трубные регистры паронагрева для подогрева бурового раствора; парокалориферы для подогрева внутреннего пространства БДЕ.
    • трубопроводная обвязка (включающая в себя трубопроводы транспортирования бурового раствора, позволяющие установить технологические емкости на расстоянии до 200 м от блока ЦСГО; быстроразъемные соединения (БРС); запорную арматуру; перетоки всасывающих коллекторов и напорные трубопроводы шламовых насосов);
    • Технологические отсеки для установки насосного оборудования с двустворчатыми распашными дверьми.
  3. Блок хранения бурового раствора.

Все емкости утепляются минеральной ватой с толщиной 50-100 мм, наружный каркас облицовывается стальным листом 2 мм. Для районов эксплуатации с крайне низкими температурами (до -60 0Цельсия) разработаны специальные тентовые укрытия (многослойные панели типа «Сандвич»).

Все системы наружных трубопроводов, расположенных над землей, оборудуются системой электрообогрева с целью поддержания температуры в автоматическом режиме внутри трубопроводов, в соответствии с заданным температурным диапазоном. После установки нагревательного кабеля трубопроводы теплоизолируются. Для данной системы используется специальный взрывозащищенный саморегулирующийся нагревательный кабель, имеющий двухслойную изоляцию и экран – оплетку.

Освещение БДЕ выполняется из LED светильников, расположенных на емкостях, на откидных телескопических стойках.

Во внутреннем помещении блока предусмотрены воздушно-отопительные агрегаты.

Все электрооборудование соответствует требованиям правил ПУЭ, ПОТР-016-2001 и другим действующим нормативным документам РФ. Комплектующие изделия, сварные швы подвергаются входному контролю ОТК, проходят все необходимые испытания.

Готовое к эксплуатации оборудование имеет комплект сопроводительной документации (паспорт, руководство по эксплуатации) и на него распространяется гарантийный срок завода-изготовителя в соответствии с установленными стандартами или техническими условиями на это изделие.

Заказать Вы можете прямо сейчас, позвонив по телефону 8-800-775-45-93 или заполнив форму он-лайн заявки! В течение пяти минут наши менеджеры с Вами свяжутся!

Назад в раздел

www.irz-spb.ru

Добик.А.А. Проблемы и перспективы гидроциклонной очистки буровых растворов

Проблемы и перспективы гидроциклонной очистки буровых растворов.

Добик.АА

Известно, что очистка промывочной жидкости от выбуренной породы оказывает большое влияние на эффективность всего процесса строительства скважины, в том числе на расход реагентов, скорость бурения, безопасность работ, экологическую обстановку. Многоступенчатая система очистки растворов является неотъемлемым компонентом современного бурового комплекса. Буровые подрядчики много внимания уделяют вопросам улучшения качества очистки промывочных жидкостей путем оснащения буровых установок надежными и высокопроизводительными техническими средствами (виброситами, гидроциклонными песко- и илоотделителями, центрифугами).

Традиционно в системах очистки растворов основное внимание уделяется виброситам и центрифугам. Гидроциклонные установки (пескоотделители и илоотделители) востребованы недостаточно. Об этом свидетельствует тот факт, что в стандарте Американского нефтяного института 13С, касающегося оценки эффективности систем обработки промывочных жидкостей, виброситам посвящено более 20 страниц, тогда как пескоотделителям и илоотделителям — менее 2. Между тем вибросита являются, в сущности, лишь средством предварительной очистки буровых растворов перед их подачей на более глубокую очистку в гидроциклонных шламоотделителях. Как правило, вибросита удаляют не более 25% от общего объема выбуренной породы. Следует отметить, что и центрифуги выводят из раствора небольшое количество породы, если эффективно работают пескоотделитель и илоотделитель.

Недостаточное внимание специалистов к пескоотделителям и илоотделителям обусловило появление ряда серьезных проблем, возникающих при эксплуатации этих установок, которые годами не решаются ни буровыми подрядчиками, ни поставщиками оборудования.

К числу таких проблем следует отнести несоответствие пропускной способности серийно выпускаемых пескоотделителей требованиям потребителей и характеристикам имеющихся шламовых насосов. Для пояснения сути этой проблемы рассмотрим кривые потребного напора наиболее распространенных пескоотделителей ГЦК-360 и ПГ60/300, совмещенные с напорной характеристикой шламового насоса 6Ш8-2 (рис. 1). Как известно, точка пересечения кривой потребного напора с графиком характеристики насоса является рабочей точкой, определяющей напор и расход при работе насоса и питаемого им устройства [1]. Согласно рис. 1 получаем, что производительность песко-отделителя ГЦК-360 на растворе не достигает 30 л/с, что на 15л/с меньше заявляемой в паспортах.

Пескоотделитель ГЦК-360 пользуется большим спросом, поскольку он, в отличие от ПГ60/300, изготавливается не из полиуретана, а из более износостойких материалов. Несмотря на то что в Западной Сибири пескоотделитель ГЦК-360 широко распространен, пропускная способность пескоотделителя менее 30 л/с, недостаточна, так как значительная часть интервалов ствола в этом районе бурится с подачей буровых насосов 32 — 36 л/с. По этой причине пескоотделитель ГЦК-360 не успевает откачивать раствор из неглубоких промежуточных емкостей циркуляционной системы (ЦСГО), вследствие чего они переполняются и оператор вынужден перебрасывать часть раствора в рабочие емкости без очистки. Подключение же второго пескоотделителя в систему очистки приводит к ускоренному опустошению емкости ЦСГО, что также неудобно и нетехнологично.

Что касается пескоотделителя ПГ60/300, то, согласно рис. 1, один насос 6Ш8-2 развивает недостаточное давление (как правило, менее 0,25 МПа), что отрицательно сказывается на эффективности очистки раствора. Подключение же второго насоса по параллельной схеме приводит к резкому возрастанию давления до величин, также не соответствующих оптимальному режиму.

Другой проблемой, возникающей при эксплуатации гидроциклонных установок на буровых, является потеря части объема промывочной жидкости, сбрасываемой со шламом. Суммарный расход пульпы через насадки пескоотделителя и илоотделителя может достигать 0,5 л/с, что при плотности пульпы 1,45 г/см3 соответствует потере раствора 1,25 м3/час, то есть 125 м3 за 100 час. работы. Решающее значение для минимизации потерь раствора является возможность тонкой регулировки размеров песковых насадок пескоотделителей и илоотделителей с целью снижения расхода пульпы до величины не более 0,1 — 0,2 л/с. Величина отношения расхода суспензии на входе в гидроциклон Q к расходу на песковой насадке qп (расходное отношение) приближенно определяется формулой [2]:

где Рвх — давление на входе в гидроциклон, кг/см2,

D — диаметр гидроциклона,

d — диаметр нагнетательного отверстия гидроциклона,

dп — диаметр отверстия песковой насадки гидроциклона.

Например, для илоотделителя ИГ-45М Q = 42 л/с, Рвх = 3 кг/см2, D = 150 мм, d = 32 мм. При dп = 5 мм получим по приведенной формуле: qп = 0,15 л/с, тогда как при dп = 10 мм получим qп = 1,2 л/с. Из этого следует, что даже незначительное изменение диаметра песковой насадки может привести к существенному изменению потерь раствора.

Однако серийные отечественные пескоотделители и илоотделители имеют ненадежные и трудоемкие устройства для регулирования размера отверстия насадок, что в промысловых условиях исключает возможность подбора оптимального размера.

Поэтому часто с целью снижения потерь раствора песко- и илоотделители устанавливают над виброситом с мелкоячеистой сеткой (не крупнее 250 меш.), что позволяет частично осушать шлам (рис. 2). Испытания на ряде скважин Западносибирского региона показывают, что через сетку 250 — 325 меш. обратно в раствор возвращается от 10 до 70% шлама, поступившего из песковых насадок гидроциклонов. При этом чем меньше механическая скорость бурения, тем больше процент прохода шлама сквозь сетку в циркуляцию. Поэтому правильнее монтировать гидроциклонные шламоотделители не непосредственно на вибросите, а в стороне от него, предусматривая возможность сбрасывать шлам как на сетку вибросита, так и минуя сетку напрямую в отвал в зависимости от плотности и расхода пульпы при бурении в данном интервале. Но такая схема монтажа, к сожалению, практикуется редко, что приводит к существенному снижению эффективности системы очистки.

Очередной проблемой, связанной с гидроциклонными установками, является сравнительно низкая надежность шламовых насосов. Наиболее распространены насосы 6Ш8-2. На буровых используется вариант данного насоса с торцовым беспромывочным уплотнением. Однако долговечность резинового уплотнительного элемента этого насоса также невелика (обычно не более 100 час.), а замена уплотнительного элемента требует демонтажа и почти полной разборки насоса, что увеличивает простои. Более надежные и удобные в эксплуатации, оснащенные эффективными сальниковыми уплотнениями американские насосы редко встречаются на буровых из-за их крайне высокой стоимости.

Следует отметить, что перечисленные проблемы нередко парализуют работу гидроциклонных установок, приводят к зашламлению раствора и перегрузке дорогостоящих центрифуг.

Для решения обозначенных проблем необходимы реконструкция песковых насадок серийных гидроциклонов и корректировка геометрии проточной части гидроциклона ГЦК-360, а также реконструкция узла уплотнения вала насоса 6Ш8-2. Эти мероприятия могут быть проведены как на производственной базе поставщиков оборудования, так и силами самих потребителей. При необходимости соответствующие рекомендации и сервисные услуги можно получить в ОАО НПО «Бурение».

Литература

1. Т.М. Башта, С.С. Руднев, Б.Б. Некрасов и др. Гидравлика, гидромашины и гидроприводы // М., Машиностроение. 1982. С. 423.

2. И.Г. Терновский, А.М. Кутепов. Гидроциклонирование // М., Наука. 1994. С. 350.

burneft.ru


Смотрите также