Что такое слайд в бурении

slide drilling

Смотреть что такое «slide drilling» в других словарях:

Drilling — For other uses, see Drilling (disambiguation). Drilling is a cutting process that uses a drill bit to cut or enlarge a hole in solid materials. The drill bit is a multipoint, end cutting tool. It cuts by applying pressure and rotation to the… … Wikipedia

Slide lathe — Lathe Lathe (l[=a][th]), n. [OE. lathe a granary; akin to G. lade a chest, Icel. hla[eth]a a storehouse, barn; but cf. also Icel. l[ o][eth] a smith s lathe. Senses 2 and 3 are perh. of the same origin as lathe a granary, the original meaning… … The Collaborative International Dictionary of English

Four-slide — A four slide machine The same four slide machine from another angle A fou … Wikipedia

Coiled tubing — In the oil and gas industries, coiled tubing refers to metal piping, normally 1 to 3.25 in diameter, used for interventions in oil and gas wells and sometimes as production tubing in depleted gas wells, which comes spooled on a large reel. Coiled … Wikipedia

machine tool — machine tooled, adj. a power operated machine, as a lathe, used for general cutting and shaping of metal and other substances. [1860 65] * * * Stationary, power driven machine used to cut, shape, or form materials such as metal and wood. Machine… … Universalium

Earth Sciences — ▪ 2009 Introduction Geology and Geochemistry The theme of the 33rd International Geological Congress, which was held in Norway in August 2008, was “Earth System Science: Foundation for Sustainable Development.” It was attended by nearly… … Universalium

Deepwater Horizon explosion — This article is about the explosion. For the drilling rig and oil spill, see Deepwater Horizon (disambiguation). Deepwater Horizon explosion Anchor handling tugs and platform supply vessels combat the fir … Wikipedia

Lathe (metal) — Center lathe with DRO and chuck guard. Size is 460 mm swing x 1000 mm between centers A metal lathe or metalworking lathe is a large class of lathes designed for precisely machining relatively hard materials. They were originally designed to… … Wikipedia

Economic Affairs — ▪ 2006 Introduction In 2005 rising U.S. deficits, tight monetary policies, and higher oil prices triggered by hurricane damage in the Gulf of Mexico were moderating influences on the world economy and on U.S. stock markets, but some other… … Universalium

Lathe — A lathe (pronEng|ˈleɪð) is a machine tool which spins a block of material to perform various operations such as cutting, sanding, knurling, drilling, or deformation with tools that are applied to the workpiece to create an object which has… … Wikipedia

Источник

Что такое слайд в бурении

ПОЧЕМУ ВЫГОДНО РАБОТАТЬ С НАМИ:

Расширенная гарантия производителя

Цены без комиссии посредников

Индивидуальная комплектация и условия поставки

Оформление любой разрешительной документации

НОВОСТИ

Альтернатива роторным управляемым системам (РУС)

Бурение скважин с большими отходами от вертикали (БОВ), т.е. до 2000 м и более, в общемировой практике чаще всего реализуется роторными управляемыми системами (РУС).

Главным преимуществом роторных управляемых систем перед винтовыми забойными двигателями (ВЗД) является возможность управляемого бурения при вращающейся бурильной колонне. Однако частота вращения буровых труб в случае применения РУС должна составлять 180-200 об/мин 100% времени проводки интервала, что приводит к их повышенному износу. Защитная наплавка замков бурильных труб позволяет снизить их собственный износ, а также истирание предыдущей обсадной колонны. Защита бурильного замка является наплавкой упрочняющими износостойкими материалами.

Направленное бурение посредством ВЗД, включенного в компоновку бурильной колонны, осуществляется без вращения труб. Для ориентирования ВЗД выполняются отдельные подкручивания компоновки ротором на заданные углы поворота. Бурение в совмещенном режиме «ВЗД+ротор» никогда не составляет 100% времени проводки всего интервала, производится только на участках стабилизации пространственного угла и с частотой вращения 30-60 об/мин. При таких низких скоростях вращения износ замков буровых труб оказывается гораздо меньше, чем при эксплуатации роторной управляемой системы.

Строительство скважин БОВ с применением ВЗД компоновки, всегда сопровождается следующими техническими сложностями при бурении в режиме слайда (без вращения бурильной колонны)* :

1) доставка нагрузки на долото;

2) соблюдение плановой траектории ствола;

3) обеспечение необходимой очистки ствола от шлама.

Проблема с доставкой нагрузки на долото является ключевой и возникает вследствие зависания колонны бурильных труб при наборе зенитного угла, а также бурении длинных пологих и горизонтальных участков. В свою очередь зависание труб происходит вследствие действия на них силы трения в указанных интервалах.

В случае бурения в режиме слайда на бурильную колонну действуют следующие статичные нагрузки: скручивающая (реактивный момент от ВЗД) и сжимающая (нагрузка на долото). Под их воздействием колонна труб из прямой нитки превращается в пространственную спираль**. Т.е. при бурении без вращения компоновки более 50% бурильной колонны может не лежать на нижней стенке скважины. Таким образом, «недохождение» нагрузки до забоя никак не связано с силой трения, обусловленной собственным весом инструмента. Сила вдавливания спирали в стенку за счет сжатия инструмента также невелика (нагрузка на долото 215,9 мм составляет 100-120 кН, а сила вдавливания спирали в стенку является лишь ее составляющей).

Однако какая-то сила трения все-таки должна действовать на колонну буровых труб и довольно значительная. Ее приблизительная максимальная величина, при которой дальнейшее бурение без вращения инструмента становится невозможным, равна весу бурильной колонны, расположенной в вертикальном участке скважины.

Предположим, что имеется 3-х интервальный профиль.

Пусть бурение производится трубами СБТ 127 посредством ВЗД, входящего в состав компоновки бурильной колонны.

Допустим, что при бурении в режиме слайда на глубине 3285 м (по инструменту) колонна зависает окончательно и дальнейшая проводка ствола без вращения инструмента невозможна.

Тогда сила трения, действующая на трубы в наклонном и горизонтальном участке, равна весу 2000 м СБТ 127 (около 700 кН).

Но сила трения F сама по себе является лишь производной от прижимающей силы N, которая действует на инструмент. Силы F и N связаны между собой коэффициентом трения k (коэффициент трения стали о смазанную горную породу составляет около 0,2***):

F = N*k – формула силы трения

N = F/k = 700/0,2 = 3500 кН

Но, зная величину прижимающей гидростатической силы N и гидростатического давления P(25 МПа), можно достаточно точно определить суммарную площадь прижатия S:

P = N/S – формула давления

S = N/P = 3,5/25 = 0,14 м2 – суммарная площадь поверхности труб прижатая гидростатикой.

Очевидно, что при уменьшении площади контакта бурильной колонны со стенкой скважины ее подверженность действию гидростатики также сокращается. Уменьшить площадь контакта любой трубы с поверхностью можно путем установки ее на отдельные опоры (подложить под нее что-нибудь).

Для бурения скважин с большими отходами от вертикали без применения роторных управляемых систем наша компания предлагает оснащать часть бурильной колонны, работающей в открытом стволе, специальными вольфрам-титановыми наплавками собственного производства.

Расположение наплавок в определенном порядке на теле труб и буровых замках позволяет решить проблему зависания инструмента, т.к. сводит к минимуму действие гидростатической прижимающей силы, которая является основной причиной недохождения нагрузки до забоя при бурении в режиме слайда. Оснащение нижней части бурильной колонны опорами позволяет осуществлять строительство профилей любой сложности посредством традиционных компоновок с ВЗД, существенно экономя время и деньги за счет ухода от применения дорогостоящих роторных управляемых систем.

— твердость вольфрам-титановой наплавки составляет 89 HRC (срок эксплуатации не ограничен), твердость защиты Castolin на бурильных замках не превышает 60 HRC****;

— качество приварки таково, что наплавку невозможно оторвать отбойным молотком;

— оснащение 1000 м инструмента нашей вольфрам-титановой защитой не превышает 2 млн. руб. с НДС и требует не более 3-4 дней работы.

Теоретическое обоснование эффективности наплавок

Определим величину гидростатической прижимающей силы N, действующей на 1000 м инструмента с наплавками на замках и теле бурильных труб:

— площадь вершины наплавки приблизительно 20 мм2 (0,00002 м2),

— в каждый момент времени каждая труба опирается на 4 наплавки,

— 1000 м инструмента = 83 трубы по 12 м,

т.к. суммарная площадь наплавок S, имеющих контакт со стенкой, равна

S = 0,00002*4*83 = 0,00664 м2,

то величина гидростатической прижимающей силы N составляет

N = P*S = 25.000.000*0,00664 = 166 000 Н = 166 кН,

тогда сила трения F, которая возникает от действия N, определяется как

F = N*k = 166*0,2 = 33 кН – величина силы трения от гидростатики, действующая на 1000 м бурильной колонны в наклонном и горизонтальном участке.

При бурении без роторной управляемой системы скважин БОВ бурильной колонной с наплавками на замках и на теле труб гидростатическая прижимающая сила крайне мала, поэтому зависание инструмента и недохождение нагрузки до компоновки становятся невозможными.

Если кому-то интересно, какими особенностями по части управляемости компоновки и очистки ствола обладает бурильная колонна с наплавками, присылайте свои вопросы на почту hay@unitools.ru или 9557833@unitools.ru Этот материал нужно объяснять в индивидуальном порядке.

Оснащение бурильных замков наплавками из вольфрам-титана не только сократит площадь контакта со стенкой скважины, но и позволит предотвратить их износ по диаметру в течение всего срока эксплуатации.

Источник

Наклонно-направленное бурение

Бурение таких скважин отличается тем, что вначале они имеют прямолинейное направление, заданное шпинделем бурового станка, a затем в силу анизотропии разбуриваемых пород отклоняются от прямолинейного направления.

Рост объемов ННБ скважин с углами отклонения ствола скважин от вертикали более 50° обусловили ограничения по применению традиционных методов исследований с помощью аппаратуры, спускаемой в скважину на кабеле, и вызвали необходимость разработки специальных технологий доставки скважинных приборов в интервал исследований.

Решение этой проблемы возможно с помощью бескабельных измерительных систем, доставляемых на забой с помощью бурового инструмента.

Горизонтально направленное бурение является частным случаем наклонного бурения.

Наклонно направленные скважины подразделяют на одно- и многозабойные.
При многозабойном бурении из основного, вертикального или наклонного ствола проходится дополнительно один или несколько стволов.

Искусственное отклонение скважин широко применяется при бурении скважин на нефть и газ.

Искусственное отклонение скважин делится на:

Искусственное отклонение вплоть до горизонтального применяется в следующих случаях:

1) при вскрытии нефтяных и газовых пластов, залегающих под пологим сбросом или между 2 я параллельными сбросами;

2) при отклонении ствола от сбросовой зоны (зоны разрыва) в направлении продуктивного горизонта;

3) при проходке стволов на нефтеносные горизонты, залегающие под соляными куполами, в связи с трудностью бурения через них;

4) при необходимости обхода зон обвалов и катастрофических поглощений промывочной жидкости;

5) горизонтальное бурение незаменимо при вскрытии продуктивных пластов, залегающих под дном океанов, морей, рек, озер, каналов и болот, под жилыми или промышленными застройками, в пределах территории населенных пунктов

6) при проходке нескольких скважин на продуктивные пласты с отдельных буровых оснований и эстакад, расположенных в море или озере;

7) при проходке скважин на продуктивные пласты, расположенные под участками земли с сильно пересеченным рельефом местности (овраги, холмы, горы);

8) при необходимости ухода в сторону новым стволом, если невозможно ликвидировать аварию в скважине;

9) при забуривании 2 го ствола для взятия керна из продуктивного горизонта;

10) при необходимости бурения стволов в процессе тушения горящих фонтанов и ликвидации открытых выбросов;

11) при необходимости перебуривания нижней части ствола в эксплуатационной скважине;

12) при необходимости вскрытия продуктивного пласта под определенным углом для увеличения поверхности дренажа, а также в процессе многозабойного вскрытия пластов;

13) при кустовом бурении на равнинных площадях с целью снижения капитальных затрат на обустройство промысла и уменьшения сроков разбуривания месторождения;

14) при бурении с целью дегазификации строго по угольному пласту, с целью подземного выщелачивания, например, калийных солей и др.

Искусственное отклонение скважин в нефтяном бурении в основном осуществляют забойными двигателями (турбобуром, винтовым двигателем и реже электробуром) и при роторном бурении.

Основные способы искусственного отклонения скважин.

-Использование закономерностей естественного искривления на данном месторождении (способ типовых трасс).

В этом случае бурение проектируют и осуществляют на основе типовых трасс (профилей), построенных по фактическим данным естественного искривления уже пробуренных скважин.

Способ типовых трасс применим только на хорошо изученных месторождениях, при этом кривизной скважин не управляют, а лишь приспосабливаются к их естественному искривлению.

Необходимо также для каждого месторождения по ранее пробуренным скважинам определять зоны повышенной интенсивности искривления и учитывать это при составлении проектного профиля.

— Управление отклонением скважин посредством применения различных компоновок бурильного инструмента.

В этом случае, изменяя режим бурения и применяя различные компоновки бурильного инструмента, можно, с известным приближением, управлять направлением ствола скважины.

Этот способ позволяет проходить скважины в заданном направлении, не прибегая к специальным отклонителям, но в то же время значительно ограничивает возможности форсированных режимов бурения.

— Направленное отклонение скважин, основанное на применении искусственных отклонителей: кривых переводников, эксцентричных ниппелей, отклоняющих клиньев и специальных устройств.

Перечисленные отклоняющие приспособления используются в зависимости от конкретных условий месторождения и технико-технологических условий.

К наклонным скважинам при турбинном и роторном бурении на нефть и газ относятся в основном скважины, забуриваемые с поверхности вертикально с последующим отклонением в требуемом направлении, вплоть до горизонтального, т.е. под углом в 90 градусов.

Получив широкое распространение, одноствольное наклонное бурение не исчерпало своих резервов.

Возможность горизонтального смещения забоя относительно вертикали (проекции устья скважины на пласт) позволила создать вначале кустовой, а затем многозабойные методы бурения.

Техническое усовершенствование наклонного бурения явилось базой для расширения многозабойного и кустового бурения.

Под кустовым бурением понимается способ, при котором устья скважин группируются на общей площадке, а конечные забои находятся в точках, соответствующих проектам разработки месторождения.

Горизонтальное и разветвленное горизонтальное бурение применяются для увеличения нефте- и газоотдачи продуктивных горизонтов при первичном освоении месторождений с плохими коллекторами и при восстановлении малодебитного и бездействующего фонда скважин.

При этом протяженность завершающего участка скважины, расположенного в продуктивном пласте (горизонтального участка), может превышать 1000 м.

К разновидностям кустового бурения можно отнести 2-ствольное последовательное, 2-ствольное параллельное и 3-ствольное бурение.

Преимущества параллельного 2-ствольного бурения скважин:

— возможность совмещения отдельных операций: подъем бурильного инструмента из одной скважины со спуском его в другую;

— промывка, выравнивание раствора и механическое бурение в одной скважине с геофизическим исследованием в другой.

— с одним комплектом бурильных труб и с одного подвышечного постамента осуществляют одновременную проходку 2 х наклонных или 1 й вертикальной и 2 й наклонной скважин.

При этом вместо обычного ротора применяют спаренные роторы типа РМБ-560, перемещающийся крон-блок типа К.

Источник

Оперативная оценка насыщенности пород по газовому каротажу.

Авторы: Тарасова Е.В., Миникеев Р.Р., ООО «Петровайзер»
Издание: «Каротажник» №6 2015 г.

В настоящее время геолого-технологические исследования стали необходимым инструментом контроля проводки, без них не обходится бурение, капитальный ремонт практически ни одной скважины. Потребителями информации ГТИ являются геологическая и технологическая служба Заказчика и буровой компании и все службы бурового сервиса. Информация ГТИ широко используется при проектировании строительства скважин, разведки, освоения и эксплуатации месторождений, подсчете запасов нефти и газа.

Главное направление эволюции и последних достижений в области ГТИ направлено на снижение стоимости бурения скважин путем добавления новых видов услуг:

В 2013-15гг специалистами ООО «Петровайзер» произведен контроль бурения и выдано заключение о результатах ГТИ, насыщении коллекторов по результатам геохимических исследований ГТИ по 370 скважинам 24 месторождений на территории Центрального района России и Ненецкого АО, Западной и Восточной Сибири, Сахалина (ЗАО «Ванкорнефть», ОАО «Удмуртнефть», ООО «РН-Сахалинморнефтегаз», ОАО АНК «Башнефть»). Более 90% исследований проведено в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах.

Поскольку технология бурения наклонно-направленных и особенно горизонтальных скважин существенно отличается от бурения вертикальных стволов, отличаются и методики интерпретации разрезов скважин.

При бурении горизонтальных стволов механическая скорость проходки зачастую зависит не от физических свойств пород, их литологии, а от технологии проводки скважины, и возможного ограничения скорости проходки по технологическим/геологическим причинам, что может привести к ошибочной интерпретации результатов механического каротажа.

При интерпретации рекомендуется рассматривать как неясное насыщение либо неопределенная литологическая характеристика моменты наращиваний, других перерывов в бурении, поскольку в эти моменты наиболее вероятны искажения данных как механического, так и газового каротажа (за счет технологических причин, программного и человеческого факторов). К погрешностям в определении параметров ГТИ после наращивания приводят высокие скорости проходки (до 60-80м/ч и более), отсутствие возможности достоверного определения нагрузки на долото и пр. При наличии дополнительной информации эти пробелы могут быть заполнены.

При слайдировании при помощи ВЗД бурильная колонна не вращается, буровой шлам должным образом не выносится на поверхность и может скапливаться вокруг бурильной колонны, в результате чего создается прихватоопасная ситуация и затрудняется возможность интерпретации данных по шламу, искажаются результаты механического каротажа.

На участке разреза (рис. 1) бурение производится при помощи ВЗД в режиме слайд-ротор. Литологическая характеристика, коллекторские свойства пород, насыщенность практически не меняются. Однако скорость проходки существенно снижается, изменяется кажущаяся нагрузка на долото, газ и шлам выходит неравномерно, пачками. При работе ротором возрастает кажущаяся нагрузка на долото, скорость проходки и давление нагнетания. При интерпретации результатов газового каротажа необходимо учитывать не связанное с насыщением пластов снижение газопоказаний в моменты наращиваний.

Рис. 1 Бурение при помощи ВЗД в режиме слайд-ротор.

Роторная управляемая система (РУС) не использует режим слайдирования для контроля направления скважины. Она постоянно вращается, направляя долото по желаемой траектории. Вращение всей бурильной колонны предотвращает прихваты и спиральное скручивание труб, обеспечивая передачу необходимой нагрузки на долото для оптимизации скорости проходки.

При наборе кривизны с использованием РУС (рис. 2) скорость проходки также зависит не только от литологии пород, но в меньшей степени, чем при бурении ВЗД. В моменты наращиваний отмечается не связанное с насыщением пластов снижение газопоказаний и изменение состава газа.

Рис. 2 Кривая механического и газового каротажа при наборе кривизны с использованием РУС.

По литературным данным, роторная управляемая система предпочтительна при бурении сложных участков с малым радиусом допуска. Высокопроизводительный забойный двигатель (ВЗД) может обеспечивать такие же результаты, что и РУС, в более мощных пластах и в случае, когда слайдирование будет сведено к минимуму.

На многих месторождениях бурение, в том числе в горизонтальном стволе, осуществляется с очень высокими скоростями (средняя скорость до 80 м/час). Это выгодно в коммерческом отношении, может способствовать поддержанию устойчивости ствола за счет снижения количества СПО и прочих гидродинамических воздействий на пласт. Однако с точки зрения интерпретации результатов ГТИ возникают дополнительные сложности при литологическом расчленении разреза, отборе шлама, при привязке газа и шлама и пр.

В большинстве случаев, несмотря на сложности интерпретации в горизонтальных стволах, пласты – неколлекторы выделяются снижением скорости проходки и появлением аргиллитов в шламовой смеси.

При высокой скорости проходки – 70-85м/ч – по механическому каротажу (Рис.3) четко отбился пласт аргиллита снижением скорости проходки до 20-30м/ч, с задержкой на время отставания пласт отразился на диаграмме газового каротажа.

Рис. 3 Выделение пласта аргиллитов 3585-3670м в горизонтальном стволе по механическому и газовому каротажу

Помимо технологии проводки скважины значительное влияние на результаты механического и газового каротажа и геологических исследований ГТИ оказывает траектория ствола скважины. При бурении «вверх» под углом более 90° происходит значительное снижение скорости проходки, не связанное с литологией пород. В период наращиваний и перерывов в циркуляции выделившийся в процессе бурения газ в соответствии с законами физики устремляется вверх, но не к устью скважины, а к забою, что приводит к перемешиванию вновь выделившегося в процессе бурения и находящегося в стволе скважины газа, неверной привязке газа, к помехам при интерпретации.

Сложности при интерпретации результатов ГТИ возникают также при бурении по синусоидальной траектории.

По результатам механического и гидродинамического каротажа производится расчленение разреза и выделение потенциальных коллекторов.

Характер насыщения коллекторов оценивается по результатам интерпретации данных газового каротажа, люминесцентно-битуминологического анализа шлама.

Формирование шламовых смесей и их характеристики при бурении в участках набора кривизны и в горизонтальных стволах также значительно отличаются от традиционных академических. Зачастую шлам размолот до размеров зерен, что не позволяет достоверно определить литологию пород, их коллекторские свойства и насыщение.

Первым этапом интерпретации газового каротажа является оценка качества результатов. Анализируется форма кривых газового каротажа, выполняется проверка соотношения газовых компонентов С₁>C₂>C₃>C_4.

Если соотношение не выполняется, рассматриваются следующие варианты:

Если результаты газового каротажа признаны корректными, производится их интерпретация.

Свойства углеводородов изучаемых отложений меняются в широких пределах от «сухого» (метанового) газа до «тяжелой» нефти с низким газовым фактором, до 3м 3 /м 3 смеси азот+метан, содержащей до 70% азота. Поэтому как при оперативном анализе, так и при выдаче окончательного заключения о насыщении коллекторов применяется комплекс из нескольких известных методик. Каждая из них имеет свои достоинства, недостатки и область применения.

Характер насыщения выделенных потенциальных коллекторов определяется по составу газа по:

Количественная интерпретация газового каротажа осуществляется по остаточной нефтегазонасыщенности Fнг (для нефтяных и газоконденсатных залежей) и газонасыщенности Fг (для газовых залежей).

Метод ОПУС₃ (обобщенный показатель углеводородного состава)

Производится расчет показателя ОПУС₃ по формуле:

Переводной коэффициент для пересчета значений С₁отн, С₂отн, С₃отн:

Далее производится количественный анализ газовой фазы и оценка характера насыщения пласта.

Для оценки характера насыщения по соотношениям Пикслера производится расчет отношения содержания метана в газе к содержанию остальных УВ компонентов: С₁/С₂, С₁/С₃, С₁/С₄, С₁/С₅. На рис. 4 пример графической оценки характера насыщения пласта по соотношениям Пикслера. Положение линий, разделяющих на классы, отличается для разных регионов.

Рис 4 Пример графической оценки характера насыщения пласта по соотношениям Пикслера. Пласт с хорошими коллекторскими свойствами насыщен газоконденсатом либо смесью газ+нефть.

Метод X-log (методика «Geoservices»).

Производится расчет флюидных коэффициентов:

Фактор смачиваемости газа (Wh) (4)

Коэффициент отношения легких составляющих к тяжелым (Bh)

Определитель характерного признака нефти (Ch)

По комплексной оценке флюидных коэффициентов оценивается характер насыщения участка разреза.

Соотношения Старосельского В.И.

Комплексирование методик позволяет повысить эффективность оценки насыщенности, минимизировать вредные влияния добавок нефти в ПЖ (это влияние искажает результаты), отделить угольные пласты от нефтенасыщенных.

Установить жесткую границу между классами (газонасыщенные, конденсатонасыщенные, нефтегазонасыщенные, нефтенасыщенные, водонасыщенные породы) по результатам геохимических методов затруднительно и не всегда возможно. Граничные значения разделения на классы меняются в зависимости от состава газа, подбираются для разных регионов.

При низком коэффициенте дегазации в условиях газовой и газоконденсатной залежи можно получить хорошие результаты. В залежах нефти с низким газовым фактором результат практически нулевой, поскольку суммарные газопоказания практически не меняются при переходе от неколлектора к коллектору, состав газа искажается вплоть до полного абсурда, поскольку концентрация тяжелых компонентов, а иногда и метана оказывается ниже разрешающей способности газоаналитической аппаратуры. В отложениях с низким газовым фактором либо наличии снижающих степень дегазации добавок в ПЖ особенно важно наиболее полное извлечение УВ из раствора, в связи с чем остро стоит вопрос о повсеместном внедрении в практику работ высокоэффективных принудительных методов дегазации.

В большинстве случаев (при наличии материалов хорошего качества) по газовому каротажу отбивается вход в продуктивный пласт, смена насыщения газ-нефть (ГНК-газонефтяной контакт).

На рис. 5 по механическому и газовому каротажу, а также результатам исследования шлама отлично отбился и вход в проектный пласт

Рис. 5 Изменение абсолютных газопоказаний и состава газа, увеличение механической скорости проходки и количества известняка в шламе при входе в проектный пласт

Разделение на классы продукт-вода по результатам геохимических методов зачастую возможно только с учетом количественных критериев – рассчитываются коэффициент разбавления газа в ПЖ, приведенные к объему раствора газопоказания, остаточная нефтегазонасыщенность (Fнг) либо газонасыщенность (Fг) и по критическим значениям этих параметров производится разделение на классы вода-продукт.

где Z – коэффициент сжимаемости газа;

Т, Рпл – пластовые температура (°С) и давление (атм),

Гпр – приведенные газопоказания, газосодержание промывочной жидкости (см 3 /л).

Нв – вертикальная глубина скважины, м;

где Кд – коэффициент дегазации, определяется при калибровке;

Е— коэффициент разбавления газа в ПЖ.

где Qн – расход промывочной жидкости (л/сек),

ДМК – время бурения метра ствола скважины, мин/м,

dдол – номинальный диаметр долота, см.

Для количественной интерпретации газового каротажа необходимы величина газового фактора залежи (не всегда предоставляется Заказчиком) а также коэффициент дегазации ПЖ.

Контакт газ-нефть (ГНК) из применяемых методик наиболее корректно отбивается по ОПУС₃ (рис.6).

Рис.6 Оценка характера насыщения по газовому каротажу, контакт газ-нефть

По газовому каротажу практически все методики интерпретации по углеводородным газам, за исключением количественных, достоверно оценивают только фазовое состояние УВ в промывочной жидкости, но не учитывают коллекторские свойства пород и возможное насыщение пласта смесью воды с УВ. Так, сильноглинистые породы-неколлекторы, имеющие поровое пространство, часть которого может быть занята УВ, могут характеризоваться по газовому каротажу и ЛБА как нефтенасыщенные.

Для выявления в разрезе участков обводнения, водонефтяного контакта (ВНК) необходимо помимо количественной интерпретации газового каротажа использовать результаты контроля электропроводности ПЖ (ГТИ).

К сожалению, в распоряжении интерпретационной службы ГТИ в большинстве случаев отсутствует информация по неуглеводородным газам, использование которой существенно повышает эффективность разделения на классы «нефть» – «вода».

Для окончательных выводов о насыщении пластов обязателен анализ газового каротажа в функции времени, чтобы исключить диффузионные газовые пачки, образовавшиеся в процессе наращиваний, перерывов в циркуляции и пр.

Источник