загрузка...
загрузка...
На головну

Відбір керна, шламу

  1. Quot; Аналітична професіограма "та загальна схема профвідбору
  2. Аналітичні дослідження керна, грунтів, шламу і флюїдів
  3. Базові принципи відбору
  4. балансує ВІДБІР
  5. В) вибір методів відбору сукупностей
  6. Видоутворення і статевий відбір
  7. Питання: Основні вимоги до відбору клінічного матеріалу

В процесі буріння свердловини, проводиться відбір керна і шламу для цілей вивчення речового складу литологических різновидів по розрізу свердловини [6].

Інтервали відбору керна і шламу визначаються проектом і залежать від призначення свердловини. «Тимчасова класифікація свердловин, що буряться при геологорозвідувальних роботах та розробці нафтових і газових родовищ (покладів)», затверджена наказом МПР Росії від 07.02.2001 р № 126, передбачає:

- При бурінні опорних свердловин проводити суцільний відбір керна і відбір шламу через 1-5 м проходки;

- При бурінні параметричних свердловин проводити відбір керна в розмірах, що забезпечують встановлення та уточнення меж стратиграфічних підрозділів і вивчення речового складу і фізичних характеристик комплексів відкладень, що складають розріз до горизонтів включно, але не менше 20% від глибини свердловини. В інтервалі можливого розкриття нафтогазоперспективних горизонтів проводити суцільний відбір керна і відбір шламу через 1-5 м проходки;

- При бурінні структурних свердловин проводити відбір керна в обсязі, необхідному для побудови розрізу і визначення його характеристик;

- При бурінні пошуково-оціночних свердловин проводити суцільний відбір керна в інтервалах передбачуваного залягання нафтогазоносних горизонтів, а також на кордонах стратиграфических підрозділів, відбір шламу здійснювати в межах нафтогазоносних горизонтів через інтервал 1-5 м;

- При бурінні розвідувальних свердловин проводити відбір керна в інтервалах залягання продуктивних пластів в кількості, що забезпечує достатнє освітлення колекторських властивостей;

- При бурінні експлуатаційних свердловин відбір керна проводити по продуктивним пластів в обсязі, що встановлюється проектом з урахуванням конкретних завдань тієї чи іншої групи свердловин.

Обсяги відборів керна і шламу, певні «Тимчасової класифікації ...», є мінімальними. Оптимальний обсяг відбору керна і шламу визначається проектом будівництва конкретної свердловини і, крім того, передбачається коригування в процесі буріння з боку геологічної служби.

Прив'язка керна до розрізу свердловини здійснюється промером бурового інструменту, результати якого заносяться в спеціальний журнал і оформляються актом відбору керна.

Для проведення аналізів з визначення залишкової нефтенасищенності зразки нефтенасищенной керна після вилучення ретельно герметизують, обертаючи спочатку поліетиленовою плівкою, потім змоченою в розігрітому парафіні марлею (тканиною). Зразки керна свердловин, пройдених на безводної основі, занурюють під рівень бурового розчину, забезпечуючи їх металевими етикетками, прив'язаними дротом.

З огляду на, що мета проходки свердловини - отримання інформації про становище кордонів стратиграфических підрозділів, литологических різниць, основних відображають горизонтів, пластів-колекторів; про наявність пластів-колекторів; про характер і об'ємному вмісті флюїдів в пластах-колекторах; про наявність інтервалів з високою (промислової) концентрацією твердих корисних копалин, - повну інформацію про перерахованих вище даних можна отримати тільки при 100% відборі керна. Однак, безперервний відбір керна є важкою і дорогою операцією. Крім того, в тектонічно ослаблених інтервалах, навіть із застосуванням спеціальних методів відбору керна, не виключена ймовірність його часткової втрати. Тому, 100% відбір керна передбачений тільки при проведенні опорного буріння в невивчених районах. В інших свердловинах керн відбирається в обмежених кількостях. У зв'язку з цим, геологічна документація розрізів переважної більшості свердловин здійснюється на основі геофізичних досліджень в свердловині (ГІС), які дозволяють непрямим чином вирішити в якійсь мірі ті ж проблеми, що і відбір керна.

Основна інформація про наявність у зустрінутих пластах-колекторах приток флюїдів, в першу чергу - вуглеводневих, досягається випробуванням цих пластів у відкритому стовбурі.

Відбір керна здійснюється спеціальним колонковим долотом [35], що складається з бурильної головки і керноприймальний пристрій (рис. 5.1.).

 Рис.5.1. Колонкове долото [35]

1 - бурильна головка, 2 - керн, 3 - керноприемника, 4 - корпус керноприймальний пристрій, 5 - клапан.

Бурильна головка (1), що руйнує породу по

периферії вибою, залишає в центрі свердловини колонку породи (керн - 2), що надходить при поглибленні свердловини в керноприймальний пристрій, що складається з корпусу (4) і керноприемника (3). Корпус керноприймальний пристрій з'єднаний з колоною бурильних труб. При заповненні керноприемника керном, керн відривається від субстрату за допомогою кернорвателя, розташованого в нижній частині керноприймальний пристрій. Для утримання керна при підйомі снаряда використовується розташований також в нижній частині колони кернодержателя і клапан (5), що пропускає буровий розчин при заповненні керноприймальний пристрій керном.

Керноприймальний пристрій виготовляються як для використання при роторному бурінні (основний тип Р з незнімним керноприемника) так і при турбінному (тип Т, зі знімним керноприемника - виконання 1 і з незнімним керноприемника - виконання 2).

Випускаються промисловістю колонкові долота типу Р: «Надра», «Силур», «Кембрій» використовуються з лопатевими, шарошечні і алмазними бурильними головками. Подвійні колонкові долота, використовувані при турбінному способі буріння (турбодолота типу Т) мають марки: КТД-3 (зі знімним керноприемника і з шарошечними бурильними головками) і КТД-4С (зі знімним або незнімним керноприемника, з шарошечними або алмазними бурильними головками).

Основним недоліком відбору керна стандартними вищевикладеними способами є його низький вихід при проходці по пухким і тріщинуватих порід, а також неможливість використання для визначення нафто-, газонасиченості прямим методом при бурінні з буровим розчином на водній основі (РВО). Необхідність отримання керна для цієї мети визначила обов'язкове буріння на відкритій поклади при проведенні розвідувальних робіт свердловину з буровим розчином з нафтової (вуглеводневої) основою - РНО (РУО).

 Пошук альтернативних рішень в кінці минулого століття привів до створення спеціальних технологій з відбору керна. Так, на НПП «СібБурМаш» розроблена і впроваджена технологія буріння з відбором ізольованого керна, що виключає негативний вплив РВО, що мінімізує його фільтрацію в керн і забезпечує водонасиченому винесеного керна пластової. Відбір керна здійснюється спеціалізованим керноотборніком ізолюючим (КІ) з ізоляцією керна в процесі відбору пластиковим чохлом (рис.5.2.).

Рис.5.2. Керноприемника ізолюючий (КІ)

Винесений керн розміщують в кернові ящики (рис.5.3), на які незмивною фарбою наноситься інформація про свердловині, інтервалі проходки, вказується номер довбання в заданому інтервалі, дата відбору керна і стрілкою порядок його укладання в ящик. Після макроопісанія керна геологом на буровій його фотографують, а в разі необхідності гідроізолюють (парафінують). Кернових ящик закривають кришкою і упакований таким чином керн транспортують в спеціалізовану лабораторію.

Керн з керноприемника ізолюються (КІ) надходить уже в фторопластовой упаковці (рис.5.4). Після ізоляції торцевих частин цей керн може зберігатися досить довго. Недоліком є ??відсутність можливості попереднього макроопісанія на буровій безпосередньо після винесення.

Шлам відбирають за допомогою спеціального набору сит через рівні інтервали розрізу. Проби шламу промивають, просушують і укладають в паперові пакети і етикетують. У ряді випадків надходить замовлення на відбір Непромитий шламу. В цьому випадку проби пакуються в спеціальні пробні мішки.

При отриманні позитивного результату при випробуванні у відкритому стовбурі свердловина, після закінчення буріння, кріпиться обсадної експлуатаційної колоною і цементується. По завершенню кріплення свердловини, гирло свердловини обладнується колоною головкою, герметизуючої затрубний простір. Колонна головка являє собою флянец, навінченной на кондуктор, і п'єдестал, навинчивающийся на верхній кінець експлуатаційної колони. Для відводів газу з затрубного простору використовується контрольний відведення з вентилем.



Попередня   24   25   26   27   28   29   30   31   32   33   34   35   36   37   38   39   Наступна

Характеристика запасів нафти і газу з економічної ефективності | Характеристика ресурсів нафти і газу з економічної ефективності | Класифікації запасів і ресурсів за кордоном | Класифікація запасів і ресурсів NPD | Історія розвитку бурових робіт | опорні свердловини | структурні свердловини | Пошуково-оціночні свердловини | розвідувальні свердловини | експлуатаційні свердловини |

загрузка...
© um.co.ua - учбові матеріали та реферати