Файл: Основы технологии спуска обсадных колонн в скважину общие правила спуска ок.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 25.10.2023
Просмотров: 43
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
испытывает большое трение о стенки скважины, необходимо обращать внимание на изменение нагрузки на крюке. Контроль за спуском обсадной колонны должен осуществляться по записям и замеру длины колонны, а также по записям регистрирующего манометра индикатора массы (веса). В записях замера обсадных труб указываются число спущенных труб и их суммарная длина. Спуск обсадных колонн является одной из трудоемких и ответственных операций, от темпов которой зависит успех всего процесса бурения. В настоящее время довольно широко применяют средства механизации, облегчающие труд рабочих, а также ускоряющие спуск обсадных труб. В процессе подготовки к спуску эксплуатационной колонны ко 2-му и 3-му поясам вышки прикрепляют хомутами две перекладины из насосно-компрессорных труб. Между этими перекладинами на роликах монтируется двухэтажная люлька для верхового рабочего. Люлька может передвигаться как в вертикальном, так и горизонтальном направлениях. Находящийся в люльке рабочий центрирует обсадные трубы в момент навинчивания.
Для подъема обсадных труб над ротором вместо обычного элеватора применяют легкий шарнирный хомут, подвешиваемый на крюке на двух штропах. Хомут надевают на трубу одновременно со спуском и установкой колонны на ротор. Навинчиваемая труба находится в подвешенном состоянии на хомуте только до тех пор,
пока труба не завинчивается на 3... 4 нитки. После этого хомут снимают и продолжают свинчивать при свободном верхнем конце трубы. В случае если в скважину спускают обсадную колонну со сварными соединительными элементами, обсадные трубы над устьем скважины можно сваривать как автоматической, так и полуавтоматической сварочными установками.
4. Элементы физики нефтегазового пласта как природные коллекторы нефти и газа
1. Гранулометрический состав пород.
2. Пористость и удельная поверхность.
3. Проницаемость горных пород.
4. Неоднородность коллекторских свойств пород.
5. Состав и физическое состояние нефти и газа в условиях продуктивного пласта.
6. Некоторые свойства газов и нефтей.
7.Пластовые воды нефтяных и газовых залежей.
Каждый продуктивный пласт характеризуется совокупностью величин, по которым можно определить вероятные запасы пластовой жидкости, оценить возможный дебит скважин, выбрать характеристику фильтра, правильно подобрать состав промывочной жидкости, конструкцию скважины и т.д.
Проницаемостью называется свойство горных пород пропускать через себя жидкости и газы при наличии перепада давления.
Проницаемость определяется размерами пор. Почти все осадочные породы: пески, песчаники, известняки, доломиты обладают проницаемостью. Чем выше проницаемость пластов, тем больше производительность пробуренных на них скважин, тем быстрее передается давление по пласту, тем более вероятной является продолжительность работы пласта при упруговодонапорном или водонапорном режимах, тем эффективнее могут быть проведены работы по поддержанию пластового давления и осуществлению вторичных методов разработки и тем выше нефтеотдача пласта.
Количественно проницаемость оценивается из закона линейной фильтрации Дарси
(4.1)
где
- скорость линейной фильтрации, м/с;
Q - объемный расход жидкости в единицу времени, м3/с;
F - площадь фильтрации, м?;
- динамическая вязкость жидкости, Па с;
- перепад давления, Па;
к - коэффициент проницаемости, м2.
Тогда из формулы (4.1) коэффициент проницаемости для жидкостей запишется в виде:
(4,2)
При измерении проницаемости по газу
(4.3)
18
где р1и р2- соответственно давление газа на входе в образец и на выходе из него, Па;
q0- расход газа при атмосферном давлении р0, м3/с.
В системе СИ за единицу измерения коэффициента проницаемости принят [м2]. На практике обычно используют - [мкм2], Дарси [Д], миллидарси [мД], которые связаны между собой следующим соотношением:
1 м2=10
12 мкм2=1012 Д =1015 мД
Различают коэффициенты абсолютной, фазовой и относительной проницаемостей.
Абсолютная проницаемость - проницаемость, характеризующая только физические свойства породы и определяемая при наличии в пористой среде одной какой-либо жидкости или газа, химически инертной по отношению к породе.
Фазовая проницаемость - проницаемость породы для одной из фаз, движущихся в порах двухфазной или многофазной системы.
Относительная проницаемость - отношение эффективной фазовой проницаемости к абсолютной.
Проницаемость пород нефтяных и газовых месторождений меняется от 0,001...3+5 мкм2. Наибольшее распространение имеют породы с проницаемостью от 0,2...1 мкм2. Породы, имеющие проницаемость менее 0,03...0,5 мкм2 слабопроницаемы и практически не вовлекаются в процесс фильтрации при существующих пластовых градиентах давлений.
Эффективная пористость представляет собой объем пор, по которым флюид может извлекаться при разработке пласта (значения как правило меньше открытой пористости). В значение эффективной пористости не входит поровое пространство субкапиллярных пор, так как в них не происходит движение жидкости. Также при учете эффективной пористости не учитывается объемом пор, занятых неподвижной пленкой, обволакивающей зерна породы, и объемом неподвижной жидкости на контактах зерен, где жидкость удерживается молекулярно-поверхностными силами.
Kэ=Vэ.пор/Vобр
Обозначения:
Кэ – коэффициент эффективной пористости
Vэ.пор– объем пор, обеспечивающий движение флюида
Vобр – объем образца породы
Для подъема обсадных труб над ротором вместо обычного элеватора применяют легкий шарнирный хомут, подвешиваемый на крюке на двух штропах. Хомут надевают на трубу одновременно со спуском и установкой колонны на ротор. Навинчиваемая труба находится в подвешенном состоянии на хомуте только до тех пор,
пока труба не завинчивается на 3... 4 нитки. После этого хомут снимают и продолжают свинчивать при свободном верхнем конце трубы. В случае если в скважину спускают обсадную колонну со сварными соединительными элементами, обсадные трубы над устьем скважины можно сваривать как автоматической, так и полуавтоматической сварочными установками.
4. Элементы физики нефтегазового пласта как природные коллекторы нефти и газа
1. Гранулометрический состав пород.
2. Пористость и удельная поверхность.
3. Проницаемость горных пород.
4. Неоднородность коллекторских свойств пород.
5. Состав и физическое состояние нефти и газа в условиях продуктивного пласта.
6. Некоторые свойства газов и нефтей.
7.Пластовые воды нефтяных и газовых залежей.
-
Молекулярно - поверхностные свойства воды, система "жидкость - пористая среда". -
Понятие о коэффициенте аномальности пластового давления, индексе давлении поглощения и поровом давлении в суспензии.
Каждый продуктивный пласт характеризуется совокупностью величин, по которым можно определить вероятные запасы пластовой жидкости, оценить возможный дебит скважин, выбрать характеристику фильтра, правильно подобрать состав промывочной жидкости, конструкцию скважины и т.д.
Проницаемость горных пород.
Проницаемостью называется свойство горных пород пропускать через себя жидкости и газы при наличии перепада давления.
Проницаемость определяется размерами пор. Почти все осадочные породы: пески, песчаники, известняки, доломиты обладают проницаемостью. Чем выше проницаемость пластов, тем больше производительность пробуренных на них скважин, тем быстрее передается давление по пласту, тем более вероятной является продолжительность работы пласта при упруговодонапорном или водонапорном режимах, тем эффективнее могут быть проведены работы по поддержанию пластового давления и осуществлению вторичных методов разработки и тем выше нефтеотдача пласта.
Количественно проницаемость оценивается из закона линейной фильтрации Дарси
(4.1)где
- скорость линейной фильтрации, м/с;Q - объемный расход жидкости в единицу времени, м3/с;
F - площадь фильтрации, м?;
- динамическая вязкость жидкости, Па с; - перепад давления, Па;к - коэффициент проницаемости, м2.
Тогда из формулы (4.1) коэффициент проницаемости для жидкостей запишется в виде:
(4,2)При измерении проницаемости по газу
(4.3)18
где р1и р2- соответственно давление газа на входе в образец и на выходе из него, Па;
q0- расход газа при атмосферном давлении р0, м3/с.
В системе СИ за единицу измерения коэффициента проницаемости принят [м2]. На практике обычно используют - [мкм2], Дарси [Д], миллидарси [мД], которые связаны между собой следующим соотношением:
1 м2=10
12 мкм2=1012 Д =1015 мД
Различают коэффициенты абсолютной, фазовой и относительной проницаемостей.
Абсолютная проницаемость - проницаемость, характеризующая только физические свойства породы и определяемая при наличии в пористой среде одной какой-либо жидкости или газа, химически инертной по отношению к породе.
Фазовая проницаемость - проницаемость породы для одной из фаз, движущихся в порах двухфазной или многофазной системы.
Относительная проницаемость - отношение эффективной фазовой проницаемости к абсолютной.
Проницаемость пород нефтяных и газовых месторождений меняется от 0,001...3+5 мкм2. Наибольшее распространение имеют породы с проницаемостью от 0,2...1 мкм2. Породы, имеющие проницаемость менее 0,03...0,5 мкм2 слабопроницаемы и практически не вовлекаются в процесс фильтрации при существующих пластовых градиентах давлений.
Эффективная пористость
Эффективная пористость представляет собой объем пор, по которым флюид может извлекаться при разработке пласта (значения как правило меньше открытой пористости). В значение эффективной пористости не входит поровое пространство субкапиллярных пор, так как в них не происходит движение жидкости. Также при учете эффективной пористости не учитывается объемом пор, занятых неподвижной пленкой, обволакивающей зерна породы, и объемом неподвижной жидкости на контактах зерен, где жидкость удерживается молекулярно-поверхностными силами.
Формула для расчета эффективной пористости:
Kэ=Vэ.пор/Vобр
Обозначения:
Кэ – коэффициент эффективной пористости
Vэ.пор– объем пор, обеспечивающий движение флюида
Vобр – объем образца породы