Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
1.Документация на строительство скважины.
Нефтегазовая компания владеет правом на разработку месторождения или его части. В соответствии с действующим законодательством недра являются собственностью государства (Закон РФ "О недрах"). Разработка нефтегазовых месторождений осуществляется на основании лицензии (разрешения) на право пользования недрами, выдаваемой конкретному юридическому лицу. Владелец лицензии, обладая монопольным правом на определенный участок недр, привлекает для выполнения отдельных видов работ другие компании.
Лицензия выдается на основании Положения о порядке выдачи специальных разрешений (лицензий) на виды деятельности, связанные с повышенной опасностью промышленных производств (объектов) и работ, а также обеспечением безопасности при пользовании недрами и Методических указаний по организации и осуществлению лицензионной деятельности в нефтяной и газовой промышленности .
Основными документами, на основании которых осуществляется строительство скважин, являются технический проект и смета.
Технический проект включает разделы:
В приложение к проекту включаются: геолого-технический наряд, обоснование продолжительности строительства скважины, схема расположения бурового оборудования, схемы обвязки устья скважины при бурении и испытании, нормы расхода долот, инструмента и материалов, профиль наклонной скважины, схему транспортных связей, документы для обоснования дополнительных расходов времени и средств, а также могут включаться расчет обсадных колонн, расчет цементирования, специальные вопросы по предупреждению осложнений, решения по технологии углубления и испытания и т.д.
Смету на строительство скважины составляют к каждому техническому проекту. Она определяет общую стоимость скважины и служит основой для расчета бурового предприятия с заказчиком.
Смета состоит из четырех разделов, соответствующих основным этапам строительства скважины:
Раздел 1. Подготовительные работы к строительству скважины.
Раздел 2. Строительство вышки, привышечных сооружений, зданий котельных, монтаж и демонтаж оборудования.
Раздел 3. Бурение и крепление скважины.
Раздел 4. Испытание скважины на продуктивность.
2. Конструкция скважины и ее проектирование.
Скважина (well, hole) – горнотехническое сооружение в недрах, осевая протяженность которого значительно превышает поперечные размеры (диаметр), построенное без доступа в него человека.
Скважины предназначены для использования полезных свойств недр.
Недра – часть земной коры, расположенная ниже почвенного слоя, а при его отсутствии – ниже земной поверхности и дна водоемов и водотоков, простирающаяся до глубин, доступных для геологического изучения и освоения (преамбула Закона «О недрах»).
Горная подсистема – массив пород вокруг ствола скважины, свойства которого в результате бурения изменились по сравнению с исходными (техногенный массив).
Техническая подсистема – подземное и наземное оснащение скважины.
Элементы горной подсистемы скважины
Устье скважины (mouth) – место пересечения контура скважины с поверхностью, с которой началось ее бурение.
Ось скважины (axis) – воображаемая линия, проходящая через условные центры поперечных сечений скважины. В проектных документах ось скважины имитирует траекторию ее ствола. Ось скважины имеет сложную пространственную форму.
Стенка скважины (wall) – боковая поверхность скважины по отношению к ее оси.
Забой – поверхность, по которой происходит разрушение горной породы рабочим инструментом в процессе углубления скважины (дно скважины);
Ствол скважины – пространство в массиве горных пород, ограниченное контурами скважины, то есть её устьем, стенками и забоем. Имеет условно цилиндрическую форму.
Элементы технической подсистемы скважины.
Обсадная колонна (ОК) – колонна труб, спущенных в скважину, имеющая постоянную или временную связь (сцепление) с ее стенками.
Цементное кольцо – цементный камень, заполняющий пространство между стенкой ствола скважины и обсадной колонной (кольцевое пространство).
Башмак – элемент низа обсадной колонны.
Крепь скважины – система из ряда последовательно спущенных в скважину и зацементированных обсадных колонн.
Скважина является горнотехническим сооружением.
Обсаженный интервал (обсаженная часть ствола скважина) – интервал вдоль оси скважины, в котором её стенки закреплены (перекрыты) обсадной колонной.
Не обсаженный интервал (открытый ствол) – интервал по оси скважины, где нет обсадной колонны.
Выход (ствола скважины) из под башмака – расстояния от башмака (низа обсадной колонны) до забоя скважины.
Глубина скважины – расстояние от устья до забоя, измеренное по вертикали. Иногда для удобства отсчет глубины ведут от принятой нулевой отметки на поверхности над устьем.
Протяженность (длина) ствола скважины – расстояние от устья до забоя, измеренное по оси скважины.
Альтитуда (абсолютная высота) устья скважины – расстояние от точки земной поверхности до уровня поверхности, принятой в геодезической сети за исходную.
Понятие конструкции скважины. Конструкция скважины - это состав и взаимное расположение ее частей.
В процессе углубления скважины возникает необходимость закрепления ее стенок в интервалах неустойчивых пород, предотвращения межпластовых перетоков пластовых флюидов, разделения интервалов с несовместимыми условиями бурения (например, существенно отличающихся плотностью промывочной жидкости), разобщения продуктивных горизонтов и изоляции их от водоносных пластов, образовании надежного канала в скважине для извлечения углеводородов или подачи закачиваемых в пласт жидкостей или газов, создании надежного основания для установки устьевого оборудования. Эти задачи решаются путем формирования внутреннего устройства скважины основной частью которого является крепь скважины, представляющая собой систему из ряда последовательно спущенных в скважину и зацементированных ОК.
В понятие конструкции скважины включают следующие ее характеристики:
глубину (протяженность) скважины;
число обсадных колонн, спускаемых в скважину, глубину их спуска, длину (протяженность), номинальный диаметр обсадных колонн и интервалы их цементирования;
диаметр ствола скважины под каждую обсадную колонну.
Обсадные колонны различаются по назначению, глубине спуска и имеют свое название .
Первая труба или колонна труб называется направлением. Она служит для предотвращения размыва устья скважины промывочной жидкостью, соединения его с циркуляционной системой БУ, создания направления стволу скважины. Длина направления, как правило, составляет 3-10 м. В некоторых случаях используют удлиненное направление, спускаемое на глубину 50-80 м;
Колонна труб, спускаемая после направления называется кондуктором. Она предназначена для закрепления стенок верхней части скважины, которая, как правило, представлена непрочными породами, а также предохранения водоносных горизонтов – источников водоснабжения от загрязнения и истощения. Глубина спуска кондуктора составляет несколько сотен метров;
Самая внутренняя колонна обсадных труб носит название эксплуатационной. Она служит, прежде всего, для извлечения или закачки в пласта различных агентов. Глубина ее спуска определяется положением эксплуатируемого пласта.
Все колонны обсадных труб между кондуктором и эксплуатационной называют промежуточными. Их спускают для перекрытия сравнительно глубоко залегающих неустойчивых пород и зон поглощения промывочной жидкости (зоны риска).
Обычно верхний конец колонны обсадных труб устанавливают на устье скважины. Нередко, однако, верхний конец колонны располагают в скважине на значительной глубине от устья. Такую колонну называют потайной (хвостовиком).
Если потайная колонна не имеет связи с предыдущей колонной, то она называется "летучкой".
Спущенную обсадную колонну цементируют в стволе скважины по всей длине или в некотором интервале, начинающемся от нижнего конца колонны.
Промежуточная колонна в отдельных случаях, когда имеется опасность чрезмерного ее износа при бурении нижерасположенного интервала, может быть съемной или проворачиваемой. В этом случае ее не цементируют.
Эксплуатационная колонна, если необходимо, может оставаться незацементированной против продуктивного пласта.
Выбор диаметров труб и обоснование КНБК.
Диаметр бурильных труб и УБТ выбирают на основе рекомендуемых соотношений размеров долот, бурильных труб, УБТ и забойного двигателя с учетом диаметра обсадной колонны, под которую ведется бурение. Жесткость наддолотного комплекта УБТ должна быть не ниже жесткости обсадной колонны, которую затем предстоит спустить в данный интервал. Чтобы избежать опасной концентрации напряжений в месте соединения БТ с УБТ, отношение наружных диаметров бурильных труб и УБТ принимают не менее 0,75.
При меньшей величине соотношения над КНБК включают одну или несколько секций УБТ меньшего диаметра.
Диаметр УБТ нижней секции не должен превышать диаметра забойного двигателя.
Принципы расчета бурильной колонны.
БК рассчитывают на статическое нагружение от совместного действия нормального (растягивающего) , касательного и изгибающего напряжений. Условие прочности в общем виде (для наклонно направленной скважины) имеет вид: , где - предел текучести материала бурильных труб, ; - коэффициент запаса прочности.
В соответствии с п. 2.7.4.1. Правил для роторного бурения не менее 1.5, для бурения забойными двигателями - . В вертикальных скважинах пренебрежимо мало, поэтому: .В расчетах используют упрощенный вариант этого условия: , где 1.04 - коэффициент, учитывающий касательные напряжения.
Графическое изображение конструкции скважины.
Конструкцию скважины условно изображают следующим образом:
одной вертикальной сплошной линией показывают обсадную колонну; число у верхнего конца такой линии означает наружный диаметр обсадной колонны в миллиметрах; число у нижнего конца линии - глубину спуска колонны в метрах;
если в конструкцию скважины входит потайная колонна, сплошной линией показывают только интервал действительного размещения ее труб, а пунктирной линией - интервал от верхнего конца колонны до устья; диаметр потайной колонны указывают у верхнего конца пунктирной линии; число у верхнего конца сплошной линии показывает глубину верхнего конца колонны от устья скважины;
направление на графическом изображении конструкции, как правило, не показывают;
интервал цементирования показывают штриховкой; числа у границ интервала означают глубину этих границ от устья;
если обсадная колонна составлена из труб разных диаметров, ее изображают отрезками двух (или трех - по числу диаметров) прямых, нижний из которых располагают ближе к оси скважины, чем верхний; в месте стыковки секций из труб разных диаметров отрезки соединяют наклонной прямой и указывают глубину моста стыковки от устья. У верхнего конца верхнего отрезка числами показывают наружные диаметры секций, например 168146.
При подсчете количества колонн, входящих в конструкцию скважин, направление и кондуктор не учитывают. Конструкцию скважины, состоящую из эксплуатационной и одной промежуточной колонн, называют двухколонной, а из эксплуатационной и двух промежуточных - трехколонной и т. д.
С целью экономии материалов, расходуемых на крепление скважин, обсадные колонны стремятся собирать из труб уменьшенного диаметра с меньшей толщиной стенки. Облегченные таким образом колонны позволяют, кроме экономии металла, цемента, реагентов и других материалов, сократить срок проходки скважины, так как ствол под каждую такую колонну бурят долотом соответственно уменьшенного диаметра. Таким образом, появились термины - облегченные и упрощенные конструкции. К облегченным относят такие конструкции, в которых число колонн сохраняется без изменения, но уменьшается их диаметр и соответственно масса.
В зависимости от геолого-технических условий проходки скважин первоначально разработанная и применяемая конструкция может быть упрощена путем:
а) сокращения количества промежуточных колонн;
б) уменьшения длины спуска кондуктора или промежуточных колонн;
в) частичного крепления ствола скважин;
г) спуска колонн двумя секциями (частями) и др.
Возможность упрощения конструкции скважины появляется после приобретения опыта их проходки в различных геологических условиях. Например, применение высококачественной ПЖ позволяет бурить без спуска промежуточной колонны. Существовавшая ранее четырехколонная конструкция скважины превращается в трехколонную, трехколонная - в двухколонную.
Частичное крепление ствола возможно в тех случаях, когда часть разреза скважины состоит из прочных пород, обеспечивающих устойчивость стенок в течение длительного периода существования скважины. Например, на Туймазинских промыслах (Татария) частично закрепляли только верхнюю часть ствола кондуктором и призабойную часть с нефтяными пластами коротким хвостовиком, спускаемым на бурильных трубах с левым переводником. Средняя часть ствола, сложенная из устойчивых пород, не закреплялась трубами.
3. Горизонтальные скважины. Их профили и значение при разработке нефтяных и газовых месторождений.
Наклонно-направленная скважина – скважина, для которой проектом предусмотрено искусственные отклонения забоя от вертикали.
Искусственно отклоненные скважины:
Искусственное отклонение скважин применяется для:
Профиль и план искусственно искривленной скважины.
Искривление скважины в данной точке характеризуется.
Направление отсчета, направление проводки скважины.
Искривление скважины
Азимутальный угол – угол измеряемый в горизонтальной плоскости между принятым направлением начала отсчета и проекцией на горизонтальную плоскость к оси ствола в точке замера.
Наклонную скважина.
Графически можно представить в виде проекции ее оси на:
Профили направленных скважин:
Компоновки низа бурильной колонны для бурения наклонных скважин.
Участки профиля направления скважины:
Компоновка низа буровой колонны для бурения наклонных скважин.
Выполнение проектного профиля искусственно искривлённой скважине достигается использование на каждом её участке соответствующей компоновки низа буровой колонны.
Отклоняющий инструмент.
Вращающий момент и нагрузка на долото от одного отрезка вала к другому передаётся при помощи шаровой пяты.
Области эффективного применения горизонтальных скважин.
А.)на морских месторождениях, где с одной платформы необходимо охватить площадь залежи и выработать запасы нефти за относительно короткий «срок жизни» нефтяной платформы.(примерно 20 лет).
Б.)при дренировании запасов в санитарных (около населенных пунктов) или водоохранных зонах (морей, рек, озер и т.д.)
В.)при дренировании запасов нефти, на залежах с малой эффективной нефтенасыщенной толщиной и (или) низкопроницаемым коллектором.
Г.) при дренировании оторочек на залежах с газовой шапкой и подошвенной водой или на водоплавающих залежах(газой шапки нет, а снизу везде вода).
Д.) при дренировании запасов высовязкой нефти.
Во всех остальных случаях применение горизонтальных скважин требует специального обоснования. Необходимо доказать, что горизонтальная скважина практически дадут больший эффект по сравнению с вертикальными.
Одной из проблем применения горизонтальных скважин может являться слабая геологическая изученность объекта разработки.
Нередко эта проблема решается путем бурения пилотных стволов.
После бурения кислотного ствола в нем реализуется комплекс ГИС, затем этот же ствол цементируется (нижняя часть), а используя верхнюю часть ствола скважины забуривают горизонтальный ствол, который обсаживается и цементируется.
Иногда проблему слабой геологической изученности решают путем использования систем разработки, в которых сочитается использование горизонтальных и наклонных-направленных скважин.
Следует иметь ввиду, что с экономической точки зрения в плотных прочных породах может оказаться эффективным бурение многоствольных горизонтальных скважин.
Эти стволы не обсаживаются, тогда их стоимость будет относительно невелика.
Если в многоствольной скважине каждый ствол необходимо обсадить т.е .стоимость каждого ствола будет равна стоимости отдельного месторождения.
Основные виды гор.скважин и схемы их применения
Кроме классических ГС скважин в расчлененных пластах используют пологие ГС для того, чтобы забой скважины вскрыл все нефтенасыщенные пропластки.
Классическая схема ГС
ГС в слоистом пласте
4- прослои с разной проницаемостью
ГС сложного профиля
ГС сложного профиля применяются редко. Для поддержания Рпл т.е. в качестве нагнетательных. Использование скважины сложного профиля для добычи нефти трудно т.к. сложно промыть песчаные пробки, избавится от отложений парафина. В таких скважинах образуются водяные подушки и газовые пузыри.
Схемы применения ГС.
Чаще всего ГС сочетается с верт. Скважинами. Для того чтобы бурить ГС необходимо хорошо знать геологич строение пласта.
Варианты расстановки ГС
1- ГС 2-нагнетательна скважина
- пятиточечная система
-трёхрядная сист.
- семиточечная сист .
- Ромашка
В реальной жизни ГС исп. Для выработки запасов из застойных и малопродуктивных зон. В том числе из отд. Малопродуктивных пропластков. Чаще бурят бок. Гор. стволы из обводнившихся добывающих скважин. Такие гор. скважины выглядят приблизительно так:
4. Понятие о механических свойствах горных пород. Основные показатели механических свойств в бурении и их роль.
Это специфические особенности г/п, которые проявляются в различных мех. процессах и которые определяются природой и строением г/п
сжимаемость - ↓V г/п в процессе сжатия за счет пор
проницаемость – способность породы пропускать через себя под действием давления жидкости/газы/газожидкостные смеси
плотность – масса единицы обьема в тв. теле (без пор)
обьемная масса – масса ед. обьема г/п в ее естественном состоянии (с порами)
прочность – характерезует напряжение, при котором тело начинает разрушаться σсж>τc>σизг>σp
упругость – св-во восстанавливать первоначальную форму после снятия нагрузки
пластичность – св-во г/п, которое заключается в прямопропорциональной связи напряжения и деформации, а так же в наличии остаточной деформации после снятия нагрузки
ползучесть – постепенное ↑ деформации при неизменном напр., которое может быть меньше пердела упругости
твердость – способность г/п препятствовать проникновению в нее любых других тел
предел усталости – наибольшее max напр., при котором тело не разрушается при любом числе циклов нагружения
абразивность – способность изнашивать в процессе трения металлы и твердые сплавы
Механические свойства и классификация горных пород.
Твердость горных пород.
Определяют по ГОСТ 12288-66 на стандартизованном приборе (УМПГ-3, УМПГ-4) путем вдавливания в образец породы штампа, имеющего плоскую опорную поверхность с .
Применяют штампы двух видов: стальной и с твердосплавной вставкой. Площадь штампа зависит от размера минеральных зерен, структуры и текстуры породы.
По характеру деформации под штампом все породы поделены на три класса:
Твердость (твердость по штампу) , - критическое давление под штампом на контакте с породой, соответствующее первому скачку разрушения.
Хрупкие породы., где – нагрузка в момент хрупкого разрушения, ; – поверхность контакта,.
Упруго пластичные породы. - упругая деформация, - пластическая деформация, - нагрузка, соответствующая пределу текучести.
Предел текучести . Коэффициент пластичности , где - работа упругого деформирования; - работа полного деформирования (до момента разрушения). .
Пластичные породы. Твердость по штампу не определяется. Коэффициент пластичности . Предел текучести . Удельная объемная работа разрушения – затрата энергии на разрушение единицы объема горной породы под штампом (, ). Закон Гука для продольной деформации (линейное растяжение или сжатие): , где - напряжение линейного растяжения или сжатия, ; – модуль Юнга (модуль продольной упругости), ; – относительное изменение линейного размера тела.
Зависимость коэффициента пластичности (1), твердости (2) и предела текучести (3) для мрамора от скорости приложения нагрузки (штамп ).
Абразивность горных пород.
Абразивность горной породы характеризует ее способность изнашивать породоразрушающий инструмент.
Оценивается по интенсивности износа эталонного образца при взаимодействии с породой. Показатель абразивности зависит от того, какой материал принят за эталонный (сталь, твердый сплав и т.д.).
5. Заканчивание скважины. Виды работ и их назначение.
Конечная цель строительства скважины на нефть или газ (поисковой, разведочной или эксплуатационной) – достижение нефтегазовой залежи в недрах земли, вскрытие ее и получение притока (кратковременного или длительного) пластового флюида. Все работы на этом завершающем этапе объединяются под единым термином "заканчивание скважин".
С точки зрения реализации конечных целей скважина на нефть и газ представляет собой сложное гидротехническое сооружение, предназначенное для создания надежной гидродинамической связи с продуктивным пластом (дренирование его) и отбора пластового флюида. Надежность скважины как гидротехнического сооружения зависит от качества вскрытия продуктивного горизонта, правильности разработки конструкции скважины для интервала продуктивного горизонта и качества изоляции этого интервала. Заканчивание скважины – наиболее ответственный этап ее строительства, от качества выполнения которого зависят результаты исследования продуктивного пласта и последующая производительность скважины.
Заканчивание скважины включает следующие основные виды работ:
Заключительные работы по окончании бурения и заканчивания скважины.
Демонтаж буровой установки, вспомогательных сооружений
и инженерных коммуникаций.
Демонтаж бурового оборудования, вышки и привышечных сооружений и подготовка их к транспортированию на новую точку. Отправка демонтированного оборудования и имущества на новую точку.
Утилизация и захоронение производственных отходов,
рекультивация земельного участка.
Параллельно с демонтажем буровой установки проводят очистку территории от металлолома и строительного мусора, выполняют работы по охране окружающей среды – утилизацию и захоронение производственных отходов, рекультивацию земельного участка (восстановление нарушенного слоя почвы).
Скважину по акту передают на баланс заказчика (недропользователя), который несет ответственность за ее техническое состояние, в том числе после ликвидации скважины.
10 Заканчивание скважины.
Это все работы, выполняемые на завершающем этапе строительство скв. в продуктивном пласте.
- первичное вскрытие продуктивного пласта
-конструктивное оформление призабойного участка скважины
-второе вскрытие продуктивного горизонта
-исследование продуктивных пластов
-освоение продуктивных пластов с промышленным запасом.
10.1 Конструкция призабойного участка скважины.
Призабойным – называется участок от кровли продуктивного горизонта до конечной глубины скважины. В добывающих и нагнетательных скв. Конструкция этого участка должна обеспечивать:
-сохранять устойчивость стенок призабойного участка
-наибольшую производительность скв.
-исключения прорыва к эксплуатируемым объектам посторонних жидкостей.
Существуют три основных варианта конструкции призабойного участка скв.
При выборе наиболее рационального варианта конструкции призабойного участка скв.:
-особенности строения продуктивной зоны
-тип коллектора и его классификационная принадлежность
-физико-геологич. особенности продуктивного пласта.
-ожидаемое пластовое давление
-опыт вскрытия прод. зоны в соседних скважинах.
1й вариант
Скважину бурят до кровли продуктивного пласта, прерывают промежуточную ОК и цементируют ее. После испытания ОК на герметичность вскрывают продуктивный пласт. В зависимости от устойчивости стенок ствола скважины и типа коллектора вскрытый интервал продуктивного пласта:
- не закрепляют
- закрепляют потайной колонной в виде перфорированных труб или фильтров
Недостатки:
- непригодность для использования в залежах с многопластовым строением
-ограниченность протяженности вскрываемого интервала продуктивного горизонта при необходимости установки фильтра 10- 12м
-затрудненность борьбы с подошвенной водой
2й вариант
Вскрывают продук. пласт, спускают эксплатационную колонну, оснащенную фильтром и цементируют ее выше кровли манжетное цементирование.
Не позволяет применять спец. способы бурения в прод. пласте и подбирать св-ва ПЖ, исходя только из хара-тики и св-тв пласта.
Потому условия вскрытия прод. пласта по давлению и первым вариантом хуже.
3й вариант.
Продук. пласт вскрывают на всю толщину спускают обс. Колонну и цементируют ее.
Для создания гидродин. Связи скв. С продук. Пластом ОК и и находящейся за ней цемент. Камень перфорируют.
Недостатки:
-при разбуревании многопластовой залежи верхние вскрытые продуктивные пласты подвергаются длительному отрицательному воздействию ПЖ.
-прод. пласты находятся в контакте с ТР который может существенно повлиять на прониц. колек-ра в приствольной ее части.
-зависимость притока флюида от кач-ва перфорации.
Заканчивание скважины включает следующие основные виды работ:
В настоящее время в России и за рубежом основным направлением работ в области заканчивания скважин является обеспе чение условий эффективного вскрытия продуктивного пласта в целях сохранения его коллекторских свойств. Вместе с этим важным направлением считается разработка конструкций забоев скважин, позволяющих эксплуатировать их в условиях, осложненных неустойчивостью коллектора, коррозионной средой, аномальными давлениями и температурами и т.д.
Эти два направления взаимно связаны и преследуют одну общую цель - обеспечение оптимальных условий извлечения флюида из продуктивного пласта.
Разработаны и эксплуатируются различные конструкции забоев для осложненных и неосложненных условий.
В любом случае конструкция забоя скважины должна обес печивать:
1)механическую устойчивость призабойной части пласта, до ступ к забою скважин спускаемого оборудования, предотвраще ние обрушения породы;2)эффективную гидродинамическую связь забоя скважины с нефтенасыщенным пластом;3)возможность избирательного вскрытия нефтеиасыщенных и изоляцию водо- или газонасыщенных пропластков, если из по следних не намечается добыча продукции;4)возможность избирательного воздействия на различные про пластки или на отдельные части (по толщине) монолитного пласта;5)возможность дренирования всей нефтенасыщеннон толщины пласта.
Теологические и технологические условия разработки место рождений различны, поэтому существует несколько типовых конструкций забоев скважин.
1. При открытом забое (рис. IV. 1, а) башмак обсадной ко лонны цементируется перед кровлей пласта. Затем пласт вскры вается долотом меньшего диаметра, причем ствол скважины против продуктивного пласта оставляется открытым. Такая кон струкция возможна при достаточно устойчивых горных по родах;
при сравнительно однородном пласте, не переслаивающимся глинами, склонными к набуханию и обрушению без газоносных и водоносных прослоев; при наличии до вскрытия пласта доста точно точных данных об отметках кровли и подошвы продук тивного пласта; при относительно малой толщине пласта, остав ляемого без крепления, а также в том случае, если при экс плуатации такой скважины не может возникнуть необходимость избирательного воздействия па отдельные пропластки.
Существенным достоинством открытого забоя является его гидродинамическая эффективность.
Скважина с открытым забоем принимается за эталон и ее коэффициент гидродинамического совершенства принимается равным единице. Вместе с тем, невозможность избирательного вскрытия нужных пропластков и избирательного воздействия на них вместе с постоянной угрозой обвалов в призабойной зоне при создании больших депрессий сильно ограничивают возмож ности использования открытого забоя. Поэтому менее 5 % всего фонда скважин имеют открытый забой.
2. Если забой скважины оборудован фильтром, то возможны два варианта конструкции.
Первый вариант (рис. IV.1, б): скважина бурится сразу до подошвы пласта, крепится обсадной колонной с заранее насвер ленными отверстиями в нижней части, приходящимися против продуктивной толщи пласта, затем выше кровли пласта ко лонна цементируется по способу манжетной заливки. Простран ство между перфорированной частью колонны и вскрытой по верхностью пласта остается открытым.
Условия применения такой конструкции по существу одина ковы с условиями для применения открытого забоя. Однако в этом случае более надежно крепление забоя и гарантируется сохранение полного диаметра колонны до самого забоя даже в случаях частичного обрушения пород в призабойной части.
Второй вариант (рис. IV. 1, в): башмак обсадной колонны спускается до кровли пласта и цементируется. В открытой ча сти пласта находится фильтр с мелкими круглыми или щелевидными отверстиями. Кольцевое пространство между верхней частью фильтра и низом обсадной колонны герметизируется спе циальным сальником или пакером. Основное назначение филь тров — предотвращение поступления песка в скважину. Конструкция забоя с фильтром применяется редко и только как средство борьбы с образованием песчаных пробок в сква жинах, вскрывающих несцементированные нефтенасыщенные песчаные пласты, склонные к пескопроявлению.
3. Скважины с перфорированным забоем (рис. IV. 1, г) на шли самое широкое распространение (более 90% фонда). В этом случае пробуривается ствол скважины до проектной от метки. Перед спуском обсадной колонны ствол скважины и осо бенно его нижняя часть, проходящая через продуктивные пла сты, исследуется геофизическими средствами. Результаты таких исследований позволяют четко установить нефте-, водо- и газо насыщенные интервалы и наметить объекты эксплуатации. После этого в скважину опускается обсадная колонна, которая цементируется от забоя до нужной отметки, а затем перфори руется в намеченных интервалах.
Скважина с перфорированным забоем имеет следующие пре имущества.
Упрощение технологии проводки скважины и выполнения комплексных геофизических исследований геологического раз реза.
Надежная изоляция различных пропластков, не вскрытых перфорацией.
Возможность вскрытия пропущенных или временно закон сервированных нефтенасыщенных интервалов.
Возможность поинтервального воздействия на призабойную зону пласта (различные обработки, гидроразрыв, раздельная закачка или отбор и др.).
Устойчивость забоя скважины и сохранение ее проходного сечения в процессе длительной эксплуатации. Перфорированный забой при вскрытии пласта, склонного к пескопроявлению, не обеспечивает надежную защиту скважины от поступления песка и образования песчаных пробок на забое. Поэтому при вскры тии рыхлых коллекторов для защиты от песка против перфори рованного интервала размещают дополнительный фильтр для задержки песка. Однако в этом случае фильтрационное сопро тивление потоку пластовой жидкости резко возрастает.
Кроме того, перфорированный забой вызывает сгущение ли ний тока у перфорационных отверстий, что приводит к увеличе нию фильтрационного сопротивления по сравнению с открытым забоем.
7. Экологические проблемы при строительстве скважин.
Загрязнителями окружающей среды при проходке и оборудовании скважин являются многочисленные химические реагенты, применяемые для приготовления буровых растворов. К настоящему времени не все реагенты, входящие в состав буровых растворов, имеют установленные ПДК и лимитирующие показатели вредности.
Существенно загрязняют окружающую среду нефть и нефтепродукты, которые могут поступать на поверхность не только в качестве компонентов буровых растворов, но и при использовании горюче-смазочных материалов, при испытании скважин или в результате аварии.
При строительстве буровой загрязнение атмосферы в основном ограничивается выбросами в атмосферу отработанных газов от двигателей транспортных средств.
Работа дизельных установок в течение года на одной буровой обеспечивает выброс в атмосферу до 2 т УВ и сажи, более 30 т оксида азота, 8 т оксида углерода, 5 т сернистого ангидрида. Перевод буровых станков на электропривод позволит снизить расход нефтепродуктов, уменьшить загрязнение территории и ликвидировать выбросы в атмосферу продуктов сгорания топлива.
В период проходки скважины негативное воздействие на почвенный слой, поверхностные и подземные воды оказывают буровые растворы, расход которых на один объект может достигать 30 м3/сут. Кроме того, при бурении скважин возможно применение нефтепродуктов в объеме до 1 тыс. т в год.
В период испытания скважины преобладает углеводородное загрязнение, а на этапе демонтажа буровой происходит загрязнение территории за счет использованных технических материалов и не подлежащего восстановлению оборудования.
В состав промывочных жидкостей входит целый ряд химических ингредиентов, которые обладают токсичными свойствами (аммоний, фенолы, цианогруппы, свинец, барий, полиакриламид и пр.). Особенно тяжелые экологические последствия вызывает сброс промывочных жидкостей специального назначения, например, на соляровой основе. Наличие органических реагентов способствует образованию суспензий и коллоидных систем в сточных водах.
Источники загрязнения при бурении скважин условно можно разделить на постоянные и временные. (Рисунок 7.1).
К первым относятся фильтрация и утечки жидких отходов бурения из шламовых амбаров. Ко вторым — нарушение герметичности зацементированного заколонного пространства, приводящее к заколонным проявлениям и межпластовым перетокам; поглощение бурового раствора при бурении; выбросы пластового флюида на дневную поверхность; затопление территории буровой паводковыми водами или при таянии снегов и разлив при этом содержимого ША.
Общим для второй группы является то, что источники загрязнения носят вероятностный характер, а их последствия трудно предсказуемы
8. Понятие об осложнении. Виды осложнений. Условия их возникновения и способы их предупреждения и ликвидации.
Осложнение в скважине - затруднение ее углубления, вызванное нарушением состояния буровой скважины.
Наиболее распространенные виды осложнений - осложнения, вызывающие нарушения целостности стенок скважины, поглощения бурового раствора, нефте-, газо- или водопроявления.
Обвалы, (осыпи) происходят при прохождении уплотненных глин, аргиллитов или глинистых сланцев. В результате увлажнения буровым раствором или ее фильтратом снижается предел прочности уплотненной глины, аргиллита или глинистого сланца, что ведет к их обрушению (осыпям).
Основными мерами предупреждения и ликвидации обвалов (осыпей) являются:
1) бурение в зоне возможных обвалов (осыпей) с промывкой буровым раствором, имеющим минимальный показатель фильтрации и максимально возможно высокую плотность;
2) правильная организация работ, обеспечивающая высокие механические скорости проходки;
3) выполнение следующих рекомендаций:
а) бурить скважины по возможности меньшего диаметра;
б) бурить от башмака (нижней части) предыдущей колонны до башмака последующей колонны долотами одного размера;
в) поддерживать скорость восходящего потока в затрубном пространстве не менее 1,5 м/с;
г) подавать бурильную колонну на забой плавно;
д) избегать значительных колебаний плотности бурового раствора;
е) перед подъемом бурильной колонны утяжелять раствор, доводя его плотность до необходимой, если в процессе бурения произошло ее снижение;
ж) не допускать длительного пребывания бурильной колонны без движения.
Набухание происходит при прохождении глин, уплотненных глин, в отдельных случаях аргиллитов (при значительном содержании минералов типа монтмориллонита). В результате действия бурового раствора и его фильтрата глина, уплотненная глина и аргиллиты набухают, сужая ствол скважины. Это приводит к затяжкам, посадкам, недохождениям до забоя и часто к прихватам бурильного инструмента.
Основными мерами предупреждения и ликвидации набухания являются:
1) бурение в зоне возможных сужений с промывкой утяжеленными буровыми растворами, в фильтрате которых содержатся химические вещества, способствующие увеличению предельного напряжения сдвига, а также степени и давления набухания;
2) правильная организация работ, обеспечивающая высокие механические скорости проходки;
3) после приготовления глинистого раствора, отвечающего требованиям, указанным в п. 1, следует заполнить им скважину и выждать некоторое время, необходимое для протекания физико-химических процессов. Это нужно делать потому, что процесс бурения связан с резкими колебаниями давления при спуско-подъемных операциях;
4) выполнение рекомендаций б), в), г), д), е) и ж), перечисленных выше, как мер предупреждения и ликвидации обвалов (осыпей).
Ползучесть происходит при прохождении высокопластичных пород (глин, глинистых сланцев, песчанистых глин, аргиллитов, ангидрита или соляных пород), склонных под действием возникающих напряжений деформироваться со временем, т. е. ползти и выпучиваться в ствол скважины.
Основными мерами предупреждения и ликвидации ползучести являются:
1) разбуривание отложений, представленных породами, склонными к ползучести, с промывкой утяжеленными глинистыми растворами;
2) правильная организация работ, обеспечивающая высокие механические скорости проходки;
3) использование при бурении вертикальных скважин такой компоновки бурильной, колонны, при которой искривление скважин сводится к нулю;
4) подъем при цементировании обсадных колонн цементного раствора в затрубном пространстве на 50-100 м и выше отложений, которые представлены породами, склонными к ползучести (вытеканию);
5) при креплении скважины обсадной колонной в интервале пород, склонных к ползучести, установка трубы с повышенной толщиной стенки для предотвращения смятия обсадной колонны.
Желобообразование может происходить при прохождении любых пород, кроме очень крепких. Основные причины желобообразования - большие углы перегиба ствола скважины, большой вес единицы длины бурильной колонны, большая площадь контакта бурильных труб с горной породой. Особенно часто желоба вырабатываются при проводке искривленных и наклонно-направленных скважин. Характерные признаки образования в скважине желоба-проработки, посадки, затяжки, прихваты, а также заклинивание бурильных и обсадных труб.
Основными мерами предупреждения и ликвидации желобообразования являются:
1) использование при бурении вертикальных скважин такой компоновки бурильной колонны, при которой искривление скважин сводится к минимуму. Недопущение различных азимутальных изменений;
2) стремление к максимальной проходке на долото;
3) использование предохранительных резиновых колец;
4) при прохождении уплотненных глин, аргиллитов, глинистых сланцев в целях предупреждения желобообразования, которое может предшествовать обвалам (осыпям), соблюдение всех рекомендаций, перечисленных как меры предупреждения обвалов (осыпей);
5) при бурении наклонно-направленных скважин для предупреждения заклинивания труб в желобах соблюдение отношения наружного диаметра спускаемых труб к диаметру желоба не менее 1,35-1,40;
6) колонну бурильных труб следует поднимать на пониженной скорости, чтобы не допустить сильного заклинивания;
7) при заклинивании трубы надо сбивать вниз.
Желоба ликвидируют проработками ствола скважины в интервале их расположения. Одной из распространенных мер ликвидации образовавшихся желобов является взрыв шнуровых торпед (ТДШ).
Растворение происходит при прохождении соляных пород. Соляные породы, слагающие стенки скважины, растворяются под действием потока жидкости. Характерный признак растворения соляных пород-интенсивное кавернообразование, а в особо тяжелых случаях-потеря ствола скважины.
Использование многократной кавернометрии для оценки устойчивости горных пород. Многократная кавернометрия для оценки устойчивости горных пород широко применяется в практике бурения скважин на нефть и газ. Многократная кавернометрия позволяет судить о состоянии ствола скважины в процессе бурения, определять эффективность применяемых методов для предотвращения осложнений, разрабатывать мероприятия по предотвращению осложнений, связанных с нарушением целостности стенок скважин.
Грифоны и межколонные проявления. Под грифонами, происходящими в процессе бурения, освоения и эксплуатации скважин, следует понимать фонтанные газо-, нефте- и водопроявления вскрытых пластов, выходящие на земную поверхность по трещинам, высокопроницаемым пластам или по контакту цемент-порода, за пределами устья скважины. Фонтанные нефте-, газо- и водопроявления в кольцевом пространстве, между эксплуатационной и технической колонной, а также между технической колонной и кондуктором обычно называют межколонными проявлениями. Грифоны и межколонные проявления обычно взаимно связаны и обусловливают друг друга.
Для борьбы с действующими грифонами, образовавшимися при проводке скважин, следует осуществлять форсированный отбор жидкости и газа на соседних скважинах, приостановив при этом законтурное заводнение (если оно проводится).
9. Причины искривления скважин. Способы предупреждения искривления.
технологические:
- неправильно выбранная компановка низа бур колонны;
- неправильно выбранные параметры бурения.
геологические:
- наклонное залегание анизотропных пластов;
- наличие в разрезе скважины тектонических разломов, пустот и каверн;
- наличие в геол разрезе крупных валунов и галечников.
технические:
- несовпадение оси вышки, оси ротора и оси направления;
- кривизна бурильных труб и искривление при свинчивании резьбовых соединений.
Основным способом предупреждения искривления является правильный выбор компановки нижней части бурильной колонны. Типы компановок:
Существует три условия, при которых можно бурить строго вертикальную скважину:
- нагрузка на долото не должна превышать критической силы;
- диаметр скважины прибл равен диаметру долота;
- отсутствие геологических факторов.
Жесткую компановку целесообразно применять в сложных геол условиях с начала бурения скважины. Однако, в этой компановке всегда возникает небольшая отклоняющая сила, постепенно набирающая зенитный угол. Когда он достигает 4-5 град., целесообразно заменить жесткую компановку на отвесную, которая уменьшит зенитный угол. Обратная замена невозможна.
- Калибратор - для расширения и калибровки участков ствола
скв. по диаметру долота и стабилизации направления оси
скв. Устанавливается над долотом или между УБТ
- Центратор – для центрирования нижней части БК.
Уст. в корпусе ЗД, либо в БК(колонный) L=(1-2)dд
- Стабилизатор – для направления ствола скв. и
центрирования БК. L=(50-80)dд; уст. перед калибратором
или между БТ
10.Породоразрушающий инструмент в бурении. Основные типы и их конструктивные особенности.
Способы разрушения горных пород на забое скважины.
Резание – непрерывный процесс отделения и снятия тонкого слоя горной породы (ГП) с забоя.
Разрушению резанием поддаются очень слабосвязные пластичные ГП с низкой контактной прочностью.
Раздавливание – процесс разрушения ГП под воздействием контактного давления породоразрушающего инструмента, перемещающегося в постоянном контакте с забоем.
Дробление – дискретный процесс РГП под воздействием контактного давления, появившегося в момент соприкосновения рабочего органа с забоем (ударная нагрузка).
Скалывание – периодический процесс отделения частиц ГП от забоя под воздействием усилия сдвига со стороны внедрившегося в забой инструмента. Скалыванию предшествует раздавливание или дробление ГП под рабочим органом инструмента.
Истирание (микроскалывание) – специфический РГП, когда в результате применения рабочих органов очень малых размеров (мелкие алмазные зерна и т.п.) удается создать чрезвычайно высокое контактное давление и вызвать пластическое деформирование ГП под индентором с одновременным микроскалыванием в прилегающей зоне.
Классификация породоразрушающего инструмента.
По назначению:
По основному механизму РГП:
По характеру разрушения породы все буровые долота класс-тся след.образом.
1. Долота режуще-скалывающего действия, разрушающие по роду лопастями, наклоненными в сторону вращения долота. Предназ-ны они для разбур-я мягких пород.
2. Долота дробяще-скалывающего действия, разрушающие по роду зубьями или штырями, расположенными на шарошках, ко торые вращаются вокруг своей оси и вокруг оси долота. При вращении долота наряду с дробящим действием зубья шарошек, проскальзывая по забою скважины, скалывают (среза ют) породу, за счет чего повышается эффективность разрушения пород. При работе этими долотами породы разрушаются в результате динамического воз действия (ударов) зубьев шарошек по забою скважины. Перечис ленные долота и бурильные головки предназначены для разбуривания неабразивных и абразивных средней твердости, твердых, крепких и очень крепких пород.
3. Долота истирающе-режущего действия, разрушающие породу алмазными зернами или твердосплавными штырями, располагаю щиеся в торцовой части долота или в кромках лопастей долота. До лота с алмазными зернами и твердосплавными штырями в торце вой части применяются для бурения неабразивных пород средней твердости и твердых; долота лопастные армированные алмазными зернами или твердосплавными штырями — для разбуривания пере межающихся по твердости абразивных и неабразивных пород.
Классификация долот.
По конструкции:
Опорные долота.
Вооружение – совокупность элементов, непосредственно разрушающих породу.
Тип вооружения: зубья, зубки (штыри), комбинированное.
Количество шарошек: 1, 2, 3
Система смазки опоры долота: не герметизированная, герметизированная.
Система промывки: центральная, периферийная (боковая, гидромониторная).
Динамика долота.
Характер взаимодействия вооружения шарошки с забоем, и, следовательно, специфика РГП на забое зависят от:
В зависимости от этих факторов шарошечное долото может быть отнесено к породоразрушающему инструменту дробящее - скалывающего или дробящего действия.
У шарошечного долота, в отличие от лопастного, с забоем одновременно взаимодействует лишь небольшая часть вооружения.
Безопорные долота:
Лопастные долота относятся к инструменту режущего или режуще - скалывающего действия. Предназначенные для бурения в породах мягких и отчасти средней твердости.
Коротколопастные долота.
Долота ИСМ (Институт сверхтвердых материалов, Киев) оснащены зубками из сверхтвердого материала «Славутич».
11.Типы буровых промывочных жидкостей и области их применения.
Функции БПЖ.
Буровые растворы-это однородная жидкостная дисперсная система или газ, которые закачивается в скважину в процессе бурения.
Основные функции БПЖ:
Дополнительные функции БПЖ:
Требования к БПЖ.
Требования к БПЖ:
Ни одна из известных ПЖ не является универсальной.
Классификация БПЖ.
Большинство БПЖ представляет собой дисперсные системы, которые могут быть подразделены по следующим признакам:
Соответствующие данной классификации типы БПЖ принято далее подразделять на различные виды в зависимости от степени минерализации дисперсионной среды, вида растворенных в ней неорганических соединений, характера химической обработки, соотношения между водой и углеводородной жидкостью и т.п.
Функциональное назначение компонентов БПЖ.
По назначению:
Компоненты БПЖ общего назначения:
Компоненты БПЖ специального назначения:
Бактерициды (антисептики). Предотвращают ферментативное разложение реагентов. Используют вещества неорганические (, ) и органические (формальдегид, параформальдегид, фенол).
12. Буровое оборудование для строительства морских скважин.
Для бурения скважин в акваториях применяются различные крупноблочные основания, плавучие буровые установки и буровые суда.
Крупноблочные основания предназначены для монтажа буровой установки и бытовых помещений.
Опорные блоки представляют собой пространственные конструкции, состоящие из телескопических опорных стоек с башмаками, связанными фермами, тягами и распорками. Устанавливаются они на дно моря при помощи кранового судна. Горизонтальное расположение всех блоков обеспечивается телескопическими опорными стойками.
После установки блоков специальным буровым агрегатом в каждую стойку на бурильной колонне спускают долото и в дне моря забуривают скважину. Затем на канате во все стойки спускаются патрубки с таким расчётом, чтобы они вошли в скважины. Пространство между патрубками и стойками заливают цементным раствором, чем достигается надёжная связь блоков с грунтом дна моря.
Образуемые таким путём буровые основания связывают эстакадами, основания под которыми сооружаются аналогично описанным.
Буровое оборудование размещается на эстакадных площадках так же, как и на суше, но более компактно. Для укрытия оборудования и защиты работников буровой бригады от дождя, снега и ветра строят помещение, примыкающее к вышке, для отдыха бригады отводят специальное помещение.
Плавучая буровая установка (ПБУ) самоподъёмного несамоходного типа состоит из прямоугольного металлического понтона, опирающегося в рабочем положении на четыре, расположенных по углам опорные колонны. Выполнены колонны в виде решётчатых ферм квадратного сечения длинной . По углам ферм имеются рейки для механизма подъёма, расстояние между колоннами . В рабочем положении колонны своими башмаками вдавливаются в грунт на глубину до . Понтон при этом, в зависимости от волнения моря, устанавливается над поверхностью воды на расстоянии . При необходимости перемещения установки на другое место, опорные колонны поднимают механическими или гидравлическими подъёмниками.
На палубе ПБУ по двум продольным направляющим рельсам передвигается подвышечный портал размером , на котором смонтированы вышка высотой с подъёмным оборудованием. Перемещение портала позволяет бурить три скважины с одного положения установки.
Для выполнения грузовых работ на палубе ПБУ смонтированы два полноповоротных крана. В центре палубы размещены стеллажи для бурильных и обсадных труб. В носовой части палубы расположена четырёхъярусная с жилыми помещениями, столовой, прачечной, душевой, комнатой отдыха, туалетом. В рубке также расположен пульт управления подъёмом колонн, лаборатория, геофизическая станция. Для посадки и высадки людей имеется подвесная люлька на шесть человек и оборудована вертолётная площадка размером . Под вертолётной площадкой подвешено специальное устройство, в котором размещены шесть спасательных плотов и две моторные лодки. Установка имеет якорное устройство, используемое в аварийных случаях.
ПБУ применяют, главным образом, для бурения разведочных скважин глубиной и более. Верхняя часть кондуктора бурящейся скважины и её устье расположены выше уровня моря. Если пробуренная скважина остаётся продуктивной, то строится стационарная площадка-эстакада на металлических фермах для дальнейшей эксплуатации скважины, а ПБУ перевозят на новую точку.
Буровое судно (БС) применяют для бурения разведочных и эксплуатационных скважин при глубине моря и более.
Буровое судно закрепляется над устьем якорной системой и ориентирующими устройствами. Устье скважины монтируют на дне моря с установкой на нём противовыбросового оборудования, управляемого автоматически с бурового судна. Связано устье скважины с БС телескопической водоотделяющей колонной.
Применяются и полупогружные плавучие буровые установки (ППБУ), у которых корпус погружается под воду и понтон в этом случае служит для поддержания ППБУ на плаву как во время транспортировки, так и в рабочем положении. Во время транспортировки ППБУ плавает на понтонах с минимальным балластом. На точке бурения отсеки понтона заполняются балластом (водой) и ППБУ погружается на заданную глубину. Понтоны в рабочем положении находятся под водой, где влияние волн на судно ослаблено, а рабочая площадка находится над водой вне зоны волнового действия.
13. Аварии в бурении, виды аварий. Их профилактика и способы ликвидации.
ВИДЫ АВАРИЙ, ИХ ПРИЧИНЫ И МЕРЫ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ
Авариями в процессе бурения называют поломки и оставление в скважине частей колонн бурильных и обсадных труб, долот, забойных двигателей, потерю подвижности (прихват) колонны труб, спущенной в скважину, падение в скважину посторонних металлических предметов. Аварии происходят главным образом в результате несоблюдения утвержденного режима бурения, неисправности бурового оборудования и бурильного инструмента и недостаточной квалификации или халатности членов буровой бригады.
Основными видами аварий являются:
В основном прихваты бурильных и обсадных колонн происходят по следующим причинам.
1. Вследствие перепада давлений в скважине в проницаемых пластах и непосредственного контакта некоторой части бурильных и обсадных колонн со стенками скважины в течение определенного времени.
2. При резком изменении гидравлического давления в скважине в результате выброса, водопроявления или поглощения бурового раствора.
3. Вследствие нарушения целостности ствола скважины, вызванного обвалом, вытеканием пород или же сужением ствола.
4. При образовании сальников на долоте в процессе бурения или во время спуска и подъема бурильного инструмента.
5. Вследствие заклинивания бурильной и обсадной колонн в желобах, заклинивания бурильного инструмента из-за попадания в скважину посторонних предметов, заклинивания нового долота в суженной части ствола из-за сработки по диаметру предыдущего долота.
6. В результате оседания частиц выбуренной породы или твердой фазы глинистого раствора при прекращении циркуляции бурового раствора.
7. При неполной циркуляции бурового раствора через долото за счет пропусков в соединениях бурильной колонны.
8. При преждевременном схватывании цементного раствора в кольцевом пространстве при установке цементных мостов.
9. При отключении электроэнергии или выходе из строя подъемных двигателей буровой установки.
Для предупреждения прихватов необходимо:
1) применять высококачественные глинистые растворы, дающие тонкие плотные корки на стенках скважин, снижать липкость глинистого раствора, вводить смазывающие добавки;
2) обеспечивать максимально возможную скорость восходящего потока глинистого раствора; перед подъемом бурильной колонны промывка скважин должна производиться до полного удаления выбуренной породы и приведения параметров глинистого раствора в соответствие с указанными в ГТН;
3) обеспечивать полную очистку глинистого раствора от обломков выбуренной породы;
4) регулярно прорабатывать в процессе бурения зоны возможного интенсивного образования толстых корок;
5) утяжелять глинистый раствор при вращении бурильной колонны;
6) следить в глубоких скважинах за температурой восходящего глинистого раствора, так как резкое снижение ее свидетельствует о появлении разрыва резьбовых соединений в колонне бурильных труб выше долота;
7) при вынужденных остановках необходимо:
а) через каждые 3 - 5 мин расхаживать бурильную колонну и проворачивать ее ротором;
б) при отсутствии электроэнергии подключить аварийный дизель-генератор и бурильную колонну периодически расхаживать; при его отсутствии бурильный инструмент следует разгрузить примерно на вес, соответствующий той части колонны труб, которая находится в необсаженном интервале ствола, и прекратить промывку, периодически возобновляя ее при длительной остановке;
в) в случае выхода из строя пневматической муфты подъемного механизма следует немедленно установить аварийные болты и расхаживать бурильную колонну или поднимать ее;
Поломку долота при проработке ствола скважины очень трудно обнаружить до подъема бурильной колонны. Поэтому необходимо особенно тщательно проверять долота, применяемые для проработки, и ограничивать время их работы.
Чтобы предотвратить аварии, связанные с поломкой долот, необходимо:
1) перед спуском долота в скважину проверить его диаметр кольцевым шаблоном, а также проверить замковую резьбу, сварочные швы лап и корпуса и промывочные отверстия - наружный осмотр, насадку шарошек на цапфах - вращением от руки;
2) бурить в соответствии с указаниями геолого-технического наряда. Особое внимание должно быть обращено на очистку промывочной жидкости;
3) поднятое из скважины долото отвинчивать при помощи долотной доски, вставленной в ротор, промывать водой, подвергать наружному осмотру и замеру.
Для предотвращения аварий с турбобурами надо проверять крепление гайки, переводника, ниппеля и вращение вала у каждого турбобура; такая проверка турбобура, поступившего с завода-изготовителя, производится на базе бурового предприятия, а турбобура, поступившего из ремонта, - на буровой. Перед спуском в скважину нового турбобура или турбобура, поступившего из ремонта, необходимо проверять плавность его запуска при подаче насосов, соответствующей нормальному режиму его работы, осевой люфт вала, перепад давления, герметичность резьбовых соединений и отсутствие биения вала. Все данные нужно заносить в журнал.
Аварии с бурильными трубами часто бывают при роторном бурении скважин. Одна из основных причин этих аварий - совокупность всех напряжений, возникающих в трубах, особенно при местных пороках в отдельных трубах. К последним относятся разностенность труб, наличие внутренних напряжений в трубах, особенно в их высаженной части, как следствие неправильно проведенного технологического процесса по изготовлению труб, и дефекты резьбового соединения труб.
Основными мерами предупреждения аварий с бурильными трубами являются:
1) организация учета и отработка бурильных труб в строгом соответствии с инструкцией;
2) технически правильный монтаж труб и замков, обеспечиваемый предварительным осмотром и обмером их, калибровкой резьбы гладкими и резьбовыми калибрами, подбором замков к трубам по натягу и принудительным закреплением замка в горячем состоянии;
3) организация обязательной профилактической проверки всех труб после окончания бурения скважины путем наружного осмотра, проверки основных размеров и гидравлического испытания;
4) обязательное крепление всех замковых соединений машинными ключами при наращивании и спуске колонны при турбинном бурении;
5) использование предохранительных колпаков или колец, навинчиваемых на резьбу замков;
6) бесперебойное снабжение буровых специальными смазками.
Падение бурильной колонны в скважину, являющееся одним из самых тяжелых видов аварии, происходит вследствие толчков и ударов бурильной колонны о выступы на стенках скважины, открытия элеватора при случайных задержках бурильной колонны во время спуска, резкой посадки нагруженного элеватора на ротор при неисправности тормоза лебедки и при обрыве талевого каната и падении талевого блока на ротор. Для предотвращения открытия элеватора при спуске бурильной колонны бурильщикам необходимо хорошо знать состояние ствола скважины, наличие в ней уступов и при приближении к ним замедлять спуск.
ЛИКВИДАЦИЯ ПРИХВАТОВ
Затяжки и небольшие прихваты обычно ликвидируются расхаживанием (многократно чередующееся опускание и поднимание колонны) и проворачиванием ротором бурильной колонны.
Если, несмотря на принятые меры, бурильную колонну освободить не удается, ее развинчивают по частям при помощи бурильных труб с левой резьбой. При развинчивании прихваченной части приходится вначале расфрезеровывать сальник, образовавшийся вокруг труб. Этот процесс очень длителен и малоэффективен. Поэтому если для извлечения прихваченной части бурильной колонны требуется много времени, обычно ее оставляют в скважине и обходят стороной. Такое отклонение ствола, называемое «уходом в сторону», производят, используя методы бурения наклонных скважин.
ЛИКВИДАЦИЯ АВАРИЙ
Ликвидация аварий с турбобурами
Аварии, вызванные срывами резьбы турбобура, ликвидируются довольно быстро калибром (в качестве калибра обычно используется переводник турбобура), навинчиваемым на сорванную резьбу корпуса, либо специальными ловителями, захватывающими турбобур за контргайку пяты, или специальным метчиком, пропускаемым внутрь верхнего отверстия вала. Большие затруднения при турбинном бурении вызывает заклинивание долота. В данном случае отбивка долота вращением колонны бурильных труб при помощи ротора исключается, так как долото и колонна бурильных труб соединяются через подшипники турбобура и вращение бурильных труб приводит к вращению только корпуса турбобура. Поэтому, прежде чем отбить долото вращением, надо расклинить вал турбобура в корпусе. Для этого необходимо забросить в трубы мелкие металлические предметы. Забрасывать эти предметы следует с прокачкой бурового раствора для того, чтобы гарантировать попадание мелких металлических предметов в турбину турбобура. При прокачивании бурового раствора и медленном вращении бурильной колонны ротором металлические предметы, попадая между верхними лопатками верхних ступеней турбины, разрушают эти лопасти, которые, в свою очередь попадают в следующие ступени и вызывают заклинивание статоров и роторов.
В случае заклинивания вала в корпусе турбобура долото отбивают так же, как и в роторном бурении, вращением колонны бурильных труб, так как при этом вращение бурильных труб будет обеспечивать и вращение долота.
Аварии при бурении одной и той же скважины могут возникнуть при замене турбобуров меньших диаметров турбобурами больших диаметров. Это объясняется тем, что в стенках скважины в местах перехода из одних пород в другие образуются уступы, определяющие проходимость данного типоразмера турбобура при вполне определенном диаметре долота.
Уход в сторону от оставшегося в скважине инструмента. Когда оставленную в скважине бурильную колонну не удается поднять или когда на извлечение ее требуется слишком много времени, следует уходить в сторону, т. е. бурить новый (второй) ствол скважины. Для этого выше места, где находится конец оставшегося инструмента, начинают бурить новый ствол.
Если в стволе скважины не имеется сильно искривленного участка, откуда удобнее всего забуриваться, над оставшейся колонной ставят цементный мост и после его затвердения начинают забуривать новый ствол роторным или турбинным способом, Торпедирование скважин. Работы по ликвидации аварий в скважинах иногда длятся долго и не дают положительных результатов. В этих случаях целесообразно торпедировать колонну, оставшуюся в скважине, а затем бурить второй ствол до проектной глубины. Торпедирование заключается в том, что в скважину на определенную глубину спускают взрывчатое вещество, которое, взрываясь, разрушает оставшуюся в скважине колонну.
Для успешного раздробления больших металлических кусков или для загона их в раздробленном состоянии в стенки скважины снаряд со взрывчатым веществом (торпеду) устанавливают в непосредственной близости к предмету, подлежащему разрушению. Для этого тщательно прорабатывают долотом место, где должен быть установлен снаряд, опускают сначала шаблон, а затем спускают снаряд со взрывчатым веществом для взрыва.
Для взрыва внутри прихваченных бурильных труб следует применять торпеду, диаметр которой должен быть на 10 мм меньше диаметра проходного отверстия бурильных труб. Торпеду нужно взрывать против муфты или замка, иначе в трубе может получиться от взрыва только продольная трещина, которая будет бесполезна, потому что не удастся поднять верхнюю часть бурильной колонны.
Аварии с обсадными трубами
Наиболее распространенный вид аварий с обсадными трубами - отвинчивание башмака колонны и протирание обсадных труб. Башмак колонны отвинчивается в том случае, когда нижняя часть колонны не закреплена, например, когда цемент закачан выше башмака или не схватился у башмака. При дальнейшем бурении, особенно роторным способом, не зацементированный башмак от трения муфт бурильных труб отвинчивается. Чтобы определить расположение отвинтившегося башмака, в скважину обычно опускают печать, выполненную из куска обсадной трубы. Нижняя часть печати имеет воронкообразную форму. В эту часть вставлена деревянная пробка, в которую забиты гвозди; гвозди оплетены проволокой и залиты гудроном или свинцом. Печать опускают до отвинченного башмака. По отпечатку судят о том, как расположен башмак в скважине. Такую аварию ликвидируют при помощи пикообразных долот, которыми стремятся поставить башмак вертикально, чтобы долото полного размера свободно проходило через него. Лучшее средство против возникновения таких аварий - упрочнение нижних труб кондуктора и технических колонн сваркой. При длительной работе бурильные трубы своими муфтами и замками иногда совершенно протирают обсадные трубы. Средством предохранения от протирания служат предохранительные кольца. Протирание обсадных труб будет значительно интенсивнее в искривленной скважине.
Когда против протертого места обсадной колонны имеется цементный стакан, в колонне в процессе бурения не происходит никаких осложнений. Если цементный стакан отсутствует, то при бурении обсадные трубы могут рваться лентами, что затрудняет проход долота. Если же, кроме того, за трубами будут обваливающиеся породы, протирание может осложниться смятием. Во всех этих случаях единственная мера ликвидации аварии- спуск и цементирование промежуточной обсадной колонны меньшего диаметра
14. Требования безопасности жизнедеятельности в бурении.
Персонал производственных объектов в зависимости от условий работы и принятой технологии производства должен быть обеспечен соответствующими средствами коллективной защиты. Каждый производственный объект, где обслуживающий персонал находится постоянно, необходимо оборудовать круглосуточной телефонной (радиотелефонной) связью с диспетчерским пунктом или руководством участка, цеха, организации. На рабочих местах, а также во всех местах опасного производственного объекта, где возможно воздействие на человека вредных и (или) опасных производственных факторов, должны быть предупредительные знаки и надписи. Рабочие места, объекты, проезды и подходы к ним, проходы и переходы в темное время суток должны быть освещены.
Искусственное освещение должно быть выполнено в соответствии с установленными нормативами, и кроме особых случаев, обеспечить установленный санитарными нормами уровень освещения. Замеры уровня освещенности следует проводить перед вводом объекта в эксплуатацию, после реконструкции помещений, систем освещения, а также ежегодно на рабочих местах.
В производственных помещениях, кроме рабочего, необходимо предусматривать аварийное освещение, а в зонах работ в ночное время на открытых площадках - аварийное или эвакуационное освещение.
Выбор вида освещения производственных объектов и вспомогательных помещений должен производиться с учетом максимального использования естественного освещения.
Расстояние между отдельными механизмами должно быть не менее 1 м, а ширина рабочих проходов - 0,75 м.
Объекты, для обслуживания которых требуется подъем рабочего на высоту до 0,75 м, оборудуются ступенями, а на высоту выше 0,75 м - лестницами с перилами.
В период строительства скважины и ввода ее в эксплуатацию могут возникать разнообразные опасности как для персонала са мой буровой бригады, так и для персонала субподрядных орга низаций, привлекаемых для выполнения отдельных видов работ. Все источники повышенной опасности можно разделить на не сколько групп. К одной группе следует отнести опасности, связан ные с перемещением тяжестей. В процессе бурения персоналу буровой бригады приходится перемещать большое количество тя жестей: спускать в скважину и поднимать из нее трубы, долота, пластоиспытатели, забойные двигатели и другие устройства, пе ремещать трубы и забойные двигатели с трубовозов на стеллажи, устанавливать собранные в свечи бурильные трубы на подсвеч ник и т. п. Как правило, эти предметы имеют большой вес и в слу чае падения могут причинять тяжелые травмы работающим.
Вторую группу составляют опасности, которые возникают при эксплуатации механизмов с вращающимися массами (ротор, ле бедка, насосы, трансмиссии, механические мешалки и др.), если эти массы не ограждены должным образом.
К третьей группе следует отнести опасности, связанные с раз рушением тех узлов оборудования, которые работают под дав лением или при работе которых могут возникать сильные вибра ции: буровые и цементировочные насосы, компрессоры, пневмо-компенсаторы, трубопроводы, бурильные и обсадные колонны, устьевое оборудование скважин, пластоиспытатели, сепараторы, t буровые рукава и др. Сюда же можно отнести опасности от воз никновения заколонных газонефтепроявлений и грифонов.
Четвертая группа опасностей связана с использованием таких тонкодисперсных материалов, как цементы, глинопорошки, и хи мических реагентов.
Все работы по строительству скважины необходимо выполнять в полном соответствии с требованиями «Строительных норм и правил (СНиП)», утвержденных Госстроем СССР, «Правил безо пасности в нефтегазодобывающей промышленности», утвержден ных Госгортехнадзором СССР, и «Правил пожарной безопасности в нефтяной промышленности», утвержденных ГУПО МВД СССР. На основе этих норм и правил на каждом предприятии должны быть разработаны "с учетом местных условий производственные инструкции по технике безопасности и противопожарной технике для каждой профессии и каждого вида работ, которые периоди чески следует пересматривать и переутверждать.
Безопасность труда и пожарную безопасность можно обеспе чить лишь с помощью целого комплекса мероприятий.
Для бурения нужно использовать лишь полностью исправную буровую установку, допустимая грузоподъемность вышки и тале вой системы которой превышает максимальную ожидаемую на грузку в период сооружения данной скважины, а оборудование, оснащение и электрическое освещение соответствуют нормам пра вил безопасности.
Если предстоит бурить скважину, в которой возможны газо-нефтепроявления, то инженерно-технических работников, руково дящих ее бурением, и персонал буровой бригады необходимо обучить на специальных тренажерах действиям во время таких проявлений. Буровая бригада должна иметь инструкцию по преду преждению открытых фонтанов и инструкцию по действиям в слу чае газонефтепроявлений. Проверять знания каждого рабочего должна ежегодно специальная комиссия, назначаемая приказом по предприятию.
15. Буровая установка, ее функции и техническое оснащение.
Буровые установки, оборудование и сооружения.
Назначение и функциональная схема буровой установки.
При механическом бурении буровая установка выполняет три основные функции:
Функциональная схема буровой установки:
Классификация и общая характеристика буровых установок.
Классификация буровых установок.
По конструктивному исполнению буровые установки подразделяются на:
По назначению все буровые установки для бурения на нефть и газ разделены на два параметрических ряда:
Технические характеристики буровых установок.
Буровые установки второго ряда ГОСТ 16293-89 подразделяются на 11 классов.
|
Параметры |
Класс |
|||
|
7 |
11 |
|||
|
Диапазон глубин бурения, |
3200-5000 |
8000-12500 |
||
|
Допустимая нагрузка на крюке, |
3.2 |
8.0 |
||
|
Мощность на приводном валу, |
900-1100 |
2500-2950 |
||
|
Оснастка талевой системы |
6×7 |
7×8 |
||
|
Скорость подъёма незагруженного элеватора, |
1.5 |
1.4 |
||
|
Мощность привода насоса, |
600 750 950 |
1840 |
||
|
Наибольшее давление на выходе насоса, |
25 32 |
40 150 |
||
|
Количество насосов |
2 |
3 |
||
|
Высота основания, |
6 |
8.5 |
||
|
Номинальная длинна свечи, |
27 36 |
27 36 |
Эксплуатационно-технические показатели буровых установок.
Основные показатели:
16. Геолого-технологичекий контроль в процессе бурения. Задачи и техничекие средства.
На буровой устанавливается станция геолого-технологического контроля. Её обслуживают специалисты геолого-технологической службы. Следят за температурой ПЖ, газосодержанием, расходом ПЖ.
Отбор шлама производится лаборантом буровой бригады, кот. его отправляет в лабораторию.
При необходимости – отбор керна.
Испытатель пластовый спускается в скв. на БТ, НКТ. Длиной 10-12 м. Оборудован пишущим манометром (Т, Р).
Отбор проб флюидов из пласта производится при селективной изоляции пласта с помощью пакеров. Распакеровка – с помощью клапанов.
ГИС – для обнаружения зон АВПД.
На производственной базе ЗАО Московское СКБ "Ореол" осуществляется серийный выпуск систем "СГТ-микро". Система "СГТ-микро" проектировалась для информационного обеспечения решения задач, возникающих в процессе бурения скважин всех назначений, и в первую очередь для выполнения требований Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности, оптимизации бурения и предупреждения внештатных и аварийных ситуаций.Это могут быть инклинометрические приборы, различные геологические приборы анализа керна и шлама, любые технологические датчики, имеющие цифровой, аналоговый выход по напряжению или току.
Обмен информацией между устройствами обеспечивается как аналоговыми линиями связи, так и цифровыми (RS485).
Программное обеспечение состоит из:
Датчик расхода на входе
17. Бурильная колонна. Ее функции и конструктивные элементы. Схема расчета.
Бурильная колонна – непрерывная многозвенная система инструментов между вертлюгом на поверхности и долотом на забое скважины.
Бурильная колонна в процессе углубления ствола скважины выполняет следующие функции:
При креплении скважины бурильную колонну используют для секционного спуска обсадных колонн, установки цементных мостов.
Основные элементы бурильной колонны: ведущая труба, бурильные трубы с присоединительными замками, утяжеленные бурильные трубы (УБТ). Вспомогательные элементы: переводники различного назначения, протекторы, центраторы, стабилизаторы, калибраторы, наддолотные амортизаторы, а также элементы технологической оснастки бурильной колонны (например, перепускные и обратные клапаны, предохранительные переводники, шламометаллоуловители и др.).
Основные элементы бурильной колонны.
Ведущая труба.
Ведущую трубу устанавливают на верхнем конце бурильной колонны для передачи мощности вращательного движения от ротора буровой установки на бурильную колонну. От бурильных труб она отличается своими продольными наружными гранями. В поперечном сечении ведущая труба имеет форму квадрата или шестиугольника с внутренним круглым отверстием. Шестигранные (гексагональные) ведущие трубы более сбалансированы, чем квадратные, поэтому их рекомендуют при повышенных частотах вращения ротора.
Утяжеленные бурильные трубы (УБТ).
Предназначены для:
Вспомогательные элементы бурильной колонны.
Переводники.
Бывают переводник переходный ПП, переводник муфтовый ПМ, переводник ниппельный ПН.
Протектор.
Протектор предназначен для предохранения бурильных труб и соединительных замков от поверхностного износа, а также обсадной колонны от протирания при перемещении в ней бурильных труб. Наружный диаметр протектора превышает диаметр замка.
Центратор.
Опорно-центрирующий элемент в составе КНБК, служащий промежуточной опорой БК о стенки скважины. Обеспечивает уменьшение прогиба КНБК. Выполняются с прямыми ребрами (длина опорной поверхности центратора примерно 0,5 м) и со спиральными ребрами.
Стабилизатор.
Опорно-центрирующий элемент для сохранения соосности большого участка бурильной колонны в стволе скважины. От центратора он отличается большей длиной, которая примерно в 20–30 раз превышает диаметр. В качестве стабилизатора используют, например, квадратную ведущую трубу с армированными твердым сплавом ребрами.
Функции стабилизатора может выполнять компоновка УБТ с несколькими близко установленными центраторами.
Калибратор.
Породоразрушающий инструмент для обработки стенок скважины и сохранения номинального диаметра ствола скважины в случае износа долота. Калибратор размещают непосредственно над долотом. Он одновременно выполняет роль центратора и улучшает условия работы долота. По вооружению калибраторы подразделяются на шарошечные, лопастные (твердосплавные) и алмазные.
Амортизатор наддолотный (забойный демпфер).
Устанавливают в БК между долотом и УБТ для гашения высокочастотных колебаний, возникающих при работе долота на забое скважины.
Принципы расчета бурильной колонны.
БК рассчитывают на статическое нагружение от совместного действия нормального (растягивающего) , касательного и изгибающего напряжений. Условие прочности в общем виде (для наклонно направленной скважины) имеет вид: , где - предел текучести материала бурильных труб, ; - коэффициент запаса прочности.
18. Призабойная зона пласта. Её формирование и борьба с негативными факторами.
ПЗС - зона, прилегающую к стенкам скважины, в которой существенно возрастают фильтрационные сопротивления движению продукции. До настоящего времени не существует никаких рекомендаций по численному определению радиуса этой зоны, что в значительной степени осложняет оценку эффективности различных методов искусственного воздействия на призабойные зоны скважин и сравнение их между собой.
Рассмотрим некоторые возможности численной оценки размеров ПЗС. Первая возможность базируется на аппроксимации ветвей логарифмической зависимости Р = f (г) прямыми линиями 1 и 2, которые пересекаются в точке А (см. рис. 1.5), Эта точка и дает размеры (радиус) призабойной зоны скважины. Численная оценка размеров призабойной зоны может быть определена и по-другому. Например, можно разбить суммарные потери энергии при движении продукции от контура питания до стенки скважины поровну, т.е. чтобы площади S1, и S2 были равны (см. рис. 1.6). Граница этих площадей и будет численно определять радиус ПЗС. Совершенно очевидно, что для оценки размеров ПЗС можно предложить и другие методы.
Важно подчеркнуть: какой бы метод оценки размеров ПЗС не использовался, если возникает необходимость сравнения результатов, зависящих от размеров ПЗС, при этом сравнении необходимо в обоих случаях использовать один и тот же метод расчета размеров (радиуса) ПЗС.
19. Исследование продуктивных пластов. Пластоиспытатель на трубах. Его конструкция и функционирование.
опробование - отбор пробы пластового флюида и орие5нтировочное определение дебита объекта
испытание – выявление газонефтенасыщения пласта, получение пробы пластового флюида, измерение пластового давления, измерение основных гидродинамических параметров пласта и получение исходных данных для первоначальной оценки коллекторских свойств исслед. Объекта
освоение скважин – это комплекс работ по вызову притока
Работы по овоению и испытанию скважин могут быть начаты при обеспечении след. условий:
Комплекс работ по освоению скважин должен предусматривать меры, обеспечивающие:
Приток флюида из пласта вызывается путем создания регламентируемой депрессии за счет:
Использование воздуха для снижения уровня жидкости запрещается
задачи: определить все продуктивные платы в данном геол разрезе, а также их характеристики.
Способы опробования пластов:
1) сразу после разбуривания данного пласта(метод «верху-вниз»). Когда стенки скважины неустойчивы, ствол скважины обладает большой кавернозностью, мы рискуем получить прихват пластоиспытателя.
2) «снизу-вверх». Мы бурим до проектной глубины, спускаем обсадную колонну, цементируем ее. Затем, начиная с нижнего перспективного пласта, производим его вторичное вскрытие с помощью перфоратора. После этого начинаем испытание.
2-ой метод хуже первого, из-за того, что продуктивный пласт успел загрязниться как бур раствором, так и цементным раствором. Поэтому достоверность испытаний снижается.
Для определения поставленных задач используют пластоиспытатели.
Перед спуском в скважину пластоиспытателя внутрь бур колонны заливается промывочная жидкость на такой уровень, чтобы ее гидростатическое давление было меньше ожидаемого пластового. Затем спускают колонну с пластоиспытателем. После касания забоя создается нагрузка на хвостовик, достаточная для пакировки ствола скважины. После пакировки открывается впускной клапан 6. В результате в зоне испытания давление скачкообразно уменьшается от первоначального давления в скважине до гидростатического давления внутри бур колонны и создается депрессия на пласт. В результате пластовая жидкость идет в бур колонну. Т.о. мы получили приток пластового флюида в скважину и можем отобрать его пробу. Для определения пластового давления, коллекторских свойств данного пласта и его продуктивности, закрывается запорный клапан 7 . После закрытия давление в зоне испытания будет возрастать, приближаясь к пластовому. По темпу роста этого давления можно судить о коллекторских свойствах пласта и его продуктивности. После того, как давление достигнет значения, близкого к пластовому, испытания можно прекращать. Открывается выравнивающий клапан, который выравнивает давление в зонах под и над пакером.
20.Цементирование обсадных колонн. Схемы и способы цементирования. Понятие о расчете цементирования.
Цель цементирования скважин:
Крепление скважин осуществляется для разобщения нефтегазоносных пластов от всех вышележащих с обязательным одновременным разобщением нефтесодержащих и газосодержащих пластов друг от друга и защиты обсадных труб от корродирующего действия минерализованных вод, циркулирующих в недрах. Поэтому спущенные в скважину обсадные колонны должны быть зацементированы путем закачки тампонажного материала в кольцевое пространство между стенками скважины и обсадной колонны.
Способы цементирования скважин.
По пути подачи тампонажного раствора (ТР) в заколонное пространство:
По пути продавки ТР в заколонное пространство:
Способы цементирования скважин.
В зависимости от условий залегания нефтяных или газовых пластов, степени их насыщенности, литологического состава, проницаемости применяют тот или иной метод цементирования скважины.
Одноступенчатое цементирование
После закачивания буферной жидкости в колонну опускают нижнюю пробку( рис.а)
После закачки цементного раствора из цементировачной головки продавливают верхнюю пробку (рис.б) и цементный раствор движется между двумя пробками к башмаку колонны (рис.в).
Продавка цементного раствора ведется за счет закачиваемой в колонну продавочной жидкости,которым и производится посадка пробок на упорное кольцо( рис.г).
Этот момент характеризуется резким повышением давлений на заливочной головке, так называемым «ударом».
На этом заканчивается цементирование,и скважина оставляется в покое при закрытых кранах на гололвке на срок, необходимый для схватывания и твердения цементного раствора.
Двухступенчатое цементирование.
Двухступенчатое цементирование - это раздельное последовательное цементирование двух интервалов в скважине (сначала нижнего, затем верхнего).
Способ позволяет:
Двухступенчатое цементирование:
4. Закачивают вторую порцию ЦР, равную цементируемому объему второй ступени, и вводят в ОК третью пробку (верхняя пробка второй ступени). 5. Закачивают продавочную жидкость для вытеснения ЦР в затрубное пространство. Третья пробка задерживается в МСЦ и под давлением смещает вниз втулку, которая перекрывает отверстия. Резкое повышение давления сигнализирует о завершении цементирования. После этого скважину оставляют в покое для формирования цементного камня (ОЗЦ).
1-4 - двухступенчатое непрерывное цементирование.
Если после открытия отверстий в МСЦ (п. 3) возобновляют циркуляцию ПЖ, а ЦР второй ступени подают в скважину спустя некоторое время, например, требуемое для схватывания раствора первой порции, то это двухступенчатое цементирование с разрывом во времени.
Этот способ позволяет повысить качество цементирования нижнего интервала за счет регулирования гидродинамического давления в затрубном пространстве.
Манжетное цементирование
Применяют для предотвращения:
• загрязнения ЦР продуктивных горизонтов
с низким пластовым давлением;
• попадания ЦР в зону расположения
фильтра.
Цементирование потайной колонны и нижней секции обсадной колонны
Спуск ОК секциями, а также потайной колонны осуществляют на колонне бурильных труб, с которой они соединены разъединителем с левой резьбой. Используют способ одноциклового цементирования с одной разделительной пробкой, состоящей из двух частей:
• проходной (нижней) пробки, имеющей наружный диаметр, соответствующий внутреннему диаметру цементируемых ОТ. Она закрепляется шпильками в разъединителе;
• упругой пробки малого диаметра (верхняя), которая может свободно проходить по колонне бурильных труб.
Цементирование потайной колонны и нижней секции обсадной колонны
Упругую пробку вводят в БК вслед за ТР. Под давлением продавочной жидкости она опускается до проходной пробки и задерживается в ней. Давление возрастает, шпильки срезаются, и обе пробки как одно целое перемещаются вниз. При посадке пробок на упорное кольцо - скачок давления нагнетания. Для промывки БК от остатков ЦР в нижнем пере-воднике разъединителя с помощью шара, сбрасы-ваемого в колонну, открывают проточные отверстия. После ОЗЦ бурильную колонну отсоединяют и поднимают.
В обсаженном стволе ОК можно закрепить до цементирования.
Цементный мост -прочная газонефтеводонепроницаемая перемычка, устанавливаемая в скважине с целью перехода на вышележащий объект, забуривания нового ствола, ликвидации проявления и поглощения, укрепления неустойчивой кавернозной части ствола, консервации или ликвидации скважины.
Установка цементных мостов
Для установки моста ЦР закачивают через БК или колонну НКТ, спущенную до нижней отметки интервала установки моста. Чтобы предотвратить смешивание ЦР с ПЖ используют буферную жидкость, разделительные пробки и т.п. По мере выдавливания ЦР в ствол скважины колонну поднимают и, когда ее нижний конец окажется выше уровня ЦР, промывают по методу обратной циркуляции.
Чтобы ЦР не погружался в ПЖ ниже места установки моста устанавливают разделитель (тампон, пакер и т.п.). Н-р, стреляющий тампонажный снаряд выстре-ливает в обсаженный ствол резиновый тампон, выдерживающий перепад давления до 25 МПа.
Обратное цементирование
Заключается в закачивании ЦР с поверхности непосредственно в затрубное (межтрубное) пространство и вытеснении находящейся там ПЖ через башмак в ОК и по ней на поверхность.
Способ применяют при цементировании ОК, перекрывающих пласты большой мощности, которые подвержены гидроразрыву при небольших перепадах давления, а также при комбинированном способе цементирования, когда нижняя часть ствола цементируется по технологии прямой циркуляции, а верхняя - по технологии обратной циркуляции.
Цементировочное оборудование.
Цементировочный агрегат.
Назначение:
Цементно-смесительная машина.
Назначение:
Установка смесительная
Назначение - приготовление ТР на буровой.
Установка осреднительная.
Назначение:
Установка УО представляет собой резервуар с перемешивающим устройством внутри, смонтированным на шасси автомобиля. УО работает только в комплексе с насосными и смесительными установками для цементирования нефтяных и газовых скважин.
Блок манифольдов.
Назначение:
1БМ-700 позволяет подключать к устью цементируемой скважины шесть линий от ЦА (можно довести до 12 линий).
Давление: в напорном коллекторе до ; в раздающем – до .
Цементировочная головка.
Назначение:
Отдельные цементировочные головки допускают проворачивание ОК в процессе продавливания ТР. Это способствует более полному замещению ПЖ тампонажным раствором и повышению качества цементирования.
Станция контроля процесса цементирования.
Предназначена для одновременного автоматического измерения и регистрации основных технологических параметров процесса цементирования:
Датчики станции установлены на блоке манифольдов.
Расчет цементирования скважины
Сводится к определению:
• расхода материалов;
• режима работы ЦА и СМ;
• продолжительности работ по цементированию ОК.
Расчет расхода материалов
Необходимый объем ТР раствора определяют по объему цементируемого пространства за колонной и цементного стакана в колонне. Объем цементируемого пространства рассчитывают с учетом среднего фактического диаметра ствола скважины или коэффициента кавернозности для открытой части ствола.
По объему ТР и известному содержанию компонентов определяют суммарный расход материалов, в том числе и объем воды затворения. Подсчитывают объемы буферной и продавочной жидкостей.
Расчет режима работы цементировочной техники
Проверяют допустимость турбулентного режима течения как наиболее благоприятного для наиболее полного замещения ПЖ тампонажным раствором. При расчете учитываются данные о градиентах гидроразрыва наиболее слабых пород в интервале открытого ствола. • Определяют максимально допустимую скорость течения ТР в затрубном пространстве и, сопоставляя ее с критической скоростью, выбирают режим.
Расчет режима работы цементировочной техники
• Зная подачу ТР, определяют суммарные потери напора на разных этапах и по ним давление нагнетания на цементировочной головке. • По давлению нагнетания выбирают тип ЦА и режим его работы, а по суммарной подаче - количество ЦА (предусматривается один резервный). • По общему количеству сухих тампонажных материалов с учетом одновременно действующих ЦА определяют необходимое количество СМ и режим их работы.
Расчет продолжительности работ по цементированию ОК
Включает расчет продолжительности работ по:
• закачке ТР в скважину;
• продавке ТР в затрубное пространство.
При определении общей продолжительности работ учитывают резервное время (около 15 мин) на навинчивание цементировочной головки после введения нижней пробки в ОК.
Общая расчетная продолжительность работ не должна превышать 0,75 от времени начала схватывания ТР.
21.Режим бурения. Режимные параметры и их влияние на показатели бурения.
Технологический режим бурения.
Под режимом бурения понимается сочетание регулируемых параметров, влияющих на качество бурения, к числу которых относится:
статическое напряжение сдвига).
Сочетание этих параметров, позволяющее получать наиболее высокие качественные и количественные показатели бурения, называется рациональным (или оптимальным) режимом бурения.
Доля мощности, расходуемой непосредственно на РГП, составляет 2–15 %, а физический КПД (расход энергии на образование новой свободной поверхности частиц шлама) около 0,01 %.
Основные потери мощности на забое:
Технологический режим бурения – совокупность регулируемых факторов (параметров), определяющих условия и эффективность работы породоразрушающего инструмента на забое скважины.
Параметры режима бурения:
Параметры контроля: крутящий момент, тип и свойства циркуляционного агента, давление нагнетания, частота и амплитуда динамической составляющей осевой нагрузки и крутящего момента, дифференциальное давление на забое скважины, изменение концентрации твердой фазы в ПЖ, при циркуляции по стволу скважины и т.д. Сочетание таких параметров, которые существенно влияют на показатели работы долота и которые буровик может изменить со своего пульта.
Pд [кН] – нагрузка на долото
n [об/мин] – частота вращения долота
Q [л/с] – расход(подача) пром. ж-ти
H [м] – проходка на долото
Vм [м/час] – мех. скорость проходки
Vср=H/tБ – средняя
Vм(t)=dh/dtБ – мгновенная
Vр [м/час] – рейсовая скорость бурения
Vр=H/(tБ + tСПО + tВ)
C [руб/м] – эксплуатационные затраты на 1м проходки
C=(Cд+Сч(tБ + tСПО + tВ))/H
Cд – сибестоимость долота; Cч – стоимость 1часа работы бур. обор.
Влияние параметров режима бурения на эффективность работы
породоразрушающего инструмента.
Нагрузка на долото.
Определяет удельное давление на контакте между рабочим элементом породоразрушающего инструмента и ГП на забое скважины.
Зона I (участок ) – контактное давление ниже предела усталости ГП. Разрушение породы в виде поверхностного износа вследствие трения. Скорость проходки прямо пропорциональна контактному давлению.
В точке контактное давление достигает предела усталости.
Предел усталости – наименьшее контактное давление, при котором многократное приложение нагрузки вызывает развитие трещин в породе, приводящее к объемному разрушению. Предел усталости ГП в 20–30 раз ниже показателя ее твердости.
Зона II (участок ) – контактное давление превышает предел усталости, но остается ниже уровня, соответствующего твердости ГП в забойных условиях . Появление трещин, сколов после многократного воздействия нагрузки. По мере увеличения контактного давления интенсивность развития трещин и глубина их проникновения растут, а требуемое количество циклов нагружения снижается. Идет местное, локальное разрушение.
Предел выносливости – наибольшее напряжение, при котором материал не разрушается при любом количестве циклов нагружения.
Зона III (участок ) – контактное давление превосходит твердость ГП в забойных условиях. Объемное разрушение ГП происходит при единичном акте нагружения. На величину оптимальной нагрузки для конкретной пары «долото–ГП» оказывает влияние степень очистки забоя от шлама, конфигурация забоя скважины, высота зуба и т.д. С улучшением очистки забоя от шлама (кривая ) оптимальный уровень нагрузки повышается по сравнению с кривой .
Частота вращения долота.
, где – проходка ствола скважины за один оборот инструмента; – частота вращения, .
У долот опорных продолжительность взаимодействия рабочего органа с забоем снижается с ростом частоты вращения.
В хрупких породах деформация происходит за несколько миллисекунд. При повышении частоты вращения наступает момент, когда продолжительность взаимодействия рабочего органа с породой начинает влиять на проходку за один оборот. В абразивных породах , для алмазного бурения - .
Интенсивность подачи циркуляционного агента.
Эффективность удаления шлама с забоя:
Гидромониторный эффект достигается при скоростях истечения жидкости из насадок не ниже .
22. Наклонно направленное бурение. Области применения, типовые профили. Порядок расчета профиля.
Области применения наклонно
направленных и горизонтальных скважин.
Наклонно-направленная скважина – скважина, для которой проектом предусмотрено искусственные отклонения забоя от вертикали.
Искусственно отклоненные скважины:
Искусственное отклонение скважин применяется для:
Профиль и план искусственно искривленной скважины.
Искривление скважины в данной точке характеризуется.
Направление отсчета, направление проводки скважины.
Искривление скважины
Азимутальный угол – угол измеряемый в горизонтальной плоскости между принятым направлением начала отсчета и проекцией на горизонтальную плоскость к оси ствола в точке замера.
Наклонную скважина.
Графически можно представить в виде проекции ее оси на:
Профили направленных скважин:
Компоновки низа бурильной колонны для бурения наклонных скважин.
Участки профиля направления скважины:
Компоновка низа буровой колонны для бурения наклонных скважин.
Выполнение проектного профиля искусственно искривлённой скважине достигается использование на каждом её участке соответствующей компоновки низа буровой колонны.
Отклоняющий инструмент.
Технология бурения наклонных скважин.
Специфика бурения наклонных скважин определяется наличием операции ориентирования КНБК, которое заключается в установке плоскости искривления отклоняющего комплекса.
Ориентирование:
Критерии выбора рационального способа ориентирования:
Процесс ориентирования отклоняющих систем:
Основные этапы работ по бурению бокового ствола.
23. Технологические свойства буровых промывочных жидкостей и их роль в процессе бурения.
Функции БПЖ.
Основные функции БПЖ:
1.Удаление выбуренной породы с забоя скважины. 2. Транспортировка выбуренной породы (бурового шлама) на поверхность.3. Охлаждение долота. 4. Передача гидравлической энергии забойному двигателю.
Дополнительные функции БПЖ:
Требования к БПЖ.
Ни одна из известных ПЖ не является универсальной.
Классификация БПЖ.
Большинство БПЖ представляет собой дисперсные системы, которые могут быть подразделены по следующим признакам: 1.Фазовому состоянию дисперсионной среды. 2. Природе дисперсионной среды.3.Степени дисперсности. 4. Фазовому состоянию дисперсной фазы.5.Методу получения дисперсной фазы.6.Природе дисперсной фазы.
Свойства БПЖ.
Свойство – то, что отличает один объект от другого. Свойства выражают в одном или нескольких измеряемых показателях. Свойства подразделяют на простые и сложные.
Простые свойства раскрывает один показатель, который может быть непосредственно измерен инструментально или экспертно. Сложные свойства непосредственно измерить нельзя, их для этого следует разделить на более простые.
|
Свойства |
Показатели |
|
Физические |
Плотность, относительная плотность |
|
Реологические |
Условная, динамическая и пластическая вязкость; динамическое напряжение сдвига; коэффициент пластичности; показатель неньютоновского поведения; показатель консистенции; эффективная вязкость при скорости сдвига , при полностью разрушенной структуре и другие |
|
Структурно-механические |
Статическое напряжение сдвига (через одну минуту и через десять минут); коэффициент тиксотропии. |
|
Фильтрационно-коркообразующие |
Фильтратоотдача (показатели статической, динамической и мгновенной фильтраций); толщина фильтрационной корки; прихватоопасность фильтрационной корки (напряжение сдвига, липкость, коэффициент трения и коэффициент сдвига корки и др.) |
|
Электрохимические |
Удельное электрическое сопротивление, электростабильноть, водородный показатель. |
|
Теплофизические |
Температура; коэффициент температуропроводности, теплопроводности; удельная теплоёмкость и другие. |
|
Устойчивость к внешним воздействиям |
Термостойкость; солестойкость; недиспергирующая способность; фдлокулирующая способность; микробиологическая устойчивость; агрегатная устойчивость. |
|
Триботехнические |
Коэффициент трения скольжения и трения качения; интенсивность износа материала; продолжительность работы пары трения без заедания; диаметр пятна износа; нагрузка заедания. |
|
Седиментационная устойчивость |
Стабильность, суточный отстой (показатель седиментации) |
|
Коррозионная активность |
Коэффициент коррозии |
|
Поверхностное натяжение фильтрата ПЖ |
Поверхностное натяжение на границе с газом, с углеводородной жидкостью |
|
Консолидирующая способность |
Коэффициент консолидации |
|
Ингибирующая способность |
Обобщённый показатель устойчивости, показатель увлажняющей способности, коэффициент устойчивости, коэфф-т разупрочнения, коэффициент набухания и т.д. |
24. Гидравлический расчет промывки скважины. Его цели и порядок выполнения.
Гидравлическая программа промывки скважины.
При проектировании гидравлической программы промывки скважины определяют:
Потери напора в системе циркуляции ПЖ зависят от:
Общие потери напора подсчитывают как сумму потерь во всех элементах системы циркуляции ПЖ. По суммарным потерям напора подбирают тип бурового насоса, а по подаче – требуемое их количество.
25. контроль процесса бурения. Его задачи и технические средства.
Управление параметрами режима бурения.
Нагрузка на долото.
Подача инструмента – его вертикальное перемещение на поверхности, которое осуществляется опусканием ведущей трубы в ротор на некоторую величину в результате ослабления (оттормаживания) тормоза лебедки.
Погружение долота – глубина внедрения долота в породу в результате подачи инструмента.
ИВ – гидравлический или электрический.
Комплект ГИВ состоит из:
Указывающий манометр с условной шкалой, градуированной на 100 делений, устанавливают на щите у поста бурильщика.
Измерительная часть ГИВ (трансформатор):
Диаграмма ГИВ.
На диаграмме ГИВ отмечаются все колебания веса БК на подъемном крюке в течение суток. Если линия на диаграмме проходит параллельно одной из окружностей, то в этот отрезок времени вес на крюке не изменился (остановка или процесс бурения при постоянной нагрузке).
Основные недостатки ГИВ:
Электрический индикатор веса.
Состоит из датчика с индукционным преобразователем (воспринимает натяжение неподвижного конца талевого каната и отображает это натяжение пропорциональной ЭДС), измерителя записывающего или указывающею типа.
Основные преимущества: независимость показаний от диаметра каната, возможность дистанционной передачи, легкость изменения чувствительности прибора, большая точность.
Регулятор подачи долота электрический (РПДЭ).
Обеспечивает поддержание заданной осевой нагрузки на долото и постоянную скорость подъема или подачи БК, задаваемые бурильщиком с пульта управления.
измеряется с помощью электрического датчика 6 и передастся па пульт управления 5, где сравнивается с величиной , задаваемой бурильщиком. Разность сигналов поступает на усилители в станции управления 1. Усилители действуют на обмотку возбуждения мотор - генератора 2, вращаемого асинхронным электродвигателем, питающимся от системы электроснабжения буровой. Генератор 2 питает электродвигатель 3 на приводе редуктора 4, соединенный через цепную передачу и муфты с подъемным валом лебедки.
Частота вращения породоразрушающего инструмента.
В роторном бурении и при использовании ВСП может изменяться ступенчато в диапазоне . Привод БУ на постоянном токе допускает ее регулирование в широких пределах. Измеряется тахометром. При использовании гидравлических забойных двигателей (ГЗД) изменяется в зависимости от крутящего момента на валу в соответствии с рабочей характеристикой ГЗД (турбобур - , ВЗД - ).
При использовании электробура частота вращения его вала и во всем рабочем диапазоне нагрузок изменяется незначительно.
Интенсивность подачи циркуляционного агента.
Удельная (на площади забоя) подача промывочной жидкости:
Регулируется сменой втулок буровых насосов.
Контроль – индукционный расходомер.
26. Способы бурения. Современные способы бурения глубоких скважин.
Способы бурения скважин
Способ бурения – это разновидность технологических процессов углубления ствола скважины, определяемая спецификой процесса разрушения горной породы, подвода энергии к породоразрушающему инструменту и удаления выбуренной породы.
По особенностям разрушения горных пород (РГП) на забое скважины все способы бурения можно подразделить на три группы:
группа 1 – способы механического бурения, характеризующиеся тем, что разрушение горной породы происходит при непосредственном силовом (механическом) воздействии рабочего органа (инструмента) на породу;
группа 2 – физические способы бурения (условное название), отличающиеся тем, что РГП происходит под воздействием физических факторов, например, высокой температуры, ударной волны и т.д.;
группа 3 – химические способы бурения, заключающиеся в том, что горная порода разрушается вследствие химического воздействия подводимых к забою агентов, вызывающих , например, ее растворение.
По характеру движения породоразрушающего инструмента на забое скважины способы механического бурения подразделяются на два класса: 1 – способы ударного бурения; 2 – способы вращательного бурения.
При ударном бурении породоразрушающий инструмент (долото) совершает возвратно-поступательное движение вдоль оси скважины и наносит периодические удары по забою. Разновидности ударного бурения – ударно-канатное и ударное на штангах.
По сравнению с ударным вращательное бурение имеет существенное преимущество. Оно состоит в том, что породоразрушающий инструмент находится в постоянном контакте с забоем, вращаясь вокруг своей оси, а выбуренная порода непрерывно удаляется с забоя. Это преимущество обеспечило способам вращательного бурения более высокую производительность и широкое применение.
Как промежуточный на стыке двух указанных классов можно выделить способ ударно-вращательного бурения с помощью гидро- и пневмоударников. В этом случае породоразрушающий инструмент (долото) не только вращается на забое скважины, но и получает ударные импульсы от бойка гидро- или пневмоударника. В результате этот способ совмещает преимущества обоих классов – вращательного (постоянный контакт породоразрушающего инструмента с забоем) и ударного (наложение импульсной нагрузки).
|
Принцип РГП |
|||||||||||||||||
|
Механическое разрушение |
Физическое разрушение |
Химическое разрушение |
|||||||||||||||
|
|
|||||||||||||||||
|
Движение породоразрушающего инструмента |
|||||||||||||||||
|
Возвратно-поступательное |
Вращательное |
||||||||||||||||
|
|
|||||||||||||||||
|
Местонахождение привода породоразрушающего инструмента |
|||||||||||||||||
|
На поверхности |
В скважине |
||||||||||||||||
|
Турбобур |
|||||||||||||||||
|
Ротор |
Гидравлический |
|
|||||||||||||||
|
двигатель |
|
Объемный винтовой |
|||||||||||||||
|
двигатель |
|||||||||||||||||
|
Интегрированный |
Электрический |
||||||||||||||||
|
верхний привод |
двигатель |
|
Электробур |
||||||||||||||
Рис. 1.2. Классификация способов глубокого бурения
При роторном бурении разрушение горной породы на забое скважины происходит в результате силового воздействия породоразрушающего инструмента, который с поверхности (с помощью бурильной колонны) приводится во вращение вокруг своей оси, проходящей через центр забоя. Обломки горных пород (выбуренная порода), отделившиеся от забоя, тотчас удаляются потоком жидкости или струей газообразных агентов. Начало использованию вращательного бурения на нефть было положено в конце 80-х годов ХIХ столетия в Новом Орлеане (штат Луизиана, США). Но внедрение роторного способа бурения обычно относят к 1901 г., когда он был применен в штате Техас на площади Корсикана. В России вращательное бурение впервые применили в Грозном в 1902 г. для бурения скважины на нефть глубиной 345 м.
В настоящее время это – один из наиболее распространенных способов бурения в нефтяной и газовой промышленности. Роторным способом проходят как мелкие скважины (глубиной в несколько десятков метров), так и наиболее глубокие (например, скважина "Берта Роджерс 1" глубиной 9590 м в США).
Бурение с забойным гидравлическим двигателем – разновидность вращательного бурения. От роторного способа отличается тем, что породоразрушающий инструмент приводится во вращение гидравлической машиной (турбобуром, объемным двигателем), находящейся в скважине непосредственно над долотом. В России первый турбобур был сконструирован и изготовлен в 1923 г. инженером М.А. Капелюшниковым, а широкое освоение турбинного бурения началось после создания надежного и достаточно мощного турбобура. В области освоения и развития турбинного бурения наша страна обладает неоспоримым приоритетом. Турбинным способом была пройдена и самая глубокая в мире скважина Кольская СГ-3. Ее глубина превышает 12 тыс. м. С использованием турбобура в нашей стране выполняется свыше 80 % всего объема глубокого бурения.
Объемный забойный гидравлический двигатель начали осваивать с 60-х годов. В нем для преобразования гидравлической энергии потока жидкости применен героторный винтовой механизм.
Следующая разновидность вращательного бурения – способ с применением электробура. При бурении с электробуром породоразрушающий инструмент так же, как и в предыдущем случае, приводится во вращение от машины, размещенной в скважине в непосредственной близости от забоя. Для привода долота используют электрическую машину, которая представляет собой своеобразный электромотор, смонтированный в трубном корпусе малого диаметра. Электроэнергия подается к электробуру с поверхности по секционированному кабелю, проходящему внутри бурильной колонны.
Электробур был создан советскими инженерами А.П. Островским и Н.В. Александровым в 1938 г., а в 1940 г. с помощью электробура в районе Баку была пробурена первая скважина. Способ бурения с электробуром весьма перспективен, так как благодаря наличию канала связи с забоем позволяет получать оперативную информацию о работе инструмента в скважине.
Колонковое бурение (разновидность вращательного) отличается тем, что разрушение горной породы происходит по кольцевому забою, в результате чего остается неразрушенный столбик горной породы, который в виде образца (керна) извлекают на поверхность. Применение колонкового бурения началось с середины ХIХ столетия. А в 1862 г. швейцарский часовщик Георг Лешо впервые использовал этот способ в Альпах при проводке тоннеля Мон-Сени. Несколько позже проф. Петербургского горного института С. Г. Войслав разработал конструкцию бурового станка для колонкового бурения.
Отличительная особенность шнекового способа состоит в том, что отделенные от забоя обломки горной породы выносятся на поверхность с помощью непрерывной колонны шнеков, образующих своеобразный винтовой транспортер, подобие шнека в мясорубке (отсюда наименование способа). Способ шнекового бурения используется для проходки неглубоких (до 50–100 м) скважин при геологическом картировании и сейсморазведке.
Классификация рассмотренных способов приведена на рис. 1.2.
27.Обработка и приготовление буровых промывочных жидкостей.
Материалы и реагенты для приготовления и кондиционирования БПЖ.
Состав БПЖ.
БПЖ характеризуются компонентным (вещественным) и долевым составами, которые определяют его рецептуру.
Рецептура – перечень компонентов, составляющих ПЖ, и их долевой (массовый, объемный) состав.
Функциональное назначение компонентов БПЖ.
По назначению:
-Общего назначения используются для приготовления основы ПЖ и регулирования ее параметров.
-Специального назначения – для придания специфических свойств (н-р, ингибирующих) либо для устранения недостатков и повышения эффективности веществ общего назначения (н-р, устранения пенообразования, повышения термостабильности).
Компоненты БПЖ общего назначения:
-Дисперсионная среда – вода, углеводороды, синтетические жидкости.
-Структурообразователи – материалы, придающие тиксотропные свойства ПЖ. Это глина, торф, специальные органические полимеры из класса полисахаридов (в частности биополимеры), синтетические полимеры, а для ПЖ на нефтяной основе – органофильные глины и битумы.
-Регуляторы - неорганические вещества: основания (каустическая сода , известь ; щелочные (карбонат натрия ) и кислые (бикарбонат натрия ) соли, изменяющие концентрацию ионов водорода в ПЖ.
-Понизители фильтрации – вещества, снижающие величину показателя фильтрации ПЖ. Как правило, это природные и синтетические высокомолекулярные полимеры различной химической природы, н-р:
Компоненты БПЖ специального назначения:
Бактерициды (антисептики). Предотвращают ферментативное разложение реагентов. Используют вещества неорганические (, ) и органические (формальдегид, параформальдегид, фенол).
Система приготовления ПЖ.
Для подачи порошкообразного материала в гидроэжекторный смеситель вначале аэрируют материал в бункере, чтобы исключить его зависание при опорожнении бункера, затем открывают шиберную заслонку, в результате чего обеспечивается доступ материалов в гофрированный шланг. Жидкость, прокачиваемая насосом через штуцер гидросмесителя, создает в его камере разрежение. Так как в бункере поддерживается атмосферное давление, то на концах гофрированного шланга возникает перепад давления, под действием которого порошкообразный материал перемещается в камеру гидросмесителя, где смешивается с прокачиваемой жидкостью.
Воронка гидросмесителя служит для ввода материала в зону смешивания вручную. В обычном случае ее патрубок закрыт пробкой. Блок БПР-70 оборудован гидравлическим измерителем массы порошкообразного материала ГИВ-М.
Система кондиционирования.
Вибросита
Глубина очистки и пропускная способность вибросита зависит от размера ячеек сетки и просеивающей поверхности. Вибрирующие рамы располагают как в горизонтальной, так и в наклонной плоскости.
Движение вибросеток: возвратно-поступательное по прямой; эллипсообразное; круговое; комбинированное.
Гидроциклоны– инерционно-гравитационный классификатор твердых частиц
28. Забойные двигатели. Принцип их действия и конструктивное исполнение.
Забойный двигатель представляет собой скважинную машину, смонтированную в трубном корпусе небольшого диаметра и служащую для преобразования подведенной с поверхности энергии в механическую энергию вращательного движения. Она находится над долотом и присоединяется к нижнему концу бурильной колонны. Последняя, воспринимая реактивный момент от забойного двигателя, не вращается или при необходимости эпизодически кратковременно проворачивается с незначительной частотой. Использование забойного двигателя, таким образом, приводит к существенному изменению, облегчению условий работы бурильной колонны в стволе скважины.
К настоящему времени разработано несколько типов забойных двигателей. Все их можно подразделить по виду используемой энергии на следующие классы:
1 – гидравлические забойные двигатели, которые преобразуют гидравлическую энергию потока промывочной жидкости в механическую мощность вращательного движения;
2 – электрические забойные двигатели (электробуры), работающие на электроэнергии.
Забойные машины 1-го класса по принципу действия подразделяются на турбобуры и объемные двигатели.
Электробур.
Асинхронный маслонаполненный двигатель и маслонаполненный шпиндель на подшипниках качения, размещенные в трубном корпусе. Пакеты магнитопроводной стали статора разделены пакетами немагнитопроводной стали в местах расположения радиальных шариковых опор ротора. Пакеты ротора с алюминиевой обмоткой насажены на полом валу двигателя. Внутренняя полость двигателя заполнена изоляционным маслом.
Преимущества электробура по сравнению с гидравлическими забойными машинами:
Турбобур
Гидравлический забойный двигатель, в котором для преобразования гидравлической энергии потока промывочной жидкости в механическую энергию вращательного движения использована многоступенчатая осевая турбина лопастного типа.
Принцип действия гидравлической осевой турбины
Гидравлическая осевая турбина состоит из ротора и статора, образующие единичную ступень. В турбобурах применяются многоступенчатые турбины состоящие из набора последовательно расположенных единичных ступеней. Роторы турбины располагаются на валу турбобура.
Работает турбина следующим образом. Поток промывочной жидкости через бурильную колонну подается в первую ступень турбобура. В статоре первой ступени происходит формирование направления потока жидкости, т. е. жидкость, пройдя каналы статора, приобретает направление, указанное стрелкой А. Таким образом, статор является направляющим аппаратом турбины.
Потоки жидкости из каналов статора поступают на лопатки ротора под заданным углом и производят силовое воздействия на ротор, в результате которого энергия движущейся жидкости создает силы, стремящиеся повернуть ротор, жестко связанный с валом турбины. Поток жидкости из каналов ротора первой ступени поступает на лопатки направляющего аппарата второй ступени, где вновь происходит формирование направления движения потока жидкости и подача ее на лопатки ротора второй ступени. На роторе второй ступени также возникает крутящий момент. В результате жидкость под действием энергии давления, создаваемой поверхностным насосом, проходит все ступень турбины турбобура и через специальный канал подводится к долоту. Таким образом, крутящие моменты всех ступеней суммируются на валу турбины.
Секционные турбобуры (ТС)
Используются для увеличения крутящего момента. Состоят из двух и более последовательно соединенных между собой секций. Соединение секций в турбобур производится непосредственно на буровой. Корпуса секций соединяются переводниками на конической резьбе, валы секций – с помощью муфт
Турбобуры специального назначения
Колонковое турбодолото (КТДЗ, КТД4) для бурения с отбором керна. Грунтоноска размещена в полом валу турбобура. Поднимается внутри БК с помощью захватного приспособления (шлипса), подвешенного на конце каната. Турбинный отклонитель (ТО) для искривления скважины. Включает секцию турбобура и шпиндель, соединенные изогнутым переводником (угол ). Валы турбобура и шпинделя соединены кулачковой муфтой.
Агрегат реактивно-турбинного бурения (РТБ) для проводки скважин большого диаметра (от 394 до 2600 ). Включает от двух до четырех турбобуров, соединенных траверсами. Если агрегат вращается с поверхности ротором, способ бурения называется роторно-турбинным.
29. Цикл строительства скважины. Основные виды работ в цикле.
Производственный цикл строительства скважины.
Производственный процесс – процесс производства продукта труда с начала выполнения работ до выдачи готовой продукции.
Технологический процесс – часть производственного процесса, содержащая однородное действие по изменению состояния предмета производства
Технология – совокупность методов обработки, изготовления, изменения состояния, свойств, формы сырья, материала или полуфабриката, осуществляемых в процессе производства продукции
Технологическая операция – часть технологического процесса, представляющая собой совокупность рабочих действий (приемов).
Характеризуется однородностью технологического содержания, единством (неизменностью) предмета труда, оборудования и рабочих приспособлений
Весь комплекс работ, связанных со строительством скважины, образует «цикл строительства скважины»
Структура производственного цикла строительства скважины
|
Этап строительства скважины |
Технологический процесс |
|
|
|
|
|
|
|
|
30. Противовыбросовое оборудование устья скважины. Его назначение. Типы превенторов и условия их использования.
Противофонтанная безопасность.
Газонефтеводопроявление (ГНВП) – поступление пластового флюида в ствол скважины, не предусмотренное технологией работ при строительстве и ремонте, создающие опасность выбора ПЖ и открытого фонтанирования.
Основное условие ГНВП превышение пластовым давлением забойного.
Возможно так же поступление пластового флюида в ствол скважины в результате диффузионных и осмотических процессов гравитационного замещения, контракционных эффектов.
Причины неуравновешенности пластового давления гидростатическим
давлением столба ПЖ.
Неуравновешенное давление в скважине может явиться следствием:
Противовыбросовое оборудование.
В комплект ПВО входят
Шаровой кран.
Инструкция по предупреждению ГНВП:
Превентор универсальный. Предназначен для герметизации устья скважины.
Манифольд.
Назначение:
Состоит из блоков дросселирования и глушения, комплектов труб, сепаратора низкого давления.
На рис. (а. б, в, г, д) показаны наиболее часто встречаемые типы га зовых и газонефтяных месторождений
Типы газовых, газонефтяных залежей:
а — массивная газовая (газоконденсатная); б — пластовая газовая
(газоконденсатная); в — смешанная массивно-пластовая газовая; г — массивная газонефтяная; д — пластовая газонефтяная; 1 — газ; 2— вода; 3 — нефтью
В зависимости от геологического строения месторождения и ус ловий залегания нефти и газа фильтрация их к скважинам происходит под влиянием различных видов пластовой энергии. В газовых залежах основными ее источниками являются энергия самого сжатого газа и энергия напора пла стовых вод.
Режим работы залежи зависит от геологического строения залежи; гидрогеологических условий, ее размеров и протяженности водонапорной системы; (физических свойств и неоднородности газовых коллекторов; темпа отбора газа из залежи; используемых методов поддержания пластового давления (для газоконденсатных месторождений).
Газовый режим (режим расширяющегося газа). При газовом режиме газонасыщенность пористой среды в процессе разработки не меняется, основным источником энергии, способствующим движению газа в системе пласт - газопровод, является давление, создаваемое расширяющимся газом.
Водонапорный режим. Основной источник пластовой энергии при этом режиме работы газовой залежи - напор краевых (подошвенных) вод. Водонапорный режим подразделяется на упругий и жесткий.
Упругий режим связан с упругими силами воды и породы. Жесткий режим газовой залежи связан с наличием активных пластовых вод и характеризуется тем, что при эксплуатации в газовую залежь поступают подошвенные или краевые воды, в результате чего не только уменьшается объем пласта, занятого газом, но и полностью восстанавливается пластовое давление.
При упруговодонапорном режиме вода внедряется в разрабатываемую газовую залежь за счет падения давления в системе и связанного с этим расширения пород пласта, а также самой воды.
В большинстве своем газовые месторождения в начальный период разрабатываются по газовому режиму. Проявление водонапорного режима обычно замечается, но не сразу, а после отбора из залежи 20-50% запасов газа. На практике встречаются также исключения из этого правила, например, для мелких газовых месторождений, водонапорный режим может проявляться практически сразу после начала эксплуатации.
При эксплуатации газоконденсатных месторождений с целью получения наибольшего количества конденсата путем закачки в пласт сухого газа или воды иногда создают искусственный газонапорный или водонапорный режим.
32. Понятие о нефтяном месторождении. Их классификация.
Нефтяное месторождение – скопление у/в в земной коре, приуроченное к одной или нескольким локализованным геологическим структурам или природным резервуарам.
Геологическая структура – геологическое тело, сложенное высокопористыми и высокопроницаемыми породами, которые называются коллекторами, ограниченное частично или со всех сторон слабопроницаемыми породами.
Нефть скапливается вблизи препятствий, попав в своеобразную ловушку. Ловушка – часть природного резервуара в котором со временем устанавливается рановесное состояние воды нефти и газа. Наиболее распространены сводовые и экранированные ловушкию. Сводовые образуются в антиклинальных складках, если в кровле и подошве распологаются плохо проницаемые породы.
Экранированная –когда хорошо проницаемая порода ограниченна плохо проницаемой. Залежь- это значительное количество нефти и газа в ловушке.
Сводовая газо нефтяная залежь Массивная газо- нефтяная залежь
Основные группы залежей:
1)пластовые(сводовые и экранированные)
2)массивные
3) литологически ограниченные
Под месторождением понимается совокупность залежей одной и той же группы. Под месторождением надо понимать не место образования, а место залегания ловушки.
Существование в земной коре двух основных геологических структур- геосинклиналей и платформ- разделяет месторождения на 2 основных класса:
1 месторождения сформировавшиеся в геосинклинальных(складчатых) облостях.
2 месторождения сформировавшиеся в платформенных областях
Классификация нефтяных месторождений по запасам:
33. Осушка газа твердыми и жидкими поглотителями.
Для осушки газа используются следующие методы:
охлаждение;
абсорбция;
адсорбция.
Пока пластовое давление значительно больше давления в магистральном газопроводе газ охлаждают, дросселируя излишнее давление. При этом газ расширяется и в соответствии с эффектом Джоуля-Томсона охлаждается. Если пластовое давление понижено, то охлаждение газа производится на установках низкотемпературной сепарации.
Абсорбцией называется процесс проникновения газа или пара в массу жидкого поглотителя (абсорбента) путём диффузии через разделительную поверхность. Этот процесс осуществляется в абсорбере- вертикальном цилиндрическом сосуде, имеющем тарелки или насадки, обеспечивающие контакт между газом и жидкастью- абсорбентом. Процесс абсорбации является диффузионным и происходит когда при контакте газовой и жидкой фаз парциальное давление( концентрация) извлекаемого компонента в газовой фазе больше его равновесной в жидкой фазе, абсорбенте.
Различают два вида абсорбции: физическую и химическую.
При физической абсорбции поглощение компонентов из газовой фазы абсорбентом осуществляется за счет слабых сил межмолекулярного взаимодействия (вандерваальсовые силы, дипольные взаимодействия, взаимодействия по водородным связям).
При химической абсорбции за счет протекания химического взаимодействия между извлекаемым компонентом и абсорбентом происходит образование химических соединений.
В качестве абсорбента применяются гликоли, причём преимущественно диэтиленгликоль из-за высокой гигроскопичности, стойкости к нагреву и химическому разложению, низким давлением пара и доступностью при сравнительно невысокой стоймости. (молекулярная масса 150.17 плотность 1,125 температура кипения 244,4)
Абсорбер представляет собой многофункциональный аппарат, состоящий из трех последовательно расположенных секций:
сепарационной (нижняя часть аппарата);
массообменной (средняя часть аппарата);
фильтрующей (верхняя часть аппарата).
. Адсорбцией называется процесс поглощения газов (паров) или жидкостей поверхностью твердых тел (адсорбентов). В случае избира тельного поглощения компонентов смеси появляется возможность ее раз деления на составляющие компоненты. Явление адсорбции связано с нали чием сил притяжения между молекулами адсорбента и поглощаемого веще ства.
Адсорбция является одним из эффективных методов разделения газо образных и жидких смесей компонентов, различающихся структурой мо лекул. По сравнению с другими массообменными процессами наиболее эф фективно ее использование в случае малого содержания извлекаемых ком понентов в исходной смеси.
Твердое вещество, на поверхности или в порах которого происхо дит концентрирование поглощаемого вещества, называется адсорбентом. Поглощаемое вещество, находящееся вне пор адсорбента, называется адсорбтивом, а после его перехода в адсорбированное состояние — адсорбатом.
Различают два вида адсорбции — физическую и химическую. При фи зической адсорбции молекулы поглощенного вещества, находящиеся на по верхности адсорбента, не вступают с ним в химическое взаимодействие. При химической адсорбции (хемосорбции) молекулы поглощаемого вещест ва химически взаимодействуют с адсорбентом. Связь молекул поглощенно го вещества (адсорбата) с адсорбентом при физической адсорбции менее прочна, чем при хемосорбции.
Процесс адсорбционного разделения прекращается, когда активная поверхность (или объем пор) адсорбента оказывается заполненной молеку лами адсорбата. Выделение из адсорбента поглощенных компонентов на зывают десорбцией.
В качестве абсорбентов при разделении углеводородных газов используют бензиновые или кероси-новые фракции, а в последние годы и газовый конденсат, при осушке — диэтиленгликоль (ДЭГ) и триэтиленгликоль (ТЭГ). Для абсорбционной очистки газов от кислых компонентов применяют
N-метил-2-пирролидон, гликоли, пропиленкарбонат, трибутилфосфат, метанол; в качестве химического поглотителя используются моно- и диэтаноламины.
Осушку газа адсорбентами проводят, как правило, в тех случаях, когда необходимо достичь точку росы менее — 30 0С. В качестве адсорбентов используют бокситы, хлористый кальций в твердом виде, цеолиты, силикагель и др.
Системой разработки газовой залежи (в технологическом значении этого понятия) называется комплекс технических мероприятий по управлению процессом движения газа, конденсата и воды в пласте.
РАЗМЕЩЕНИЕ СКВАЖИН НА СТРУКТУРЕ И ПЛОЩАДИ ГАЗОНОСНОСТИ
Площади газоносности газовых залежей в плане могут иметь различную форму:
На площади газоносности скважины размещаются:
При разработке газоконденсатных залежей с поддержанием пластового давления размещение нагнетательных и добывающих скважин на структуре и площади газоносности зависит от рабочего агента, закачиваемого в пласт для поддержания давления, геометрической формы площади газоносности в плане и колеккторских свойств залежи.
Нагнетательные и добывающие скважины при разработке залежей с поддержанием давления размещаются неравномерно на площади газоносности, в виде кольцевых или линейных цепочек скважин.
Рисунок 46 — Равномерное размещение скважин
Сетки: а) — квадратная; б) — треугольная
Рисунок 48 — Линейное размещение скважин
Рисунок 47 — Батарейно-кольцевое размещение скважин
|
Рисунок 49 — Размещение скважин в сводовой части залежи |
Рисунок 50 — Неравномерное размещение скважин |
Физические свойства углеводородных газов и конденсатов.
Абсолютная плотность газа – плотность газа при стандартных условиях ( и ): .
Относительная плотность: .
Плотность зависит от давления и температуры: , где .
Молекулярная масса газа – масса одной молекулы, выраженная в атомных единицах массы.
Вязкость газа определяется коэффициентом вязкости газа. Вязкость газа увеличивается с увеличением температуры, в отличие от жидкости.
Методы определения вязкости газа
1. .
2. Численно-графический метод: ,
Вязкость газа при атмосферных условиях составляется .
Коэффициент теплоёмкости – количество теплоты, которое требуется для нагрева одного моля, одного килограмма или одного кубометра вещества на один градус, поэтому теплоёмкость бывает мольной, массовой и объёмной. Теплоёмкость =f(P,T, процесса) различают изобарную, изохорную и изотермическую теплоёмкости.
Для смеси газов теплоёмкость можно определить по следующим трём формулам: ; ; .
Зависимость теплоёмкости от давления и температуры выражается следующей формулой: , где - поправка на изменение давления и температуры, которая берётся из графика.
Скрытая теплота парообразования – количество теплоты, необходимое для испарения одной единицы массы или единицы объёма вещества.
Теплотворная способность – количество теплоты, получаемое при сжигании единицы массы или единицы объёма вещества.
Теплотворная способность смеси определяется по формуле: .
Число Воббе: , где , - теплота сгорания; - объём; - средняя плотность. Число Воббе позволяет выбрать тип горелки. По числу Воббе можно определить:
Коэффициент теплотворности (коэффициент теплопроводности) – коэффициент, показывающий количество тепла, передаваемое при градиенте температуры в один градус через площадку в 1 квадратный метр за 1 секунду, .
Предел взрываемости. При увеличении или уменьшении концентрации горючих газов в газо-воздушной смеси достигается такая концентрация, при которой может произойти внезапное возгорание или взрыв.
Нижний предел содержания составляет 5 процентов, верхний – 15 процентов. Нижний предел содержания составляет 1.2 процента, верхний – 13 процентов. Для природного газа – 4.5 и 14.5 процентов соответственно.
Предел определяется по формуле: .
Поверхностное натяжение. , , где - парахора.
Для газа , .
Для конденсата .
Для смеси: .
Физические свойства нефтей
Различия в нефтях во многом определяются их газосодержанием. Все нефти в пластовых условиях содержат в растворенном (жидком) состоянии газ.
Газосодержание (газонасыщенность) пластовой нефти — это объем газа растворенного в 1м3 объема пластовой нефти :
(8)
Растворимость газа — это максимальное количество газа, которое может быть растворено в единице объема пластовой нефти, при определенных давлении и температуре. Газосодержание может быть равным растворимости или меньше ее.
Коэффициентом разгазирования нефти называется количество газа, выделяющееся из единицы объема нефти при снижении давления на единицу.
Промысловым газовым фактором называется количество добытого газа в м3, приходящееся на 1 м3 (т) дегазированной нефти. Он определяется по данным о добыче нефти и попутного газа за определенный отрезок времени. Различают начальный газовый фактор, обычно определяемый по данным за первый месяц работы скважины, текущий газовый фактор, определяемый по данным за любой промежуточный отрезок времени, и средний газовый фактор, определяемый за период с начала разработки до какой-либо даты. Величина промыслового газового фактора зависит как от газосодержания нефти, так и от условий разработки залежи. Она может меняться в очень широких пределах.
Если при разработке в пласте газ не выделяется, то газовый фактор меньше газосодержания пластовой нефти, так как в промысловых условиях полной дегазации нефти не происходит.
Давлением насыщения пластовой нефти называется давление, при котором газ начинает выделяться из нее. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и газа в залежи, от их состава, от пластовой температуры.
Сжимаемость пластовой нефти обусловливается тем, что, как и все жидкости, нефть обладает упругостью, которая измеряется коэффициентом сжимаемости (или объемной упругости) :
, (9)
где — изменение объема нефти; — исходный объем нефти. — изменение давления. Размерность — 1/Па, или Па-1.
Коэффициент сжимаемости характеризует относительное приращение объема нефти при изменении давления на единицу.
Коэффициент теплового расширения показывает, на какую часть первоначального объема изменяется объем нефти при изменении температуры на 1 °С
. (10)
Коэффициент теплового расширения нефти необходимо учитывать при разработке залежи в условиях нестационарного термогидродинамического режима при воздействии на пласт различными холодными или горячими агентами.
Объемный коэффициент пластовой нефти показывает, какой объем занимает в пластовых условиях 1 м3 дегазированной нефти:
, (11)
где — объем нефти в пластовых условиях; — объем того же количества нефти после дегазации при атмосферном давлении и t=20°С; — плотность нефти в пластовых условиях; — плотность нефти в стандартных условиях.
Объем нефти в пластовых условиях увеличивается по сравнению с объемом в нормальных условиях в связи с повышенной температурой и большим количеством газа, растворенного в нефти. Пластовое давление до некоторой степени уменьшает величину объемного коэффициента, но так как сжимаемость нефти весьма мала, давление мало влияет на эту величину.
Под плотностью пластовой нефти понимается масса нефти, извлеченной из недр с сохранением пластовых условий, в единице объема. Она обычно в 1.2 – 1.8 раза меньше плотности дегазированной нефти, что объясняется увеличением ее объема в пластовых условиях за счет растворенного газа. Известны нефти, плотность которых в пласте составляет всего 0.3 – 0.4 г/см3. Ее значения в пластовых условиях могут достигать 1.0 г/см3.
По плотности пластовые нефти делятся на:
легкие с плотностью менее 0.850 г/см3;
тяжелые с плотностью более 0.850 г/.
Легкие нефти характеризуются высоким газосодержанием, тяжелые — низким.
Вязкость пластовой нефти , определяющая степень ее подвижности в пластовых условиях, также существенно меньше вязкости ее в поверхностных условиях.
Это обусловлено повышенными газосодержанием и пластовой температурой. Давление оказывает небольшое влияние на изменение вязкости нефти в области выше давления насыщения. Вязкость зависит также от плотности нефти: легкие нефти менее вязкие, чем тяжелые. Вязкость нефти измеряется в мПа×с.
По величине вязкости различают нефти:
незначительной вязкостью — мПа × с;
маловязкие — мПа × с;
с повышенной вязкостью — мПа× с;
высоковязкие — мПа× с.
Вязкость нефти — очень важный параметр, от которого существенно зависят эффективность процесса разработки и конечный коэффициент извлечения нефти. Соотношение вязкостей нефти и воды — показатель, характеризующий темпы обводнения скважин. Чем выше это соотношение, тем хуже условия извлечения нефти из залежи с применением различных видов заводнения.
Физические свойства пластовых нефтей исследуют в специальных лабораториях по глубинным пробам, отобранным из скважин герметичными пробоотборниками. Плотность и вязкость находят при постоянном давлении, равном начальному пластовому. Остальные характеристики определяют при начальном пластовом и при постепенно снижающемся давлении. В итоге строят графики изменения различных коэффициентов в зависимости от давления, а иногда и от температуры. Эти графики и используются при решении геологопромысловых задач.
36. Газоконденсатные залежи. Методы исследования на газоконденсатность. Параметры газоконденсатной среды.
Газоконденсатными называют такие залежи природных газов, в которых в процессе разработки наблюдается обратная (ретро градная) конденсация. Она состоит в том, что при некоторых относительно высоких значениях давления и температуры изо термическое снижение давления приводит не к испарению ве щества, что мы обычно наблюдаем в практике, а к его конден сации. Аналогичное явление наблюдаем и при изобарическом уменьшении температуры: при некоторых условиях снижение температуры приводит к переходу части вещества в паровую фазу.
Если рассматриваем залежи природных газов, обратная кон денсация имеет большое практическое значение, поскольку можно добывать относительно тяжелые углеводороды в газооб разном виде естественным фонтанированием смеси.
Простое вещество при температуре и давлениях ниже крити ческих находится либо в твердом, либо в жидком, либо в газо образном состоянии. Двухфазное состояние—переходное, неус тойчивое.
В многокомпонентной системе существует устойчивая зона двухфазного состояния с неодинаковыми значениями давления р и температуры Т и различными соотношениями жидкой и га зовой составляющих. Характерно для таких систем: вещество может находиться в жидком состоянии при температурах, пре вышающих критическую, отмеченную точкой К на рис. VI.5. В заштрихованных зонах наблюдаются явления обратной кон денсации, в правой изотермическое снижение давления сопро вождается увеличением объема жидкой фазы, в левой изобари ческое снижение температуры приводит к увеличению газовой фазы.
Газоконденсатные залежи, состояние углеводородов в ко торых соответствует зоне /, называют насыщенными. Здесь присутствуют и жидкость, и газ. В зоне // углеводороды нахо дятся только в газовой фазе. Месторождения, относящиеся к этой зоне, называют ненасыщенными. Зона /// характе ризует газообразное закритическое состояние; соответствующие ей залежи называют залежами закритического состоя ния. К зоне IV относятся обычные газовые месторождения, к зоне V—чисто нефтяные, к зоне VI— газонефтяные.
При разработке газоконденсатных месторождений приме няют два способа поддержания давления: обратная закачка в пласт переработанного тощего газа (сайклинг-процесс) и за воднение залежи.
Предпочтение отдают первому способу, поскольку за весь период разработки обеспечивается более высокая газо-и кон-денсатоотдача. Однако при этом методе предполагается исполь зовать компрессорное хозяйство большой мощности и консер вацию тощего газа до момента перехода на разработку залежи без поддержания давления.
Исследование месторождений на газоконденсатность проводится с целью опреде ления параметров и показателей, являющихся исходными для подсчета запасов газа и конденсата, проектирования разработки и обустройства месторождений, переработки конденсата и контроля за разработкой месторождения. В целом исследования на газо конденсатность делятся на первичные и текущие. В обоих случаях эти исследования делятся на промысловые и лабораторные. При промысловых и лабораторных иссле дованиях на газоконденсатность изучаются:
составы пластового и добываемого газов по толщине и по площади залежи и их
изменения в процессе разработки;
физико-химические свойства газа и конденсата;
фазовое состояние газоконденсатной смеси.
промысловые исследования скважин на газоконденсатность проводятся с помощью: - сепараторов, изготовленных самими предприятиями, занимающимися разведкой или разработкой данного газоконденсатного месторождения; в большинстве случаев эти сепараторы не отвечают требованиям, предъявляемым к ним для определения газоконденсатной характеристики залежи;
контрольных сепараторов, входящих в комплект установок комплексной подготовки газа на промыслах; на стадии разведки использование контрольных сепараторов исключается, так как на этой стадии отсутствуют УКПГ;
малогабаритных сепарационных установок типа "Конденсат-2", НТ ПКП-5(8) и т.д.; эти установки используют весьма незначительную часть потока, и если поток
неоднороден, то получаемые параметры газоконденсатной смеси могут существенно отличаться от истинных значений этих параметров;
передвижных установок типа "Порта-Тест"; эти установки имеют достаточно широкий диапазон изменения по производительности, давлению и температуре и предназначены для газоконденсатных исследований в коррозийной и антикоррозийной средах с подогревом всего потока газа.
37. Приток нефти к скважине. Формула Дюпии.
Cследующие допущения:
1. Пласт круговой, в центре которого расположена единственная (!) совершенная скважина.
2. Пласт однородный и изотропный постоянной толщины.
3. Процесс течения флюида изотермический ( = const).
4. Движение жидкости плоско-радиальное и соответствует закону Дарси.
5. В процессе фильтрации отсутствуют любые физические и химические реакции.
Запишем уравнение Дарси:
где Q — объемный расход жидкости, м3/с; F — поверхность фильтрации, м2;
— перепад давлений, Н/м2;
— вязкость флюида;
l — путь течения флюида, м;
к — коэффициент пропорциональности, который учитывает не только среду, в которой осуществляется фильтрация, но и все процессы взаимодействия между фильтрующимся флюидом и твердой поверхностью среды, м2.
Rk — радиус контура питания, м;
гс — радиус скважины, м;
h — толщина пласта, м;
Рk — давление на контуре питания, Н/м2;
Pзаб — давление на забое скважины, Н/м2.
Выделим мысленно (см. рис. 1.3) на расстоянии г от оси скважины элемент пласта толщиной dr. Перепад давлений на этом элементе обозначим через dP. Поверхность фильтрации для выделенного элемента такова:
Запишем уравнение Дарси для рассматриваемой схемы:
после разделения переменных получим:
Пределами интегрирования являются
по Р: от Рк до Рзаб;
по r: oт Rк до rc
Таким образом, имеем:
После интегрирования получаем:
- уравнением Дюпюи и описывает приток жидкости в скважину для схемы на рис. 1.3 при принятых доп; щениях.
38. Упругий режим разработки месторождений. Основные характеристики.
Условие упругого режима — превышение пластового давления, точнее давления во всех точках пласта, над давлением насыщения нефти газом . При этом забойное давление не ниже , нефть находится в однофазном состоянии. Созданное в добывающей скважине возмущение давления (депрессия) распространяется с течением времени в глубь пласта (наблюдается первая фаза упругого режима). Вокруг скважины образуется увеличивающаяся депрессионная воронка. Приток нефти происходит за счет энергии упругости жидкости (нефти), связанной воды и породы — энергии их упругого расширения. При снижении давления увеличивается объем нефти и связанной воды и уменьшается объем пор; соответствующий объем нефти поступает в скважины. Затем депрессионные воронки отдельных скважин, расширяясь, сливаются, образуется общая депрессионная воронка, которая по мере отбора нефти распространяется до границ залегания залежи.
Если залежь литологически или тектонически ограничена (замкнута), то в дальнейшем наступает вторая фаза упругого режима, в течение которой на контуре ограничения пласта, совпадающим с контуром нефтеносности, давление уменьшается во времени; уменьшается также давление в залежи. Упругий режим может быть продолжительным при значительном недонасыщении нефти газом. В противном случае этот режим быстро может перейти в другой вид. В объеме всего пласта упругий запас нефти составляет обычно малую долю (приблизительно 5 - 10 %) по отношению к общему запасу, однако он может выражать довольно большое количество нефти в массовых единицах. В случае ограниченности залежи во второй фазе проявляется разновидность упругого режима — замкнуто-упругий режим.
Если залежь не ограничена, то общая депрессионная воронка будет распространяться в законтурную водоносную область, значительную по размерам и гидродинамически связанную с залежью. Упругий режим будет переходить во вторую разновидность — упруговодонапорный режим. Упруговодонапорный режим обусловлен проявлением энергии упругого расширения нефти, связанной воды, воды в водоносной области, пород пласта в нефтяной залежи и в водоносной области и энергии напора краевых вод в водоносной области.
Для замкнуто-упругого и упруговодонапорного режимов характерно значительное снижение давления в начальный период постоянного отбора нефти (или снижение текущего отбора при постоянном давлении ,). При упруговодонапорном режиме темп дальнейшего снижения давления (текущего отбора) замедляется. Это связано с тем, что зона возмущения охватывает увеличивающиеся во времени объемы водоносной области и для обеспечения одного и того же отбора нефти требуется уже меньшее снижение давления. Если внешняя граница водоносной области находится выше (на более высокой гипсометрической отметке), чем забой скважины, то кроме энергии упругости действует потенциальная энергия напора (положения) контурной воды.
Упругий запас обычно определяют по формуле линейного закона сжимаемости пласта
;
где — изменение порового объема, т. е. непосредственно упругий запас пласта объемом ; , и — абсолютные величины.
39. Подземное хранение газа. Назначение и типы газохранилищ. Их достоинства и недостатки. Активный и буферный объемы.
ПХГ в пористой среде представляют собой искусственную газовую залежь, эксплуатируемую циклически. Одно из существенных отличий хранилища от залежи состоит в том, что в хранилище газодинамические процессы протекают значительно быстрее и носят нестационарный характер. Различают остаточный, предельный, буферный и активный объемы газа. Остаточный объем-минимальное количество газа, которое находилось в залежи перед началом закачки. Активный объем-объем газа, который ежегодно отбирается из хранилища и закачивается в него обратно. Буферный объем-объем газа, который извлекается из хранилища. Истощеные газовые месторождения во многих случаях оказываются наилучшими объектами для создания в них подземных хранилищ. Месторождение полностью разведано: известны геометрические размеры и форма площади газоносности, геолого-физические параметры пласта, начальные давления, температура и состав газа, изменение во времени дебитов скважин, коэффициентов фильтрационных сопротивлений, режим эксплуатации скважин, герметичность покрышки.
При создании ПХГ в водоносном горизонте прежде всего убеждаются в герметичности покрышки, затем устанавливают необходимое количество скважин, определяют коэффициент объёмной газонасыщенности в водяной зоне, а также остаточную водонасыщенность при отборе газа. Также необходимо учитывать изолирована водонапорная система или нет.
Создание ПХГ в непроницаемых горных породах.
ПХГ в непроницаемых горных породах – Это естественно или искусственно созданная полость (емкость) в комплексе с наземным и подземным технологическим оборудованием, обеспечивающим прием, хранение и отбор продуктов.
Хранимые продукты могут находиться в газообразном (природный газ, Этан, этилен и др.) или жидком (пропан, бутан, бензин, ДТ и др.) состоянии.
ПХГ создают в непроницаемых или практически непроницаемых горных породах, такие как гипс, ангидрит, гранит, глина и др.
Также ПХГ создают в заброшенных шахтах, карьерах или др. горных выработках, в плотных горных породах специальными методами, вплоть до ядерных взрывов. Один из видов таких ПХГ – ПХГ в соляных отложениях (это наиболее распространенный вид хранилищ, в них размещены до 90% продуктов).
Главным требованием к ПХГ такого типа : герметичность, прочность слагающей породы, устойчивость к разрушению и инертность по отношению к хранимой продукции.
Размеры и залегание пласта пригодны для создания ПХГ определенными геофизическими исследованиями, сбором геологической информации и др. методами специальных исследований (акустика, эхолокация, телевизионные устройства).
. ПХГ в ловушках водонасыщенных коллекторов.
При сооружении ПХГ в водонасыщенных пластах, в ловушках нет ни газовых, ни нефтяных месторождений, неизвестны, герметична ли для газа покрышка пласта-коллектора, размеры и форма пластовой водонапорной системы, гелого-физические параметры пласта-коллектора. Поэтому в процессе разведки и опытной закачки газа необходимо: 1.доказательство герметичности кровли ловушки; 2.расчет коэффициента проницаемости водонасыщенного коллектора; 3.определение остаточной водонасыщенности при вытеснении воды газом; 4.измерение или вычисление объемной газонасыщенности обводненной зоны при отборе газа; 5.определение продуктивных характеристик эксплуатационных скважин; 6.изучение прочности свойств газонасыщенного коллектора и разработка мероприятий по укреплению призабойных зон скважин. Подземное хранение жидких газов в пустотах Подземным хранилищем в непроницаемых горных породах называется естественная или искусственно созданная полость в комплексе с наземным и подземным технологическим оборудованием, обеспечивающим прием, хранение и отбор продуктов. Хранимые продукты могут находиться в газообразном или в жидком состоянии.
Подземные хранилища создают:
-в отложениях каменной соли ( пласты, массивы, штоки);
-в непроницаемых или практически непроницаемых горных породах: гипс, ангидрит, гранит, глина;
-в заброшенных шахтах, карьерах;
-в плотных горных породах при специальных методах создания хранилищ (ядерные взрывы).
Подземные хранилища в каменной соли.
Для строительства необходимы следующие условия:
-наличие каменной соли;
-наличие пресной или маломинерализированной воды;
-наличие условий утилизации рассола:
-сброс в водоносные горизонты; · сброс в поверхностные горизонты:· передача рассолопотребляющим предприятиям;
* химическое производство;
* производство соли.
Горно-геологические условия строительства ПХГ в каменной соли
1.наличие залежи каменной соли;
2.мощность (если мощность <4м., то хранилище строить нельзя);
3.химический состав (он не должен изменять свойства хранимого продукта);
4.нерастворимые включения (их количество не должно превышать 35%);
5.быстрорастворимые включения;
нерастворимые пропластки ( гипс, ангидрит, глина).
40. Гидроразрыв пластов, его цели и способы проведения.
Гидравлический разрыв может быть определен как механический метод воздействия на продуктивный пласт, при котором порода разрывается по плоскостям минимальной прочности благодаря воздействию на пласт давления, создаваемого закачкой в пласт флюида. Флюиды, посредством которых с поверхности на забой скважины передается энергия, необходимая для разрыва, называются жидкостями разрыва. После разрыва под воздействием давления жидкости трещина увеличивается, возникает ее связь с системой естественных трещин, не вскрытых скважиной, и с зонами повышенной проницаемости; таким образом, расширяется область пласта, дренируемая скважиной. В образованные трещины жидкостями разрыва транспортируется зернистый материал (проппант), закрепляющий трещины в раскрытом состоянии после снятия избыточного давления.
В результате ГРП кратно повышается дебит добывающих или приемистость нагнетательных скважин за счет снижения гидравлических сопротивлений в призабойной зоне и увеличения фильтрационной поверхности скважины, а также увеличивается конечная нефтеотдача за счет приобщения к выработке слабо дренируемых зон и пропластков.
Цели ГРП:
-Создание высокопроницаемого протока от пласта к скважине.
-ГРП создает глубокие высокопроницаемые трещины в низкопроницаемые зоны пласта, которые:
ГРП используется:
Для проведения ГРП применяют три технологические схемы:
-одновременный ГРП, когда воздействию закачиваемой жидкости ГРП подвергаются все пласты или пропластки, эксплуатируемые скважиной;
-многократный ГРП, когда последовательно гидроразрыву подвергаются два или более пластов или пропластков, вскрытых скважиной;
-поинтервальный (направленный) ГРП, когда гидроразрыву преднамеренно подвергается один заранее определенный пласт или пропласток из вскрытых скважиной.
Гидравлический разрыв пласта (ГРП) предназначен для повышения проницаемости обрабатываемой области ПЗС и заключает ся в создании искусственных и расширении естественных трещин.
Сущность ГРП заключается в нагнетании под давлением в ПЗС жидкости, которая заполняет микротрещины и «расклинивает» их, а также формирует новые трещины. Если при этом ввести в образовав шиеся или расширившиеся трещины закрепляющий материал (напри мер, песок), то после снятия давления трещины не смыкаются.
Одним из основных параметров ГРП является давление разры ва горных пород, которое зависит как от горного давления, так и от прочности горных пород. Давление разрыва Рр является трудно рассчитываемой величиной, но принципиально оно может соотноситься с горным давлением Рг следующим образом:
В зависимости от соотношения в определенной степени за висит и ориентация в пространстве образующихся трещин.Во многих случаях Рр < Рг.
В общем случае давление разрыва зависит от следующих основ ных факторов:
1)горного давления Рг;2)проницаемости ПЗС и наличия в ней микротрещин; 3)прочности и упругих свойств горной породы; 4)структуры порового пространства; 5)свойств жидкости разрыва; 6)геологического строения объекта; 7)технологии проведения ГРП и др.
Разрыв осуществляют так называемой жидкостью разрыва, а заполнение образовавшихся или расширившихся трещин — зак репляющим материалом с жидкостью-носителем.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ГРП
Процесс гидравлического разрыва пласта (ГРП) состоит из трех принципиальных операций: создание в коллекторе искусственных трещин (или расширение естественных); закачка по НКТ в ПЗС жидкости с наполнителем трещин; продавка жидкости с наполнителем в трещины для их закрепления. При этих опера циях используют три категории различных жидкостей: жидкость разрыва, жидкость-песконоситель и продавочную жидкость..
Технология проведения ГРП заключается в совокупности сле дующих операций:
© Подготовка скважины — исследование на приток или при емистость
© Промывка скважины —промывается промывочной жидкостью с добавкой в нее хим реагентов.
© Закачка жидкости разрыва.. Это рабо чий агент, закачкой которого создается необходимое для разрыва горной породы давление для образования новых и раскрытия су ществовавших в ПЗС трещин. В зависимости от свойств ПЗС и дру гих параметров используют либо фильтрующиеся, либо слабофильтрующиеся жидкости. В качестве жидкостей разрыва можно исполь зовать:
в добывающих скважинах: 1)дегазированную нефть;2)загущенную нефть, нефтемазутную смесь;3)гидрофобную нефтекислотную эмульсию; 4)гидрофобную водонефтяную эмульсию; 5)кислотно-керосиновую эмульсию и др.;
в нагнетательных скважинах: 1)чистую воду;2)водные растворы соляной кислоты; 3)загущенную воду (крахмалом, полиакриламидом );4) загущенную соляную кислоту (смесь концентрированной соляной кислоты с ССБ) и др.
При выборе жидкости разрыва нужно учитывать и предотв ращать набухаемость глин, вводя в нее химические реагенты, стаб-е глинистые частицы при смачивании (гидрофобизация глин).
© Закачка жидкости-песконосителя. Песок или любой другой материал, закачиваемой в трещину, служит наполнителем трещи ны, являясь, по существу, каркасом внутри нее и предотвращает смыкание трещины после снятия (снижения) давления. Жидкость -песконоситель выполняет транспортную по отношению к напол нителю функцию.
Основными требованиями к жидкости-песконосителю являют ся высокая пескоудерживающая способность и низкая фильтруемость.
Низкая фильтруемость пред отвращает фильтрацию жидкости-песконосителя в стенки трещи ны, сохраняя постоянную концентрацию наполнителя в трещине и предотвращая закупорку трещины наполнителем в ее начале. В противном случае концентрация наполнителя в начале трещины возрастает за счет фильтрации жидкости-песконосителя в стенки трещины, и перенос наполнителя в трещине становится невозмож ным (закупорка трещины).
В качестве жидкостей-песконосителей в добывающих скважи нах используются вязкие жидкости или нефти, желательно со струк турными свойствами; нефтемазутные смеси; гидрофобные водонефтяные эмульсии; загущенная соляная кислота и др. В нагнетатель ных скважинах в качестве жидкостей-песконосителей используются растворы ССБ; загущенная соляная кислота; гидрофильные нефтеводяные эмульсии; крахмально-щелочные растворыи др.
© Закачка продавочной жидкости. Основной целью этой жид кости является продавка жидкости-песконосителя до забоя и задавка ее в трещины. С целью предотвращения образования пробок из наполнителя, как показывает практика, должно соблюдаться следующее условие:
где — скорость движения жидкости-песконосителя в колонне НКТ, м/с;
— вязкость жидкости-песконосителя, мПа с.
Как правило, в качестве продавочных используются жидкости с минимальной вязкостью. В добывающих скважинах часто исполь зуют собственную дегазированную нефть,в нагнетательных скважи нах используется вода, как правило, подтоварная.
В качестве наполнителя трещин могут использоваться:
— кварцевый отсортированньй песок с диаметром песчинок 0,5 * 1,2 мм, которьш имеет плотность около 2600 кг/м3. Так как плотность песка существенно больше плотности жидкости-песконосителя, то песок может оседать
— стеклянные шарики;
— зерна агломерированного боксита;
— полимерные шарики;
— специальный наполнитель — проппант. Основные требования к наполнителю:
— высокая прочность на сдавливание (смятие);
— геометрически правильная шарообразная форма.
Гидравлический разрыв пласта впервые был применен 1948 году.
В состав работ по проведению гидроразрыва пласта входят выбор скважины для проведения ГРП, подготовка скважины к проведению ГРП, проектирование и проведение операции разрыва пласта, освоение скважин после разрыва.
Выбор скважины для гидравлического разрыва пласта
а) Начальная нефтенасыщенность коллекторов в интервале гидроразрыва близкой или выше возможного предельного их насыщения;
б) Эффективная мощность интервала гидроразрыва более 3м;
в) Мощность подстилающих и перекрывающих интервал гидроразрыва глинистых прослоев более 5м;
г) Мощность внутренних глинистых разделов менее 2м;
д) Неболее 5-6 проницаемых прослоев мощностью более одного метра;
е) Обводнённость продукции скважин менее 40%;
ж) Обводнённость продукции окружающих близлежащих скважин менее 70%
з) Потенциальный дебит скважины более 20т/сут;
и) Отбор от начальных извлекаемых запасов на скважине менее 20%
принимается во внимание техническое состояние скважины и её добывные показатели.Скважина должна быть технически исправна.
Типы гидродинамических исследований скважин:
В результате исследования скважин определяются геометрические характеристики залежи, положение ГВК, фильтрационно-ёмкостные свойства, физико-химические свойства пластовых флюидов и неуглеводородных жидкостей, изменение фазовых состояний в процессе разработке, коррозионное воздействие.
Газогидродинамические методы исследования скважин.
Совокупность этих исследования используется для определения мероприятий для регулировки дебита.
Исследование скважин на стационарных режимах фильтрации.
Для того чтобы определить добывные способности скважин проводят исследования на стационарных режимах.
Подготовка к исследованию скважины заключается в подведении обвязки скважины, то есть присоединения сепаратора, ДИКТа, факела. В обязательном порядке все линии должны быть закреплены. Также должна быть поставлена измерительная, для измерения давления, температуры, затрубного давления, давления на ДИКТе, температуры на ДИКТе.
Продувка скважина используется для очистки призабойной зоны и забоя скважины от продуктов бурения и остатков промывочной жидкости. Скважина запускается с неким дебитом. После чего скважина останавливается и запускается с другим дебитом. Замеряется количество механических примесей. На одном цикле скважина работает 15-30 минут. Проводится 3-4 цикла.
Определение фильтрационных коэффициентов и , а так же добывных возможностей скважины. Скважина исследуется в 7-8 режимах. Результатом исследований являются данные, из которых формируется таблица.
Расчет коэффициентов и проводится графическим методом. Для этого нужно построить график зависимости от , и, используя его, найти значение коэффициентов из уравнения .
Бывают случаи, когда кривую получить невозможно, или коэффициент может быть отрицательным. Это происходит в случае, если неправильно определено пластовое давление , тогда квадрат пластового давления определяется по формуле: . Тогда , то есть .
Зная структуру коэффициента можно определить значение комплекса и значение величины по формуле . Величина характеризует призабойную зону пласта. С помощью коэффициента можно определить значение макрошероховатости .
Учёт реальных свойств газа.
Стационарные исследования месторождений с низко-проницаемыми коллекторами проводятся с помощью нижеприведённых методов.
Изохронный метод:
;
;
; ;
; ;
, где ;
- коэффициент макрошероховатости.
Истинное значение коэффициента рассчитывается с помощью следующего уравнения: .
Ускоренно-изохронный метод.
Время восстановления в изохронном методе намного превосходит время работы скважины. Поэтому уравнение записывается следующим образом .
Экспресс-метод.
Экспресс метод заключается в том, что .
Метод монотонно-ступенчатого изменения дебита, в котором время восстановления минимально и зависит от времени замены оборудования.
Исследование скважин на нестационарных режимах.
Все эти методы основаны на решении уравнений неустановившейся фильтрации газа в пористой среде . Для решения такого уравнения требуется задать начальные и граничные условия. Имея реакцию пласта можно определить параметры дифференциального уравнения.
При этих исследованиях возникают трудности:
При радиусе меньше фиктивного работает двухчленный закон фильтрации, а при радиусе больше фиктивного фильтрация идёт по закону Дарси. Чтобы это учесть используют метод последовательной смены стационарных состояний: .
Задаются допущением того, что и - постоянные. На основе этих допущений получаются следующие решения:
Исследования с помощью кривой восстановления давления проводятся для двух случаев работы скважины: для случая, когда время работы скважины более, чем в двадцать раз превосходит время, которое отводится на восстановление давления, то есть ; для случая, когда время работы скважины меньше, чем время, которое отводится для восстановления давления, умноженного на двадцать, то есть .
Порядок снятия кривой восстановления давления:
Примечания:
Метод гидропрослушивания.
После того, как будет запущена эксплуатационная скважина, давление на наблюдательной скважине немного упадёт. Фиксируется время, за которое возмущение от эксплуатационной скважины дойдёт до наблюдательной, которое можно определить из уравнения: .
Метод стабилизации давления и дебитов.
В этом случае вместо параметра вводится параметр . В этом случае ведётся обработка в следующих координатах , при этом вводится обозначение . Уравнение кривой восстановления давления: .
Определение анизотропии пласта по данным исследования скважин.
Пористость определяется по керновым или по геофизическим исследованиям.
42. Методы увеличения нефтеотдачи. Их классификация.
По принципу действия все методы искусственного воздействия делятся на следующие группы:
1. Гидрогазодинамические.
2. Физико-химические.
3. Термические.
4. Комбинированные.
Среди методов искусственного воздействия на пласт наибольшее распространение получили гидрогазодинамические методы, связанные с управлением величиной пластового давления путем закачки в залежь различных флюидов. Сегодня более 90% добываемой в России нефти связано с методами регулирования пластового давления путем закачки в залежь воды, называемыми методами
поддержания пластового давления (ППД) заводнением. На ряде месторождений ППД осуществляется закачкой газа.
Анализ разработки месторождений показывает, что если пластовое давление невысоко, контур питания достаточно удален от скважин или режим дренирования не является активным, темпы извлечения нефти могут оказаться достаточно низкими; низким оказывается и коэффициент нефтеотдачи. Во всех этих случаях использование той или иной системы ППД является необходимым.
Таким образом, основные проблемы управления процессом выработки запасов путем искусственного воздействия на пласт связаны с изучением заводнения.
Конечная нефтеотдача при любых известных методах воздействия на пласт(законтурное и внутриконтурное заводнение, закачка в пласт газа или воздуха) редко превышают 70-80%. Поэтому ищут пути увеличения конечной нефтеотдачи пластов.
1 закачка в пласт воды, обработанной ПАВ. В нефтяном коллекторе изменяются поверхностно молекулярные свойства- резко снижается поверхностное натяжение на границе раздела фаз, т.е. происходит более полное вытеснение нефти из пористой среды.
2 Вытеснение нефти оторочкой загущенной воды. При этом создаётся условия для равномерного продвижения внк и повышения н.о. пласта
3 закачка в пласт углекислоты.
Происходит взаимное растворение углекислоты в нефти и углеводородов в жидком СО2, что сопровождается уменьшением вязкости нефти, возрастанием ее объема, снижением поверхностного натяжевия на границе с водой.
4 Нагнетание в пласт теплоносителя. (горячую воду и водяпой пар).
Интенсификация добычи нефти и увеличение нефтеотдачи пластов при нагнетании теплоносителей достигается за счет снижения вязкости нефти и теплового расширения пластовой нефти скелета пласта.
5 Внутрипластовое горение. При этом методе после зажигания тем или иным способом нефти у забоя зажигательной (нагнетательн скважины в пласте создается движущийся очаг горения зачт постоянного нагнетания с поверхности воздуха или смеси воздуха с природным газом. Образующиеся впереди фронта горения пары нефти, а также нагретая нефть с пониженной вязкостью движутся к эксплуатационным скважинам и извлекаются через них на поверхность.
6 Вытеснение нефти из пласта растворител я м и. Частичное или полное устранение отрицательного влияния на нефтеотдачу молекулярно-поверхностных сил может быть достигнуто путем создания в пласте условий, при которых вытесняемая фаза (нефть) полностью смешивалась бы с вытесняющей фазой (растворитель, газ) без образования границы раздела между ними. Это возможно лишь при условии, когда вытесняемая и вытесняющая фазы взаимно растворимы и образуют однофазную систему. В качестве вытесняющей фазы могут быть использованы пропан, бутан, смесь пропана с бутаном, газ высокого давления. При нагнетании в пласт при определенном давлении какого-либо из этих углеводородов происходит их смешивание с нефтью и полное взаимное растворение в нефти, исчезновение границ раздела между вытесняющей и вытесняемой средами, ослабляется применение нефти к стенкам пор.
Гидродинамические:
1. Стационарное заводнение
2. Нестационарное заводнение
3. Барьерное заводнение
4. Форсированный отбор жидкости
5. Оптимизация сетки скважин
6. Оптимизация Рпл.
7. Нестационарное заводнение с ИНФП.
Третичные:
1. Физико – химические (возд-е загущенными агентами ,отходами Н2SO4, вытеснение ПАВ.
2. Физические( возд физич полями ,магн полями, акуст , сейсмич, виброакуст ,элмаг возд-е, ГРП
,горизонт сква)
3. Газовые(УГ, СО2 ,Дым. Газ)
4. Термические(закачка гор воды в пласт, закачка пара, ВГ ,сухое СГ, влажное ВГ ,свехрвлажн СВГ
5. Биотехнологические ( микробиологические)
43. Методы воздействия на призабойную зону скважины.
Существенным спектром возможностей обладают методы искусственного воздействия на призабойные зоны скважины.
Воздействие на ПЗС осуществляется уже на стадии первичного вскрытия продуктивного горизонта в процессе строительства скважины, которое, как правило, приводит к ухудшению свойств призабойной зоны. Наибольшее распространение получили методы воздействия на призабойную зону в процессе эксплуатации скважин, которые, в свою очередь, делятся на методы интенсификации притока или приемистости и на методы ограничения или изоляции притока воды (ремонтно-изоляционные работы — РИР).
Гидрогазодинамические:
1. Гидроразрыв пласта (ГРП)
2. Гидропескоструйная перфорация (ГПП)
3. Создание многократных депрессий (с использованием газов, пен) специальными устройствами для очистки скважин (У ОС)
4. Волновое или вибрационное воздействие
5. Имплозионное воздействие
6. Декомпрессионная обработка
7. Щелевая разгрузка
8. Кавитационно-вол-новое воздействие
Физико-химические:
1. Кислотные обработки
— соляной кислотой
— плавиковой кислотой
— серной кислотой
— сульфаминовой кислотой и др.
2. Воздействие растворителями
— нефтерастворимыми (гексановая фракция, толуол, бензол, ШФЛУ и др.)
— водорастворимыми (ацетон, метиловый спирт, этиленгликоль и др.)
3. Обработка ПЗС растворами ПАВ
— водными растворами (ОП-10, превоцел N-G-12, неонол АФ9-12, карпатол, сульфанол и др.)
— растворами на углеводородной основе (ОП-4, АФ9-4, стеарокс-6, композиции ИХН-6, ИХН-100 и др.)
4. Обработка ПЗС ингибиторами соле-отложений, включающих комплексоны, сульфосоединения и этиленгликоль
5. Обработка ПЗС гидрофобизаторами
Термические:
1. Электропрогрев
— стационарный
— циклический
2. Паротепловые обработки скважин (ПТОС)
3. Прокачки горячей нефти
4. Импульсно-дозированное тепловое воздействие (ИДТВ)
Комбинированные:
1. Термокислотная обработка
2. Термогазохимическое воздействие (ТГХВ)
3. Гидрокислотный разрыв пласта
4. Направленное кислотное воздействие в сочетании с ГПП
5. Повторная перфорация
в специальных растворах кислоты, ПАВ, растворителей и др.
6. ТГХВ в активной среде (кислота, растворители)
7. Термоакустическое воздействие
8. Электрогидравлическое воздействие
9. Внутрипластовое окисление легких углеводородов
10. Последовательное воздействие пульсатором и управляемыми циклическими депрессиями
11. Одновременная обработка
и очистка ПЗС тандемной установкой «пульсатор-забойный эжектор» с добавками в рабочем агенте
44. Подземное хранение газа. Создание подземного хранилища (условия). Особенности технологического хранения
ПХГ в пористой среде представляют собой искусственную газовую залежь, эксплуатируемую циклически. Одно из существенных отличий хранилища от залежи состоит в том, что в хранилище газодинамические процессы протекают значительно быстрее и носят нестационарный характер. Различают остаточный, предельный, буферный и активный объемы газа. Остаточный объем-минимальное количество газа, которое находилось в залежи перед началом закачки. Активный объем-объем газа, который ежегодно отбирается из хранилища и закачивается в него обратно. Буферный объем-объем газа, который извлекается из хранилища. Истощеные газовые месторождения во многих случаях оказываются наилучшими объектами для создания в них подземных хранилищ. Месторождение полностью разведано: известны геометрические размеры и форма площади газоносности, геолого-физические параметры пласта, начальные давления, температура и состав газа, изменение во времени дебитов скважин, коэффициентов фильтрационных сопротивлений, режим эксплуатации скважин, герметичность покрышки.
При создании ПХГ в водоносном горизонте прежде всего убеждаются в герметичности покрышки, затем устанавливают необходимое количество скважин, определяют коэффициент объёмной газонасыщенности в водяной зоне, а также остаточную водонасыщенность при отборе газа. Также необходимо учитывать изолирована водонапорная система или нет.
Создание ПХГ в непроницаемых горных породах.
ПХГ в непроницаемых горных породах – Это естественно или искусственно созданная полость (емкость) в комплексе с наземным и подземным технологическим оборудованием, обеспечивающим прием, хранение и отбор продуктов.
Хранимые продукты могут находиться в газообразном (природный газ, Этан, этилен и др.) или жидком (пропан, бутан, бензин, ДТ и др.) состоянии.
ПХГ создают в непроницаемых или практически непроницаемых горных породах, такие как гипс, ангидрит, гранит, глина и др.
Также ПХГ создают в заброшенных шахтах, карьерах или др. горных выработках, в плотных горных породах специальными методами, вплоть до ядерных взрывов. Один из видов таких ПХГ – ПХГ в соляных отложениях (это наиболее распространенный вид хранилищ, в них размещены до 90% продуктов).
Главным требованием к ПХГ такого типа : герметичность, прочность слагающей породы, устойчивость к разрушению и инертность по отношению к хранимой продукции.
Размеры и залегание пласта пригодны для создания ПХГ определенными геофизическими исследованиями, сбором геологической информации и др. методами специальных исследований (акустика, эхолокация, телевизионные устройства).
. ПХГ в ловушках водонасыщенных коллекторов.
При сооружении ПХГ в водонасыщенных пластах, в ловушках нет ни газовых, ни нефтяных месторождений, неизвестны, герметична ли для газа покрышка пласта-коллектора, размеры и форма пластовой водонапорной системы, гелого-физические параметры пласта-коллектора. Поэтому в процессе разведки и опытной закачки газа необходимо: 1.доказательство герметичности кровли ловушки; 2.расчет коэффициента проницаемости водонасыщенного коллектора; 3.определение остаточной водонасыщенности при вытеснении воды газом; 4.измерение или вычисление объемной газонасыщенности обводненной зоны при отборе газа; 5.определение продуктивных характеристик эксплуатационных скважин; 6.изучение прочности свойств газонасыщенного коллектора и разработка мероприятий по укреплению призабойных зон скважин. Подземное хранение жидких газов в пустотах Подземным хранилищем в непроницаемых горных породах называется естественная или искусственно созданная полость в комплексе с наземным и подземным технологическим оборудованием, обеспечивающим прием, хранение и отбор продуктов. Хранимые продукты могут находиться в газообразном или в жидком состоянии.
Подземные хранилища создают:
-в отложениях каменной соли ( пласты, массивы, штоки);
-в непроницаемых или практически непроницаемых горных породах: гипс, ангидрит, гранит, глина;
-в заброшенных шахтах, карьерах;
-в плотных горных породах при специальных методах создания хранилищ (ядерные взрывы).
Подземные хранилища в каменной соли.
Для строительства необходимы следующие условия:
-наличие каменной соли;
-наличие пресной или маломинерализированной воды;
-наличие условий утилизации рассола:
-сброс в водоносные горизонты; · сброс в поверхностные горизонты:· передача рассолопотребляющим предприятиям;
* химическое производство;
* производство соли.
Горно-геологические условия строительства ПХГ в каменной соли
1.наличие залежи каменной соли;
2.мощность (если мощность <4м., то хранилище строить нельзя);
3.химический состав (он не должен изменять свойства хранимого продукта);
4.нерастворимые включения (их количество не должно превышать 35%);
5.быстрорастворимые включения;
нерастворимые пропластки ( гипс, ангидрит, глина).
Технология эксплуатации подземных хранилищ газа в пористых пластах во многом сходна с технологией эксплуатации газовых месторождений, однако имеется несколько отличий:
Максимально допустимое давление в подземном хранилище газа является одним из основных показателей объёма хранилища, который определяется по следующей формуле . Давление горных пород определяется по формуле , где - плотность горных пород. Пластовое давление . Максимально допустимое давление в подземном хранилище газа должно быть примерно равно пластовому давлению, но должно быть меньше половины давления горных пород, то есть . Уравнение притока газа . Если , то , поэтому . Рпл<1.54Ргидр Для соблюдения этого газ в подземном хранилище подразделяют на два типа:
Объём газа в хранилище можно определить по формуле , а неравномерность потребления газа рассчитывается только по объёму активного газа .
Географические и другие условия создания подземных хранилищ газа.
Объём активного газа может быть определён по следующим формулам: или , где ; - производительность газопровода.
Порядок создания подземного хранилища газа в истощённом газовом или газоконденсатном месторождении:
Порядок создания подземного хранилища газа в истощённом нефтяном месторождении практически такой же, как и порядок создания подземного хранилища газа в истощённом газовом или газоконденсатном месторождении, однако дополнительно определяется точка росы по углеводороду.
Подземное хранилище газа в водоносных пластах может иметь следующие скважины:
Водоносные пласты приурочены к песчаным породам, поэтому в подземных хранилищах газа в водоносных пластах велика вероятность появления песчаных пробок.
Достоинства подземных хранилищ газа в отложениях каменной соли:
Недостатки подземных хранилищ газа в отложениях каменной соли:
В отложениях каменной соли можно хранить стабильный конденсат, пропан, бутан, дизельное топливо, керосин, нефть, газ.
45. Природный газ. Состав и основные физико-химические свойства(#35).
Природные газы – это вещества, которые при нормальных условиях находятся в газообразном состоянии и, в зависимости от условий, могут находиться в трёх состояниях: свободном, сорбированном, растворённом.
Давление, при котором весь имеющийся в залежи газ растворён в нефти, называется давлением насыщения. Оно определяется составом нефти и газа и температурой в пласте.
От давления насыщения зависит газовый фактор – количество газа (в м3), содержащееся в 1 тонне нефти (в м3).
Газы, добываемые вместе с нефтью (попутный газ) представляют собой смесь метана, этана, пропан-бутановой фракции (сжиженного газа) и газового бензина. Содержание метана изменяется от 35 - 85%. Содержание тяжёлых углеводородов в попутном газе варьируется в диапазоне 20-40% , реже доходит до 60%.
Состав природных газов. В состав природных газов входят:
а) Углеводороды - алканы CnH2n+2 и цикланы CnH2n.
б) Неуглеводороды - азот N2, углекислый газ СО2, сероводород Н2S, ртуть, меркаптаны RSH.
в) Инертные газы – гелий, аргон, криптон, ксенон.
Природные газы подразделяют:
1. Газы, добываемые из чисто газовых месторождений - сухой газ, практически свободный от тяжелых углеводородов.
2. Газы, добываемые вместе с нефтью - смесь сухого газа, пропан-бутановой фракции (сжиженного газа) и газового бензина.
3. Газы, добываемые из газоконденсатных месторождений - состоят из сухого газа и жидкого углеводородного конденсата. Углеводородный конденсат состоит из большого числа тяжелых углеводородов, из которых можно выделить бензиновые, лигроиновые, керосиновые, а иногда и более тяжелые масляные фракции. Кроме того, присутствуют N2, СО2, H2S, Не, Аг и др.
4. Искусственные газы получают из твердых топлив (горючие сланцы, бурый уголь) в газогенераторах, ретортах, тоннельных и прочих печах при высоких температурах, а иногда и при повышенных или высоких давлениях.
Критической Ткр называется такая температура, выше которой газ под действием давления любого значения не может быть превращён в жидкость.
Критическое давление ркр-зто давление, необходимое для сжижения газа при критической температуре.
Критическим объёмом vкр называют объём, равный объёму одного моля газа при критических значениях давления и температуры.
плотность смеси газов рассчитывается следующим образом:
, где Ni – мольная доля;
Массовая доля (gi) – отношение массы i-го компонента (mi), содержащегося в системе к общей массе системы:
Молярная (мольная) доля (Ni) – отношение числа молей i-го компонента (тш) к общему числу молей в системе:
,
где mi – масса i-го компонента;
Мi – молекулярный вес i-го компонента.
Объёмная доля
Коэффициент растворимости газа (a) показывает, какое количество газа (Vг) растворяется в единице объёма жидкости (Vж ) при данном давлении:.
Физические свойства углеводородных газов и конденсатов.
Абсолютная плотность газа – плотность газа при стандартных условиях ( и ): .
Относительная плотность: .
Плотность зависит от давления и температуры: , где .
Молекулярная масса газа – масса одной молекулы, выраженная в атомных единицах массы.
Вязкость газа определяется коэффициентом вязкости газа. Вязкость газа увеличивается с увеличением температуры, в отличие от жидкости.
Методы определения вязкости газа
1. .
2. Численно-графический метод: ,
Вязкость газа при атмосферных условиях составляется .
Коэффициент теплоёмкости – количество теплоты, которое требуется для нагрева одного моля, одного килограмма или одного кубометра вещества на один градус, поэтому теплоёмкость бывает мольной, массовой и объёмной. Теплоёмкость =f(P,T, процесса) различают изобарную, изохорную и изотермическую теплоёмкости.
Для смеси газов теплоёмкость можно определить по следующим трём формулам: ; ; .
Зависимость теплоёмкости от давления и температуры выражается следующей формулой: , где - поправка на изменение давления и температуры, которая берётся из графика.
Скрытая теплота парообразования – количество теплоты, необходимое для испарения одной единицы массы или единицы объёма вещества.
Теплотворная способность – количество теплоты, получаемое при сжигании единицы массы или единицы объёма вещества.
Теплотворная способность смеси определяется по формуле: .
Коэффициент теплотворности (коэффициент теплопроводности) – коэффициент, показывающий количество тепла, передаваемое при градиенте температуры в один градус через площадку в 1 квадратный метр за 1 секунду, .
46. Порядок ввода нефтяных месторождений в разработку.
Ввод в разработку каждого нефтяного месторождения в СССР осуществляется на основе проектного документа. Все последующие наиболее важные инженерные мероприятия, касающиеся разработки месторождений, осуществляются после составления и принятия соответствующих проектных решений. В нефтяной промышленности СССР установлены единый порядок составления проектных документов по разработке нефтяных месторождений и единые требования к их основному содержанию. При этом принята следующая номенклатура проектных документов.
1. Принципиальная схема разработки. Ее составляют для месторождений, содержащих значительное количество объектов или самостоятельных площадей разработки (более 5—7 объектов или площадей разработки).
2. Технологическая схема разработки. Ее составляют для всех месторождений, вводимых в разработку.
3. Проект разработки. Его выполняют для всех месторождений, введенных в разработку.
4. Уточненный проект разработки. Его составляют для месторождений, представления о характеристиках которых изменились в процессе их разбуривания и начальной разработки или при необходимости резкого изменения уровней добычи углеводородов из месторождения.
5. Технологическая схема или проект опытно-промышленной разработки. Их составляют для испытания новой технологии извлечения углеводородов из недр.
Разработка нефтяного месторождения проходит несколько стадий: начальную, когда его разбуривают и обустра ивают; среднюю или основную, соответствующую выходу раз работки месторождения на запроектированные показатели; стадию резко падающей добычи нефти, когда при постоянной или несколько растущей добыче жидкости быстро уменьшается добыча нефти и при заводнении растет обводненность продукции скважин; завершающую стадию, в течение которой наблюдаются сравнительно медленное, но стабильное падение добычи нефти и такой же рост обводненности продукции. Соответственно и система разработки нефтяного месторождения не сразу приобретает запроектированный вид. При этом темп ввода месторождения в разработку существенно влияет на ее показатели. Для количественной оценки влияния этого темпа будем считать, что за промежуток времени т в разработку вводится некоторое число элементов системы Дnэ. Если в элементе извлекаемые запасы нефти равны Nз, а число скважин n то для одного элемента параметр А.П. Крылова
Обозначим темп или скорость ввода элементов в разработку через ted). Имеем
Из (1.6) и (1.7) получим
Введем понятие о темпе разработки элемента z,(t), равном отношению текущей добычи нефти из скважин элемента к извлекаемым запасам нефти в данном элементе, так что
Темп разработки элемента изменяется во времени. Если от момента т к некоторому моменту времени t в разработку было введено An, элементов, то для добычи нефти из них получаем следующее выражение:
В формуле. (1.10) темп разработки элемента г, берется средним за промежуток времени t - т. Для того чтобы определить добычу нефти из месторождения в целом к некоторому моменту времени г, необходимо в формуле (1.10) рассматривать ее изменения за бесконечно малый отрезок времени dt а затем перейти к интегралу в пределах от т = 0 до t = t. Таким образом, добыча нефти из месторождения в целом в момент времени t определится следующим образом:
47. Методы заводнения.
Системы с законтурным воздействием (заводнением)
1 — нагнетательные скважины; 2 — добывающие скважины; 3 — нефтяной пласт; 4 — внешний контур нефтеносности; 5 — внутренний контур нефтеносности
Помимо параметра для характеристики систем с законтурным заводнением можно использовать дополнительные параметры, такие, как расстояние между контуром нефтеносности и первым рядом добывающих скважин, первым и вторым рядом добывающих скважин и т.д., а также расстояния между добывающими скважинами .
Характерно для сравнительно небольших по ширине месторождений. При расстояниях между рядами, равных 500 - 600 м, ширина месторождения составляет 2 – 2.5 км. При числе рядов добывающих скважин больше пяти центральная часть месторождения слабо подвергается воздействию законтурным заводнением.
Параметр для систем с законтурным заводнением колеблется в широких пределах от 1 до 1/5 и менее.
Системы с внутриконтурным воздействием
Подразделяются:
При этих системах на месторождениях, обычно в направлении, поперечном их простиранию, располагают ряды добывающих и нагнетательных скважин. Более пяти рядов добывающих скважин обычно не применяют по той же причине, что и при законтурном заводнении.
Число рядов в рядных системах нечетное вследствие необходимости проводки центрального ряда скважин, к которому предполагается стягивать водонефтяной раздел при его перемещении в процессе разработки пласта. Поэтому центральный ряд скважин в этих системах часто называют стягивающим рядом.
Параметр для рядных систем более четко выражен, чем для системы с законтурным заводнением. Однако он может колебаться в некоторых пределах.
Для рассматриваемой однорядной системы . Это значит, что число нагнетательных скважин примерно (но не точно!) равно числу добывающих.
Поскольку в однорядной системе число добывающих скважин примерно равно числу нагнетательных, то эта система очень интенсивная. При жестком водонапорном режиме дебиты жидкости добывающих скважин равны расходам закачиваемого агента в нагнетательные скважины. Эту систему используют при разработке низкопроницаемых, сильно неоднородных пластов с целью обеспечения большего охвата пластов воздействием, а также при проведении опытных работ на месторождениях по испытанию технологии методов повышения нефтеотдачи пластов, поскольку она обеспечивает возможность быстрого получения тех или иных результатов.
Элемент однорядной системы разработки
1 — “четверть” нагнетательной скважины при шахматном расположении скважин; 2 — “половина” нагнетательной скважины при линейном расположении скважин; 3, 4 — соответственно “четверть” и “половина” добывающей скважины.
Параметр для трехрядной системы равен примерно 1/3
для пятирядной — примерно 1/5
При значительной приемистости нагнетательных скважин по трехрядной и пятирядной системам число их вполне обеспечивает высокие дебиты жидкости добывающих скважин и высокий темп разработки месторождения в целом. Конечно, трехрядная система более интенсивная, нежели пятирядная, и обеспечивает определенную возможность повышения охвата пласта воздействием через нагнетательные скважины путем раздельной закачки воды или других веществ в отдельные пропластки. В то же время при пятирядной системе имеются большие, по сравнению с трехрядной, возможности для регулирования процесса разработки пласта путем перерас- пределения отборов жидкости из отдельных добывающих скважин.
Элемент трехрядной системы разработки
1 — “четверть” нагнетательной скважины;
2 — добывающая скважина;
3 — “четверть” добывающей скважины
Элемент пятирядной системы разработки
1 — «половина» нагнетательной скважины; 2 — «половина» добывающей скважины первого ряда; 3 — добывающей скважины второго ряда; 4 — «четверть» добывающей скважины третьего ряда
Пятиточечная система (рисунок 13). Элемент системы представляет собой квадрат, в углах которого находятся добывающие, а в центре — нагнетательная скважина. Для этой системы отношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1:1.
Рисунок 13 — Пятиточечная система
Семиточечная система (рисунок 14). Элемент системы представляет собой шестиугольник с добывающими скважинами в углах и нагнетательной в центре. Добывающие скважины расположены в углах шестиугольника, а нагнетательная в центре. Параметр , т.е. на одну нагнетательную скважину приходятся две добывающие.
Девятиточечная система (рисунок 15). Соотношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1:3, так что .
|
Рисунок 14 — Семиточечная система |
Рисунок 15 — Девятиточечная система |
Самая интенсивная - пятиточечная, наименее интенсивная - девятиточечная. В самом деле, если, например, в блочных системах разработки (особенно в трехрядной и пятирядной) не может эксплуатироваться какая-либо нагнетательная скважина, то ее может заменить соседняя в ряду. Если же вышла из строя или не принимает закачиваемый в пласт агент нагнетательная скважина одного из элементов системы с площадным расположением скважин, то необходимо либо бурить в некоторой точке элемента другую такую скважину (очаг), либо осуществлять процесс вытеснения нефти из пласта за счет более интенсивной закачки рабочего агента в нагнетательные скважины соседних элементов. В этом случае упорядоченность потоков в элементах сильно нарушается.
В то же время при использовании системы с площадным расположением скважин по сравнению с рядной получают важное преимущество, состоящее в возможности более рассредоточенного воздействия на пласт. Это особенно существенно в процессе разработки сильно неоднородных по площади пластов. При использовании рядных систем для разработки сильно неоднородных пластов нагнетание воды или других агентов в пласт сосредоточено в отдельных рядах. В случае же систем с площадным расположением скважин нагнетательные скважины более рассредоточены по площади, что дает возможность подвергнуть отдельные участки пласта большему воздействию. В то же время, как уже отмечалось, рядные системы вследствие их большой гибкости по сравнению с системами с площадным расположением скважин имеют преимущество в повышении охвата пласта воздействием по вертикали. Таким образом, рядные системы предпочтительны при разработке сильно неоднородных по вертикальному разрезу пластов.
В поздней стадии разработки пласт оказывается в значительной своей части занятым вытесняющим нефть веществом (например, водой). Однако вода, продвигаясь от нагнетательных скважин к добывающим, оставляет в пласте некоторые зоны с высокой нефтенасыщенностью, близкой к первоначальной нефтенасыщенности пласта, т.е. так называемые целики нефти. На рисуноке 16 показаны целики нефти в элементе пятиточечной системы разработки. Для извлечения из них нефти в принципе можно пробурить скважины из числа резервных, в результате чего получают девятиточечную систему.
Помимо упомянутых известны следующие системы разработки:
система с батарейным расположением скважин (рисунок 17), которую можно использовать в редких случаях в залежах круговой формы в плане;
система при барьерном заводнении, применяемом при разработке нефтегазовых залежей;
смешанные системы — комбинация описанных систем разработки, иногда со специальным расположением скважин, используют их при разработке крупных нефтяных месторождений и месторождений со сложными геолого-физическими свойствами.
Кроме того, используют очаговое и избирательное заводнения, применяемые для регулирования разработки нефтяных месторождений с частичным изменением ранее существовавшей системы.
|
Рисунок 16 — Элемент пятиточечной системы, превращаемый в элемент девятиточечной системы разработки |
Рисунок 17 — Схема батарейного расположения скважин |
|
1 — «четверти» основных добывающих скважин пятиточечного элемента; 2 — целики нефти; 3 — дополнительно пробуренные добывающие скважины; 4 — обводненная область элемента; 5 — нагнетательная скважина |
1 — нагнетательные скважины; 2 — условный контур нефтеносности. 3 и 4 — добывающие скважины соответственно первой батареи радиусом и второй батареи радиусом |
48. Разработка нефтяных месторождений на естественных режимах.
Водонапорный режим (условие)
При водонапорном режиме основным видом энергии является напор краевой воды, которая внедряется в залежь и относительно быстро полностью компенсирует в объеме залежи отбираемое количество нефти и попутной воды. В процессе эксплуатации происходит движение всей массы нефти.
Режим свойственен залежам, с хорошей гидродинамической связи залежи с законтурной зоной пласта и с областью питания. Эти предпосылки обеспечиваются при следующих геологических условиях:
больших размерах законтурной области;
небольшой удаленности залежи от области питания: высокой проницаемости и относительно однородном строении пласта-коллектора как в пределах залежи, так и в водоносной области;
отсутствие тектонических нарушений, затрудняющих движение воды в системе;
низкой вязкости пластовой нефти; при небольших размерах залежи и соответственно умеренных отборах жидкости из продуктивного горизонта, благодаря чему они могут полностью компенсироваться внедряющейся в залежь водой.
Одна из важнейших предпосылок действия водонапорного режима — значительная разница между начальным пластовым давлением и давлением насыщения нефти газом, обеспечивающая в сочетании с другими факторами превышение текущего пластового давления над давлением насыщения на протяжении всего периода разработки и сохранение газа в растворенном состоянии.
Водонапорный режим отличают следующие особенности динамики показателей разработки (Рисунок 3.1 б):
тесная связь поведения динамического пластового давления с величиной текущего отбора жидкости из пласта.
извлечение вместе с нефтью в период падения добычи нефти попутной воды, в результате чего к концу разработки отношение накопленных отборов воды и нефти (водонефтяной фактор — ВНФ) может достигать 0.5 – 1. (проанализировать газовый фактор, кфцт извлечения и др.)
При водонапорном режиме достигается наиболее высокий коэффициент извлечения нефти — до 0.6 – 0.7. Это обусловлено способностью воды, особенно пластовой минерализованной, хорошо отмывать нефть и вытеснять ее из пустот породы-коллектора, а также сочетанием исключительно благоприятных геолого-физических условий, в которых действует рассматриваемый режим.
Упруговодонапорный режим (условие)
Режим, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора краевой воды, но в отличие от водонапорного режима основным источником энергии при этом служит упругость пород-коллекторов и насыщающей их жидкости. При этом режиме отбор жидкости не полностью компенсируется внедряющейся в залежь водой. В результате, снижение давления в пласте постепенно распространяется за пределы залежи и захватывает большую область водоносной части пласта. В этой области происходит соответствующее расширение породы и пластовой воды. Коэффициенты упругости воды и породы незначительны, однако при больших размерах области сниженного давления, во много раз превышающих размеры залежи, упругие силы пласта служат источником значительной энергии.
Доля нефти, добываемой за счет упругости нефтеносной области пласта, обычно невелика в связи с небольшим объемом залежи относительно водоносной области.
Этим режимом могут обладать залежи инфильтрационных водонапорных систем, имеющие слабую гидродинамическую связь (или не имеющие ее) с областью питания вследствие:
большой удаленности от нее;
пониженной проницаемости;
значительной неоднородности пласта;
повышенной вязкости нефти;
больших размеров залежи и соответственно значительных отборов жидкости, которые не могут полностью возмещаться внедряющейся в залежь пластовой водой.
Проявлению упруговодонапорного режима способствует залегание пласта-коллектора на большой площади за пределами залежи.
а), однако вследствие менее благоприятных геолого-физических условий доля не извлекаемых запасов по сравнению с водонапорным режимом несколько возрастает.
Основное сходство - промысловый газовый фактор остается постоянным т.к .
Отличия:
Добыча нефти сопровождается более интенсивным обводнением продукции, чем при водонапорном режиме. Значения конечного коэффициента извлечения нефти обычно не превышают 0.5 – 0.55.
Газонапорный режим
Режим нефтяной части газонефтяной залежи, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора газа, заключенного в газовой шапке. В результате снижения пластового давления в нефтяной части залежи происходит расширение газовой шапки и соответствующее перемещение вниз ГНК. Процесс расширения газовой шапки может несколько активизироваться в связи с поступлением в нее газа, выделяющегося из нефти. Поскольку в нефтегазовых залежах давление насыщения часто близко к начальному пластовому, то вскоре после начала разработки пластовое давление оказывается ниже давления насыщения, в результате начинается выделение из нефти растворенного газа; при высокой вертикальной проницаемости пласта газ частично пополняет шапку.
Режим в чистом виде может действовать в залежах, не имеющих гидродинамической связи с законтурной областью, или при весьма слабой активности краевых вод. Геологические условия, способствующие проявлению газонапорного режима:
наличие большой газовой шапки, обладающей достаточным запасом энергии для вытеснения нефти;
значительная высота нефтяной части залежи;
высокая проницаемость пласта по вертикали;
малая вязкость пластовой нефти (не более 2 – 3 МПа×с).
|
а |
Анализ:
Режим растворенного газа
Режим, при котором пластовое давление падает в процессе разработки ниже давления насыщения, в результате чего газ выделяется из раствора и пузырьки окклюдированного газа, расширяясь, вытесняют нефть к скважинам. Режим в чистом виде проявляется при отсутствии влияния законтурной области, при близких или равных значениях начального пластового давления и давления насыщения, при повышенном газосодержании пластовой нефти.
В процессе разработки происходит уменьшение нефтенасыщенности пласта, объем же залежи остается неизменным. В связи с этим в добывающих скважинах перфорируют всю нефтенасыщенную толщину пласта.
Анализ:
Режим может быть природным, но чаще проявляется после завершения действия режима растворенного газа, т.е. после дегазации нефти и снижения пластового давления. Его проявлению способствует значительная высота залежи. Нефть в пласте стекает в пониженные части залежи. Дебит скважин в целом. Нефть отбирается очень низкими темпами — менее 2 – 1 % в год от начальных извлекаемых запасов.
Силы тяжести в пласте действуют очень медленно, но за их счет в течение длительного времени может быть достигнут высокий коэффициент извлечения нефти — с учетом коэффициента извлечения, полученного при предшествующем режиме растворенного газа, вплоть до 0.5. Пластовое давление при рассматриваемом режиме обычно составляет десятые доли мегапаскалей, газосодержание пластовой нефти — единицы кубометров в 1 м3.
Сбор и подготовка газа.
ОСТ 51.40-93 «на природный газ, подаваемый в магистральные газопроводы».
Показатели в ОСТе:
|
№ |
Показатели |
Умеренный климат |
Холодный климат |
||
|
Лето (01.05-30.09) |
Зима (01.10-30.04) |
Лето (01.05-30.09) |
Зима (01.10-30.04) |
||
|
1 |
Точка росы по влаге, . |
-3.000 |
-5.000 |
-10.000 |
-20.000 |
|
2 |
Точка росы по углеводородам или по конденсату, . |
0.000 |
0.000 |
-5.000 |
-10.000 |
|
3 |
Концентрация сероводорода, , . |
0.020 |
0.020 |
0.020 |
0.020 |
|
4 |
Концентрация меркоптановых сер , . |
0.016 |
0.016 |
0.016 |
0.016 |
|
5 |
Концентрация кислорода , . |
0.500 |
0.500 |
1.000 |
1.000 |
|
6 |
Теплота сгорания, . |
32500.000 |
32500.000 |
32500.000 |
32500.000 |
Схемы сбора продукции газовых и газоконденсатных скважин:
Системы сбора могут иметь централизованные и децентрализованные схемы.
Манифольд – трубопровод, соединяющий скважину с сепаратором.
Шлейф – трубопровод, соединяющий сепаратор с МГП.
Кроме шлейфов обязательно прокладываются ингибиторопроводы к каждой скважине.
Фильтрационные и коллекторские свойства пород характеризуются следующими показателями:
Пористость гп - наличие пор (пустот). Характеризует способность гп вмещать жидкости и газы. Вторичные поры, возникающие при геолого-минералогических или химических процессах.
Коэффициент открытой пористости (mо) зависит от объёма сообщающихся между собой пор:
.
Коэффициент эффективной пористости (mэф.) оценивает фильтрацию в породе жидкости или газа.
Поровые каналы
субкапиллярные капиллярные сверхкапиллярные
Проницаемость – это фильтрующий параметр горной породы, характеризующий её способность пропускать через себя жидкости и газы при перепаде давления. Фильтрация идет, в основном, через капилляры, каналы и трещины. Физический смысл размерности проницаемости – это величина площади сечения каналов пористой среды, через которые идет фильтрация.
абсолютная (физическая) – проницаемость пористой среды для газа или однородной жидкости при выполнении следующих условиях:
Отсутствие физико-химического взаимодействия между пористой средой и этим газом или жидкостью.
Полное заполнение всех пор среды этим газом или жидкостью.
фазовая (эффективная) – проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при одновременном наличии в порах другой фазы или системы.
При фильтрации смесей коэффициент фазовой проницаемости намного меньше абсолютной проницаемости и неодинаков для пласта в целом.
Относительная проницаемость – отношение фазовой проницаемости к абсолютной.
Проницаемость горной породы зависит от степени насыщения породы флюидами, соотношения фаз, физико-химических свойств породы и флюидов.
Фазовая и относительная проницаемости для различных фаз зависят от нефте-, газо- и водонасыщенности порового пространства породы, градиента давления, физико-химических свойств жидкостей и поровых фаз.
связанная вода - в силу капиллярных явлений.
Водонасыщенность SВ – отношение объёма открытых пор, заполненных водой к общему объёму пор горной породы. Аналогично определение нефте- и газонасыщенности:
.
Остаточная водонасыщенность, обусловленная капиллярными силами, не влияет на основную фильтрацию нефти и газа. Под удельной поверхностью (Sуд.) горных пород понимается суммарная поверхность всех ее зерен в единице объема породы. Удельная поверхность характеризует степень дисперсности породы. С увеличением дисперсности удельная поверхность породы возрастает. Удельная поверхность возрастает с уменьшением диаметра зерен и коэффициента пористости. Удельная поверхность зависит и от фазовой проницаемости, и от адсорбционной способности пород. Оценивают удельную поверхность по эмпирическим соотношениям.
Упругость – свойство гп сопротивляться изменению их объёма и формы под действием приложенных сил.
Упругие свойства горных пород совместно с упругостью пластовых жидкостей в пласте влияют на режим перераспределения давления в пласте. Давление в пласте, благодаря упругим свойствам пород и жидкостей перераспределяется не мгновенно, а постепенно, после изменения режима работы скважины. Упругие свойства пород и жидкостей создают запас упругой энергии в пласте, которая освобождается при уменьшении давления и служит одним из источников движения нефти по пласту к забоям скважин.
Упругие свойства гп описываются з-м Гука:
Уравнение притока газа к скважине.
Третья зона характеризуется малыми скоростями фильтрации, поэтому фильтрация в ней может быть описана законом Дарси: , где , в которой .
Во второй зоне происходит искривление потока, и скорости увеличиваются, поэтому лучше всего фильтрацию флюида можно описать двучленным законом, , где - коэффициент, показывающий несовершенство скважины по степени вскрытия. Чаще всего радиус второй зоны приблизительно равен мощности пласта.
В первой зоне скорости ещё больше, а фильтрация описывается двухчленным законом фильтрации, на который влияет несовершенство по характеру вскрытия, то есть . При этом радиус первой зоны приблизительно равен радиусу скважины.
Если сложить все три уравнения получиться следующая формула для определения перепада давления: , где - коэффициент при уравнении двухчленного закона фильтрации, учитывающий влияние макрошероховатости, турбулентности и инертности потока; , где - относительное вскрытие; - относительный радиус скважины; - коэффициент несовершенства по характеру вскрытия, или ; - коэффициент несовершенства, определённый по графикам Щурова; - число перфорационных отверстий на один погонный метр; - радиус перфорационного отверстия; .
52. Методы гидродинамических исследований скважин.
Типы гидродинамических исследований скважин:
В результате исследования скважин определяются геометрические характеристики залежи, положение ГВК, фильтрационно-ёмкостные свойства, физико-химические свойства пластовых флюидов и неуглеводородных жидкостей, изменение фазовых состояний в процессе разработке, коррозионное воздействие.
В настоящее время известно много различных методов исследо вания скважин, но только гидродинамические исследования выпол няются силами нефтедобывающих предприятий и являются неотъемлемой частью процессов регулирования выработки запа сов углеводородов.
Под гидродинамическими исследованиями скважин и пластов будем понимать совокупность различных мероприятий, направлен ных на измерение определенных параметров (давление, темпера тура, дебит, время и др.) в работающих или остановленных скважи нах и их регистрацию. Зачастую при этом отбираются пробы про дукции, направляемые в специальные исследовательские лаборатории.
К гидродинамическим исследованиям будем относить термоди намические и дебитометрические исследования скважин.
Цели гидродинамических, термодинамических и дебитометрических исследований скважин и пластов многочисленны, но к ос новным из них относятся:
глинистость, песчанистость и др.; насыщенность.
3. Определение по отбираемым пробам свойств насыщающих
залежь флюидов: физические свойства (плотность, вязкость, коэффициент
сжимаемости и др); химический состав флюидов (нефти, газа и воды); давление и температуру;
давление насыщения; газонасыщенность и др.
4. Определение комплексных параметров, характеризующих систему «коллектор—флюид»:
— коэффициент проводимости (гидро про водности) ;
коэффициент подвижности ; коэффициент упругоемкости :
Коэффициент пьезопроводности :
5. Получение сведений о режиме дренирования:
однофазная или многофазная фильтрация; наличие газовой шапки; расположение БНК и ГНК.
Различают два метода гидродинамических исследований скважин:
1-- Исследование на стационарных режимах работы. 2--Исследование на нестационарном режиме.
Эти методы пригодны для исследования любых скважин, неза висимо от их назначения и способа эксплуатации; изменяется только техника и технология проведения исследований.
Основным методом исследования пластов является метод гид ропрослушивания, сущность которого заключается в прослежива нии влияния изменения режима работы одной из скважин (возму щающей) на характер изменения давления в других скважинах (ре агирующих). Изменение режима работы возмущающей скважины может быть достигнуто одним из следующих способов: остановка ее или пуск в работу с постоянным дебитом (если скважина проста ивала); изменение забойного давления (дебита) скважины.
Метод гидропрослушивания базируется на изучении особеннос тей распространения возмущения в пласте от возмущающей сква жины до реагирующих, зависящих не только от самого возмущения, ио и от параметров пласта. Точность определения параметров плас та зависит от того, происходят ли какие-либо изменения режима ра боты скважин, соседних с реагирующими скважинами в процессе исследования, а также от используемой измерительной аппаратуры.
ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН НА СТАЦИОНАРНЫХ РЕЖИМАХ РАБОТЫЭтот вид исследования называется исследованием на приток (приемистость) и проводится методом установившихся отборов. Установившийся отбор характеризуется стационарным режимом работы скважины, т.е. постоянством во времени забойного РЗАБ и устьевого PУ давлений и дебита скважины Q.
Сущность метода заключается в установлении режима работы скважины и ожидании его стационарности. После стабилизации во времени режима работы скважины инструментально измеряют РЗАБ , РУ , дебит нефти QН, дебит воды QВ , дебит газа QГ, количество меха нических примесей и т.д. Все измеренные величины регистрируют ся. Затем режим работы скважины изменяется и ожидают нового стационарного режима работы системы.
ИССЛЕДОВАНИЕ НА НЕСТАЦИОНАРНОМ РЕЖИМЕ РАБОТЫ СКВАЖИНЫ.
Изучение нестационарного режима работы скважины после остановки ее (или после пуска) дает информацию о среднеинтегральных характеристиках зоны реагирования.
Всякое изменение режима работы скважины сопровождается перераспределением давления вокруг нее и зависит от пьезопроводности зоны реагирования. Исследование заключается в получении зависимости изменения забойного давления PЗАБ в скважине в функции времени t PЗАБ=f(t) после изменения режима ее работы (пуска или остановки).
Особенности конструкции газовой скважины.
Плотность газа (в среднем ) намного меньше, чем плотность нефти (в среднем ). Вязкость газа (в среднем ) также меньше вязкости нефти (в среднем ). Для газовой скважины требования к конструкции значительно больше, чем для нефтяной. Назначение скважины может быть самым различным. Скважины бывают эксплуатационные, наблюдательные, пьезометрические, геофизические. По исполнению скважины бывают вертикальными, наклонными, горизонтальными.
Конструкция скважины – число, диаметр, глубина спуска колонн и условия их цементирования.
С точки зрения бурения колонны бывают следующих видов:
С точки зрения эксплуатации добавляются насосно-компрессорные трубы, которые служат для извлечения продукции скважины.
Оборудование ствола скважины.
Оборудование ствола скважины служит для предотвращения аварийного фонтанирования скважины.
Элементы оборудования ствола скважины.
Оборудование забоя скважины.
Скважины бывают следующих видов:
1. Совершенными по степени вскрытия и по характеру вскрытия.
2. Несовершенными по степени вскрытия и совершенными по характеру вскрытия.
3. Совершенными по вскрытия и несовершенными по характеру.
4. Несовершенными по степени вскрытия и несовершенными по характеру.
Все перечисленные выше факторы влияющие на эксплуатацию скважин выражаются следующими 6 технологиических режимах:
1.Режим постоянного градиента на стенке скважины. DP/dR= const
2.Режим постоянной депрессии Рпл-Рз= const
Режим постоянной депрессии следует использовать при возможной деформации пласта, приводящей к ухудшению проницаемости пзс или при возможном обводнении скважины.
3.Режим постояннго забойного давления Рз=const
Бычно использутся при разработки недонасыщенных газоконденсатных месторождений. Этот режим недогговечен из-за того, что при достижении определенной величины пластового давления этот режим заменяется более подходящим с целью сохранения необходимых дебитов.
4.Режим постояннго дебита Q(t)=const
Он является наиболее выгодным при его длительном поддержании, ели увелечение депрессии на пласт не приводит к осложнениям. Такой режим может использоваться, если предприятие временно не может бурить скважины, а ткже в условиях добычи коррозионно-активного газа. При этом режиме конструкция скважин должна обеспечить вынос твердых и жидких примесей с забоя.
5.Режим постоянной скорости потока Py(t)=const
Он используется для обесечения выноса примесей с забоя. Режим постоянной скорости по стволу дожен быть использован для двух участков: у интервалов перфорации и у устья скважины. Скорость у интервалов перфорации, достаточная для удаления примесей, должна быть 5 м/с. Максимальная скорость у устья не должна превышать 11м/с, при которой скорость разъедания трыб значительно ниже чем при скоростях больше 11м/с.
6.Режим постоянного устьевого давления v(t)=const
Выбирется как правило на непродолжительный срок и не сначала разработки месторождения. Использование этого режима связано с необходимостью некоторое время поддерживать такое даление, при которм будет обеспечена система осушеи газа. Применение этого режима обуславливается несвоевременностью ввода ДКС и приводит к снижению дебитов.
54. Единая система газоснабжения. Её основные показатели и элементы. Перспективы развития.
Структура газовой промышленности:
Газотранспортная система России сложилась в 1975 — 1990 гг. в результате бурного развития добычи газа на место рождениях Западной Сибири..
развитие газотранспортных систем осуществляется в следующих направлениях:
достройка начатых газопроводов и оснащение их необхо димым оборудованием;
первоочередной ввод компрессорных станций с агрегата ми, отвечающими высоким техническим и экологическим требованиям;
загрузка существующих систем до их проектной произво дительности путем расширения отдельных участков;
первоочередная реконструкция наиболее напряженных участков сети;
строительство новых газотранспортных систем.
В стране создана и продолжает формироваться крупней шая в мире Единая общегосударственная система газоснабже ния (ЕСГ).
Жесткая взаимосвязь основных элементов системы про мысел — газопровод — потребитель предопределила необхо димость высокого уровня централизации управления газовой промышленностью.
55. Пористость и проницаемость горных пород. Зависимость коллекторских свойств от Р.
Фильтрационные и коллекторские свойства пород характеризуются следующими показателями:
Пористость гп - наличие пор (пустот). Характеризует способность гп вмещать жидкости и газы. Вторичные поры, возникающие при геолого-минералогических или химических процессах.
Коэффициент открытой пористости (mо) зависит от объёма сообщающихся между собой пор:
.
Коэффициент эффективной пористости (mэф.) оценивает фильтрацию в породе жидкости или газа.
Поровые каналы
субкапиллярные
капиллярные
сверхкапиллярные
Проницаемость – это фильтрующий параметр горной породы, характеризующий её способность пропускать через себя жидкости и газы при перепаде давления. Фильтрация идет, в основном, через капилляры, каналы и трещины. Физический смысл размерности проницаемости – это величина площади сечения каналов пористой среды, через которые идет фильтрация.
абсолютная (физическая) – проницаемость пористой среды для газа или однородной жидкости при выполнении следующих условиях:
Отсутствие физико-химического взаимодействия между пористой средой и этим газом или жидкостью.
Полное заполнение всех пор среды этим газом или жидкостью.
фазовая (эффективная) – проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при одновременном наличии в порах другой фазы или системы.
При фильтрации смесей коэффициент фазовой проницаемости намного меньше абсолютной проницаемости и неодинаков для пласта в целом.
Относительная проницаемость – отношение фазовой проницаемости к абсолютной.
Проницаемость горной породы зависит от степени насыщения породы флюидами, соотношения фаз, физико-химических свойств породы и флюидов.
Фазовая и относительная проницаемости для различных фаз зависят от нефте-, газо- и водонасыщенности порового пространства породы, градиента давления, физико-химических свойств жидкостей и поровых фаз.
связанная вода - в силу капиллярных явлений.
Напряжения, действующие на выделенный элемент, складываются из горного давления и внутреннего(пластового), разность указанных напряжений называется эффективным.
В условиях залегания в пласте коллекторские свойства пород вследствие их сжимаемости отличаются от свойств на поверхности..
В первом приближении упругое изменение пористости пород с изменением давления в интервале P1-Pможно вычислить по-формуле
где — коэффициенты пористости пласта при-
значениях эффективных напряжений соответственно (σ— р)и (σ —p)1 По результатам исследований у плохо отсортированных песчаников уменьшение пористости достигает 20% при давлениях около-
150 МПа, у плотных аргиллитов уменьшение пористости при том же-давлении — около 6%.
Значительно более подвержена изменению проницаемость горных пород. Приблизительно, если считать, что коэффициент пористости изменяется лишь вследствие уменьшения или увеличения объема пор породы, зависимость упругих изменений проницаемости от давления можно выразить соотношением:
где — коэффициенты проницаемости породы, находящейся под действием давлений (σ— р) и (σ —p)1
Здесь а — коэффициент, характеризующий структуру поровых каналов. Для сцементированных песчаников величина а изменяется от —1,25 до —1,8. По результатам исследованийкоэффициент проницаемости при упругом деформировании, например, песчано-глинистых пород, залегающих на глубине 1300—2000 м , может уменьшаться по сравнению с данными, полученными при атмосферных условиях, на 10 —40%.
В определенных термодинамических условиях природный газ в земной коре вступает в соединение с пластовой поровой водой, образуя твердые соединения – ГИДРАТЫ газов(или кристаллогидраты, крупные скопления которых образуют газогидратные залежи).
ГГ представляют собой твердые соединения (клатраты - int) в которых молекулы газа при определенных Р и Т заполняют структурные пустоты кристаллической решетки, образованной молекулами воды с помощью прочной водородной связью.
1 структура – на 8 молекул газа приходится 46 молекул воды.
Процесс образования гидратов определяется составом газа, состоянием воды, внешним давлением и температурой. Пентан не образует ГГ.
ГГ могут образовываться в пласте(ПЗС)-->засорение падение дебитов(техногенный гидрат. Также может образовываться на забое, в стволе скважины, устьевом оборудовании, в шлейфе, установка комплексной подготовки газа.
Меры предотвращения:
Способы ликвидации:
Свойства гидратов:
Объем элементарной ячейки гидрата V = No * ao, где No – число Авогадро, а – параметр крист решетки гидрата в метрах.
Мольный объем воды в элементарной ячейке гидрата Ω = No * ao3/ N, где N – число молей воды, составляющих элементарную ячейку гидрата.
Плотность воды в гидратной решетке ρвг = МН2О/ No * ao3, где МН2О – масса элементарной ячейки гидратной решетки.
Парциальное давление I –го компонента Рi = Р Хi, где Р – давление гидратообразования, Х – мольная доля компонента.
Степень заполнения полостей молекулами газа Θ = СiPi/1+٤CiPi , где С – постоянная Люнгмюра, З – парциальное давление компонента.
Плотность гидратов ρгид = МН2О + Мi ( n1٤Θ1i + n2 ٤Θ2i)/ No * ao3
Состав гидрата также одно из его основных свойств, также часто используют теплоту гидратообразования газов при расчетах многих задач, которую находят по известным экспериментальным значениям.
Для определения условий гидратообразования существует несколько способов, наиболее точный прямой экспериментальный метод. Также существует аналитический и графический методы определения условий гидратообразования. Образование газовых гидратов в пористой среде осадочного чехла земной коры сопровождается крупными скоплениями природных газов и образованием газогидратных залежей на суше и в пределах акватория океана. Под скоплениями гидратов могут формироваться обычные газовые залежи. Природные газы в земной коре при соответствующих Р и Т соединяются с поровой водой и переходят в твердое гидратное состояние, образуя мощные скопления – газогидратные залежи. Особенность в том, что для образования и сохранения не требуется непроницаемых литологических покрышек, так как кристаллогидраты, образующиеся в осадочных породах, непроницаемы для миграции газов.
Технологическим режимом эксплуатации газовых скважин называется рассчитанное изменение во времени дебита, давления, температуры и состава газа на устье скважины при принятом условии отбора газа на забое скважины.В некоторых случаях, когда природные условия не налагают ограничений на величину дебитов скважин,
отборы из скважин устанавливают исходя из технико-экономических расчетов или нужд потребителя. Так или иначе технологические режимы представляют собой ограничения, которые необходимо
учитывать при эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин.
В общем режим эксплуатации каждой скважины должен обосновываться с учетом возможности деформации, разрушения ПЗС, образования песчано-жидкостных пробок, оброзования конуса подошвеной воды, гидратов в в призабойной зоне и стволе, коррозии оборудования, многослойности и неоднородности по параметрам и устоичивости каждого пропластка и т.д.
Все перечисленные выше факторы влияющие на эксплуатацию скважин выражаются следующими 6 технологиических режимах:
DP/dR= const
Рпл-Рз= const
Рз=const
Q(t)=const
Py(t)=const
v(t)=const
Режим постоянного градиента на стенке скважины.
Этот технологический режим должен соблюдаться, если пласт неустойчивый или слабоустоичивый и происходит разрушение ПЗ при превышении некоторого градиента давления. Величина градиета, исключающего разрушение пз, определяется 2 способами: спец исследованиями с целью определения dP/dR и количеством выносимого песка из скважины и изучением образцов породы в лабороторных условиях на разрушение.
Следует понимать разницу между градиентом давления и депрессией на пласт, т.к. градиент давления при одной и той же депрессии может быть разным. Если представить себе рисунок депресионной воронки в п з, то становится очевидно, что максимальный градиент приходится на зону, примыкающую к стекнке сакважины. Это означает, что если у стнеки скважины будет соблюдена устоичивость пород, то и запределами эой зоны устоичивость будет обеспечена.
Предельно допустимые градиенты давления в породах с разной устойчивостью
Критерий постояннго градиента даления в наименьшей степени изменчив в процессе разработки, и его изменение присходит только на поздней стадии разработки, при обводнении скважин, а так же после ремонта скв. При работе скв с пост градиентом давления происходит изменеие радиуса скважины, если она экплуатируется с выносом песка, однако эти изменения не влияют на дебит, т.к. онн незнчительны.
Режим постоянной депрессии
Режим постоянной депрессии следует использовать при возможной деформации пласта, приводящей к ухудшению проницаемости пзс или при возможном обводнении скважины.
Если отсутсвует опасность обводнения, то величину депрессии следует определить из зависимости между дебитом скважины и депрессией на пласт, построенной по данным установившихся отборов. Здесь возможны 3 типичные зависимости дебита от депрессии:
В случае возможности обводнения скв. Необходимо определить допустимую депрессию на пласт в зависимости от вскрытия пласта, положения гвк и вертикальной проницаемости пласта от ГВК до нижней границы интевала перфорации. Также нужно обязательно ознакомиться с характереистиками газоносноых пластовс позиции наличия гидродинамиечской связи между прпластками и наличием непроницаемых экранирующих прослоев. Наличие таких прослоев или низкой верт проницаемости практисечки снимает ограничения на величину депрессии.
Опасность обводнения даже при соблюдении величины предельной депрессии сохраняется из-за подъема ГВК. В этом случае при уменьшении депрессии и газоносной толщины происходит интенсивное снижение дебита, поэтому необходимо поднимать нижнюю границу интервала перфорации.
Режим постояннго забойного давления
Бычно использутся при разработки недонасыщенных газоконденсатных месторождений. Этот режим недогговечен из-за того, что при достижении определенной величины пластового давления этот режим заменяется более подходящим с целью сохранения необходимых дебитов.
Режим постояннго дебита
Он является наиболее выгодным при его длительном поддержании, ели увелечение депрессии на пласт не приводит к осложнениям. Такой режим может использоваться, если предприятие временно не может бурить скважины, а ткже в условиях добычи коррозионно-активного газа. При этом режиме конструкция скважин должна обеспечить вынос твердых и жидких примесей с забоя.
Режим постоянной скорости потока
Он используется для обесечения выноса примесей с забоя. Режим постоянной скорости по стволу дожен быть использован для двух участков: у интервалов перфорации и у устья скважины. Скорость у интервалов перфорации, достаточная для удаления примесей, должна быть 5 м/с. Максимальная скорость у устья не должна превышать 11м/с, при которой скорость разъедания трыб значительно ниже чем при скоростях больше 11м/с.
Режим постоянного устьевого давления
Выбирется как правило на непродолжительный срок и не сначала разработки месторождения. Использование этого режима связано с необходимостью некоторое время поддерживать такое даление, при которм будет обеспечена система осушеи газа. Применение этого режима обуславливается несвоевременностью ввода ДКС и приводит к снижению дебитов.
Сначала н.и г. Перемещаются до кровли подземного резервуара, а затем если пласт наклонный, вдоль его кровли до выхода на поверхность земной коры или до какого-либо препятствия. Во втором случае нефть скапливается вблизи препятствий, попав в своеобразную ловушку. Ловушка – часть природного резервуара в котором со временем устанавливается рановесное состояние воды нефти и газа. Наиболее распространены сводовые и экранированные ловушкию. Сводовые образуются в антиклинальных складках, если в кровле и подошве распологаются плохо проницаемые породы.
Экранированная –когда хорошо проницаемая порода ограниченна плохо проницаемой.
В ловушке любой формы при благоприятных условиях может скопиться значительное количество нефти и газа. Такая ловушка называется залежью.
Сводовая газо нефтяная залежь Массивная газо- нефтяная залежь
Основные группы залежей:
1)пластовые(сводовые и экранированные)
2)массивные
3) литологически ограниченные
Под месторождением понимается совокупность залежей одной и той же группы. Под месторождением надо понимать не место образования, а место залегания ловушки.
Существование в земной коре двух основных геологических структур- геосинклиналей и платформ- разделяет месторождения на 2 основных класса:
1 месторождения сформировавшиеся в геосинклинальных(складчатых) облостях.
2 месторождения сформировавшиеся в платформенных областях
Углеводороды в зависимости от их состава, давления и температуры могут находиться в залежи в различных состояниях — газообразном, жидком или в виде газожидкостных смесей. При большом количестве газ располагается в виде газовой шапки
в повышенной части структуры. При этом часть жидких углеводородов нефти в виде паров содержится и в газовой фазе. Под высоким давлением в пласте плотность газа приближается по величине к плотности легких углеводородных жидкостей. В таких условиях некоторое количество углеводородов растворяется в сжатом газе. В результате нефть иногда оказывается в значительной степени растворенной в сжатом газе. Если же количество газа в залежи по сравнению с объемом нефти мало, а давление достаточно высокое, газ полностью растворяется в нефти и тогда газонефтяная смесь залегает в одно-
фазном (жидком) состоянии.
Нефтяные и газовые залежи располагаются в верхних частях структур, образуемых пористыми породами, перекрытыми пластами непроницаемых пород (в так называемых ловушках). Простейшей структурной ловушкой является антиклинальная складка.
В зависимости от условий залегания и количественного соотношения нефти и газа залежи подразделяются на: 1) чисто газовые; 2) газоконденсатные; 3) газо-нефтяные (с газовой шапкой) и 4) нефтяные без газовой шапки с растворенным в нефти газом. Нефть, газ и вода распределяются в залежи соответственно своим плотностям в верхней части - газ, ниже - нефть и еще ниже - вода. Как правило, в продуктивной зоне пласта кроме нефти и газа содержится также вода, хотя эксплуатационные скважины могут давать из этого пласта, •совершенно безводную нефть. Вода, по-видимому, осталась в нефтяной и газовой частях пластов со времен образования залежи.
Так как пористость и проницаемость коллекторов в пределах одной и той же залежи изменяются в широких пределах, содержание связанной воды, а следовательно, нефте- и газонасыщенность также неодинаковы на различных участках залежи. В газовой залежи пластовое давление одинаково по всей площади или изменяется незначительно, а в нефтяной при значительных углах падения пластов давление в различных частях залежи различно: на крыльях - максимальное, в сводовой части - минимальное.
59 Системы размещения скважин на месторождении природного газа.
Системой разработки газовой залежи (в технологическом значении этого понятия) называется комплекс технических мероприятий по управлению процессом движения газа, конденсата и воды в пласте.
РАЗМЕЩЕНИЕ СКВАЖИН НА СТРУКТУРЕ И ПЛОЩАДИ ГАЗОНОСНОСТИ
Площади газоносности газовых залежей в плане могут иметь различную форму:
На площади газоносности скважины размещаются:
При разработке газоконденсатных залежей с поддержанием пластового давления размещение нагнетательных и добывающих скважин на структуре и площади газоносности зависит от рабочего агента, закачиваемого в пласт для поддержания давления, геометрической формы площади газоносности в плане и коллекторских свойств залежи.
Нагнетательные и добывающие скважины при разработке залежей с поддержанием давления размещаются неравномерно на площади газоносности, в виде кольцевых или линейных цепочек скважин.
Рисунок 46 — Равномерное размещение скважин
Сетки: а) — квадратная; б) — треугольная
Рисунок 47 — Батарейно-кольцевое размещение скважин
Рисунок 48 — Линейное размещение скважин
|
Рисунок 49 — Размещение скважин в сводовой части залежи |
Рисунок 50 — Неравномерное размещение скважин |
60. Режимы разработки нефтяных месторождений.
Водонапорный режим (условие)
При водонапорном режиме основным видом энергии является напор краевой воды, которая внедряется в залежь и относительно быстро полностью компенсирует в объеме залежи отбираемое количество нефти и попутной воды. В процессе эксплуатации происходит движение всей массы нефти.
Режим свойственен залежам, с хорошей гидродинамической связи залежи с законтурной зоной пласта и с областью питания. Эти предпосылки обеспечиваются при следующих геологических условиях:
больших размерах законтурной области;
небольшой удаленности залежи от области питания: высокой проницаемости и относительно однородном строении пласта-коллектора как в пределах залежи, так и в водоносной области;
отсутствие тектонических нарушений, затрудняющих движение воды в системе;
низкой вязкости пластовой нефти; при небольших размерах залежи и соответственно умеренных отборах жидкости из продуктивного горизонта, благодаря чему они могут полностью компенсироваться внедряющейся в залежь водой.
Одна из важнейших предпосылок действия водонапорного режима — значительная разница между начальным пластовым давлением и давлением насыщения нефти газом, обеспечивающая в сочетании с другими факторами превышение текущего пластового давления над давлением насыщения на протяжении всего периода разработки и сохранение газа в растворенном состоянии.
Водонапорный режим отличают следующие особенности динамики показателей разработки (Рисунок 3.1 б):
тесная связь поведения динамического пластового давления с величиной текущего отбора жидкости из пласта.
извлечение вместе с нефтью в период падения добычи нефти попутной воды, в результате чего к концу разработки отношение накопленных отборов воды и нефти (водонефтяной фактор — ВНФ) может достигать 0.5 – 1. (проанализировать газовый фактор, кфцт извлечения и др.)
При водонапорном режиме достигается наиболее высокий коэффициент извлечения нефти — до 0.6 – 0.7. Это обусловлено способностью воды, особенно пластовой минерализованной, хорошо отмывать нефть и вытеснять ее из пустот породы-коллектора, а также сочетанием исключительно благоприятных геолого-физических условий, в которых действует рассматриваемый режим.
Такой режим характерен для следующих регионов: Грозненского района, Куйбышевской, Волгоградской и Саратовской областей и некоторых других районов.
Упруговодонапорный режим (условие)
Режим, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора краевой воды, но в отличие от водонапорного режима основным источником энергии при этом служит упругость пород-коллекторов и насыщающей их жидкости. При этом режиме отбор жидкости не полностью компенсируется внедряющейся в залежь водой. В результате, снижение давления в пласте постепенно распространяется за пределы залежи и захватывает большую область водоносной части пласта. В этой области происходит соответствующее расширение породы и пластовой воды. Коэффициенты упругости воды и породы незначительны, однако при больших размерах области сниженного давления, во много раз превышающих размеры залежи, упругие силы пласта служат источником значительной энергии.
Доля нефти, добываемой за счет упругости нефтеносной области пласта, обычно невелика в связи с небольшим объемом залежи относительно водоносной области.
Этим режимом могут обладать залежи инфильтрационных водонапорных систем, имеющие слабую гидродинамическую связь (или не имеющие ее) с областью питания вследствие:
большой удаленности от нее;
пониженной проницаемости;
значительной неоднородности пласта;
повышенной вязкости нефти;
больших размеров залежи и соответственно значительных отборов жидкости, которые не могут полностью возмещаться внедряющейся в залежь пластовой водой.
Проявлению упруговодонапорного режима способствует залегание пласта-коллектора на большой площади за пределами залежи.
а) однако вследствие менее благоприятных геолого-физических условий доля не извлекаемых запасов по сравнению с водонапорным режимом несколько возрастает.
Основное сходство - промысловый газовый фактор остается постоянным т.к .
Отличия:
Добыча нефти сопровождается более интенсивным обводнением продукции, чем при водонапорном режиме. Значения конечного коэффициента извлечения нефти обычно не превышают 0.5 – 0.55.
Такой режим характерен для следующих регионов: верхнемеловых залежей Грозненского района, Восточной Украины и других районов.
Газонапорный режим
Режим нефтяной части газонефтяной залежи, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора газа, заключенного в газовой шапке. В результате снижения пластового давления в нефтяной части залежи происходит расширение газовой шапки и соответствующее перемещение вниз ГНК. Процесс расширения газовой шапки может несколько активизироваться в связи с поступлением в нее газа, выделяющегося из нефти. Поскольку в нефтегазовых залежах давление насыщения часто близко к начальному пластовому, то вскоре после начала разработки пластовое давление оказывается ниже давления насыщения, в результате начинается выделение из нефти растворенного газа; при высокой вертикальной проницаемости пласта газ частично пополняет шапку.
Режим в чистом виде может действовать в залежах, не имеющих гидродинамической связи с законтурной областью, или при весьма слабой активности краевых вод. Геологические условия, способствующие проявлению газонапорного режима:
наличие большой газовой шапки, обладающей достаточным запасом энергии для вытеснения нефти;
значительная высота нефтяной части залежи;
высокая проницаемость пласта по вертикали;
малая вязкость пластовой нефти (не более 2 – 3 МПа×с).
Анализ:
Такой режим характерен для следующих регионов: Краснодарского края и в других районах.
Режим растворенного газа
Режим, при котором пластовое давление падает в процессе разработки ниже давления насыщения, в результате чего газ выделяется из раствора и пузырьки окклюдированного газа, расширяясь, вытесняют нефть к скважинам. Режим в чистом виде проявляется при отсутствии влияния законтурной области, при близких или равных значениях начального пластового давления и давления насыщения, при повышенном газосодержании пластовой нефти.
В процессе разработки происходит уменьшение нефтенасыщенности пласта, объем же залежи остается неизменным. В связи с этим в добывающих скважинах перфорируют всю нефтенасыщенную толщину пласта.
Анализ:
Такой режим характерен для следующих регионов: Северного Кавказа, Сахалина и др.
Гравитационный режим
Режим может быть природным, но чаще проявляется после завершения действия режима растворенного газа, т.е. после дегазации нефти и снижения пластового давления. Его проявлению способствует значительная высота залежи. Нефть в пласте стекает в пониженные части залежи. Дебит скважин в целом. Нефть отбирается очень низкими темпами — менее 2 – 1 % в год от начальных извлекаемых запасов.
Силы тяжести в пласте действуют очень медленно, но за их счет в течение длительного времени может быть достигнут высокий коэффициент извлечения нефти — с учетом коэффициента извлечения, полученного при предшествующем режиме растворенного газа, вплоть до 0.5. Пластовое давление при рассматриваемом режиме обычно составляет десятые доли мегапаскалей, газосодержание пластовой нефти — единицы кубометров в 1 м3.
Гравитационный режим в практике разработки месторождений использовался на Сахалине и в других районах до перехода к массовому внедрению искусственного воздействия на пласты.
Последовательная перекачка нефтей и нефтепродуктов представляет собой специальную технологию транспортировки нефтей и нефтепродуктов по трубопроводам, при которой в одном трубопроводе в любой момент времени находятся несколько жидкостей, различающихся по своим физико-химическим свойствам. Последовательная перекачка применяется в основном при транспортировке нефтепродуктов, в редких случаях – разных сортов нефтей. Нефтепродуктами, которые перекачиваются по трубопроводу, являются несколько сортов, дизельных топлив, авиационных керосинов.
Автомобильные бензины различаются по октановому числу, которое указывается в их маркировке. Последовательной перекачке чаще всего подвергаются бензины следующих марок: А-76, А-80, А-92.
Маркировка дизельных топлив: Л-0.2-65, где Л – тип топлива (летнее, зимнее, арктическое); 0.2 – содержание серы (0.2, 0.4, 0.5); 65 – температура вспышки (65, 40).
Авиационные керосины бывают следующих сортов: ТС-1 и ТС-2.
Сорта нефтей различаются по содержанию серы, солей и по коэффициенту обводнённости (содержанию серы).
Перекачка нефтепродуктов:
Различные сорта нефти поступают с нефтеперерабатывающего завода, каждый в свой резервуар, а затем последовательно, один за другим, закачиваются в магистральный нефтепродуктопровод. При этом какие-либо разделители между различными жидкостями отсутствуют, поэтому такой метод также называется последовательной перекачкой прямым контактированием.
Партия – любая последовательно движущаяся в трубопроводе жидкость.
Закачка партий нефтепродуктов организуется таким образом, чтобы друг с другом контактировали нефтепродукты, наименее различающиеся по своим свойствам.
Цикл перекачки – совокупность партий всех нефтепродуктов, перекачиваемых по данному трубопроводу.
Цикл перекачки может иметь следующий вид: А-0.5-40 → А-0.2-65 → А-80 → А-92 → А-80 → А-0.2-65.
Преимущества последовательной перекачки прямым контактированием:
Основным недостатком последовательной перекачки прямым контактированием является образование смеси в зоне контакта партий. Однако количество образующейся смеси относительно невелико и не превышает одного процента от общего объёма трубопровода.
62. Характеристики нагнетателей (при проведении технологических расчетов магистральных газопроводов). Аналитическое вырвжение.
Размещение компрессорных станций по трассе магистрального газопровода определяется технологическим расчётом магистрального газопровода.
Основными функциями компрессорных станций являются:
На начальном этапе эксплуатации газового месторождения при большом пластовом давлении головная компрессорная станция может отсутствовать.
Оборудование компрессорных станций подразделяется на следующие типы:
В качестве газоперекачивающих агрегатов на компрессорных станциях используются два основных типа газоперекачивающих агрегатов:
В качестве привода центробежных нагнетателей используются газовые турбины или электродвигатели.
Основным недостатком поршневых газокомпрессоров и мотокомпрессоров является их маленькая подача, составляющая 8-10 миллионов кубометров в сутки. Поэтому на газопроводах используются центробежные нагнетательные насосы с подачей 10-30 миллионов кубометров в сутки.
Коэффициент полезного действия газотурбинного привода составляет 17-28 процентов, а коэффициент полезного действия электропривода составляет около 95 процентов.
Основные характеристики газоперекачивающих агрегатов:
Газоперекачивающие агрегаты бывают двух типов: одноступенчатые (с коэффициентом сжатия ) и двухступенчатые (с коэффициентом сжатия ).
Таким образом, на магистральном газопроводе используется либо один двухступенчатый газоперекачивающий агрегат, либо два двухступенчатых газоперекачивающих агрегата.
Характеристикой центробежного компрессора называется зависимость отношений давлений (степени сжатия) , политропического коэффициента мощности (к.п.д) и внутренней мощности от расхода при различной частоте вращения ротора
Где -расход на всасывание, -давление на всасывание, -плотность газа при условиях всасывания,D – диаметр рабочего колеса,-частота вращения. Представим это выражение в безразмерном виде: .Чтобы характеристики были пригодны для природных газов различного состава,их приводят к фиксированным, целесообразно выбранным условиям. Параметры приведения: Rпр=490Дж/(кг*К)-газовая постоянная, Тв.пр=288К, Zв.пр=0,91-коэф-т сверхсжимаемости. В результате получаем
Аналитическая форма. Из известных зависимостей наилучшей считается . Это уравнение характеристики первого типа.Если заменить , получим уравнение характеристики второго типа , здесь , и -опытные коэф-ты, зависящие от состава газа ,температуры газа перед входом в нагнетатель Tв и частоты вращения ротора n.
Из уравнения состояния выражаем и подставляем в b.
63(68). Исходные данные для технологического расчета нефтепровода.
Этапы проектирования магистральных нефтепроводов:
Пример профиля трассы:
Масштабы по оси абсцисс и оси ординат выбираются разными, чтобы структура профиля была видна более чётко.
Профили трассы обычно бывают километровыми и стометровыми.
Фрагмент таблицы норм технологического проектирования:
|
6-8 |
530 |
54-65 |
|
12-18 |
720 |
52-62 |
|
22-26 |
820 |
48-58 |
Диаметр трубопровода определяют по формуле: , где - расход, - рекомендуемая скорость перекачки.
64. Перевальная точка. Расчетная длина нефтепровода.
Возвышенность на трассе, от которой нефть приходит на конеч ный пункт нефтепровода самотеком, называется перевальной точкой. Таких точек может быть несколько (рис. 4.5). Расстояние от началь ного пункта нефтепровода до ближайшей из них называется расчет ной длиной нефтепровода Lрасч. При гидравлическом расчете длина нефтепровода принимается равной расчетной, разность отметок — равной превышению перевальной точки над начальным пунктом трассы. Для нахождения перевальной точки проведем от конечного пункта трассы К линию гидравлического уклона 1 до пересечения ее с профилем. Затем вычертим параллельную линию 2 с расчетом, чтобы она касалась профиля, нигде его не пересекая. Место касания линии гидравлического уклона 2 с профилем трассы — перевальная точка , определяющая расчетную длину нефтепровода. Если линия гидравлического уклона, проведенная из конечной точки трассы, нигде не пересекается с профилем и не касается его (на рис. 4.5 — пунктирная линия), перевальная точка отсутствует и расчетная длина равна полной длине нефтепровода. Перевальная точка может оказаться не только между последней станцией и конечным пунктом нефтепро вода, но и на перегоне между промежуточными НПС. При соответствующем профиле перевальная точка может появиться при изменении режима работы нефтепровода: при отключении какой-либо станции или при изменении вязкости перекачиваемой нефти.
Рассмотрим движение нефти за перевальной точкой. В промежутке трассы от перевальной точки до конечного пункта выделим два участка: А длиной l1 и АК длиной l2 (рис. 4.6). На последнем из них самотечное движение нефти обеспечивается разностью высот точек А и К:. На участке А, как видно из чертежа, на величину С. Но это противоречит условию баланса потерянного il1 и активного напоров. Следовательно, на участке А гид равлический уклон должен быть больше i. Это возможно только в слу чае увеличения скорости движения нефти на участке А. Из уравне ния сплошности Q = wF видно, что с увеличением скорости живое сечение потока F должно уменьшаться. Следовательно, от переваль ной точки до пункта А (см. рис. 4.6) нефть будет течь при частичном заполнении поперечного сечения трубопровода. При этом представляет собой мощность, расходуемую не производительно. Пространство, свободное от нефти, будет занято выделившимися из нее парами и растворенными газами. Во избежание разрыва сплошности потока на конечном пункте (или на НПС, куда приходит нефть с перевальной точки) следует поддерживать давление, обеспечивающее некоторый запас напора на перевальной точке. Обычно этот запас принимают равным 10 м.
65. Основные формулы для гидравлического расчета газопровода.
Основные формулы гидравлического расчёта магистрального газопровода.
Установившееся движение газа в газопроводе описывается тремя уравнениями: уравнением движения, уравнение неразрывности, уравнение состояния газа.
Уравнение движения: , где - плотность газа; - средняя по сечению скорость газа; - среднее по сечению давление газа; - внутренний диаметр трубопровода; - высота сечения .
Величину можно определить по формуле: . При установившемся движении частная производная средней по сечению скорости газа по времени стремиться к нулю, поэтому .
Уравнение неразрывности: , или .
Уравнение состояния: .
При выводе основных формул для гидравлического расчёта магистрального газопровода принимаются следующие допущения:
Получаем следующее уравнение движения: . Плотность газа можно определить по следующей формуле: . Средняя по сечению скорость газа находиться с помощью следующего уравнения: . Тогда уравнение движения примет вид: . Расписав площадь сечения магистрального трубопровода, получим: . Проинтегрируем полученное выражение по координате от до , где - длина трубопровода: - формула падения квадрата давления по длине магистрального трубопровода. С помощью этой формулы можно получить формулу для определения массового расхода: . Найдём коммерческий расход: , где - плотность газа при стандартных условиях, которая определяется по формуле: , в которой , а . Тогда: . Величину можно рассчитать: . Эта величина обозначается за , то есть . С учётом этого выражение для определения коммерческого дебита принимает вид: .
Коэффициент гидравлического сопротивления для магистрального газопровода.
Коэффициент гидравлического сопротивления для магистральных газопроводов имеет ту же природу, что и коэффициент гидравлического сопротивления для магистральных нефтепроводов, но вычисляется по другим формулам:
При необходимости учёта местных сопротивлений величину коэффициента гидравлического сопротивления берут больше на 5 процентов.
По мере эксплуатации магистрального газопровода коэффициент гидравлического сопротивления меняет своё значение. Если газ сухой и не содержит сероводорода, то твёрдые примеси, содержащиеся в газе, со временем шлифуют внутреннюю поверхность труб, и коэффициент гидравлического сопротивления увеличивается. Если газ влажный и содержит сероводород, коэффициент гидравлического сопротивления увеличивается.
Изменение коэффициента гидравлического сопротивления по сравнению с проектной величиной характеризуется коэффициентом эффективности: . Теоретический коэффициент гидравлического сопротивления можно найти по формуле , а практический коэффициент гидравлического сопротивления определяется из формулы . Учитывая это, формула для определения коэффициента эффективности принимает вид: .
Уменьшение величины коэффициента эффективности означает необходимость очистки внутренней полости магистрального газопровода.
66 .Классификация и состав сооружений магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов.
По назначению нефтепроводы делятся на три группы:
Основное отличие магистральных нефтепроводов заключается в том, что они обладают большой протяжённостью, имеют большой диаметр и большую пропускную способность.
По СНиП магистральные нефтепроводы делятся на четыре класса:
Условный диаметр – реальный диаметр трубопровода, округлённый до ближайшего числа, кратного ста.
В состав сооружений магистрального нефтепровода входят:
Головная нефтеперекачивающая станция располагается вблизи промысла после установок подготовки нефти к транспорту.
Расположение промежуточных нефтеперекачивающих станций определяется гидравлическим расчетом, расстояние между ними составляет от 70 до 150 километров.
Головная нефтеперекачивающая станция и конечный пункт имеют резервуарные парки, объём которых равен двойной или тройной суточной пропускной способности нефтепровода.
Если трубопровод имеет протяжённость более 800 километров, то он разбивается на эксплуатационные участки длиной 300-400 километров. На промежуточных нефтеперекачивающих станциях, находящихся на границе эксплуатационных участков, также находятся резервуарные парки, объёмом, составляющим 30-50 процентов от суточной пропускной способности нефтепровода.
На магистральных нефтепроводах, которые используются для перекачки высоковязких и застывающих нефтей, строятся станции подогрева нефти, которые могут быть либо совмещены с промежуточными нефтеперекачивающими станциями, либо находится отдельно.
Промежуточные нефтеперекачивающие станции могут иметь наливные пункты для перевалки нефти в железнодорожные цистерны.
Конечным пунктом магистрального нефтепровода является нефтеперерабатывающий завод или крупная перевалочная нефтебаза.
В магистральных нефтепродуктопроводах используются перекачивающие станции, и не используются подкачки и станции подогрева нефти. Конечным пунктом магистрального нефтепродуктопровода является нефтяная база.
67. Расходно напорные характеристики ТП, насоса насосной станции
Гидравлическая (напорная) характеристика насоса ((Q-H) характеристика) – функциональная зависимость между подачей и нагнетанием насоса .
Для центробежных насосов (Q-H) характеристика имеет следующий вид:
, где - нагнетание насоса при нулевой подаче, - крутизна параболы.
Обычно (Q-H) характеристики насосов задаются в справочниках в виде совокупности значений и .
Для того, чтобы представить (Q-H) характеристику в виде используют метод наименьших квадратов, имеющий следующий вид: .
На нефтеперекачивающих станциях центробежные насосы могут быть соединены двумя способами:
На нефтеперекачивающей станции, как правило, устанавливается несколько насосов. Суммарная (Q-H)-характеристика нефтеперекачивающей станции – суммарные характеристики всех насосов, включённых последовательно и параллельно.
Чаще всего, на нефтеперекачивающих станциях насосы включены последовательно для повышения напора.
Полезная мощность центробежного насоса – мощность, расходуемая на преодоление разности напора между нагнетанием и всасывание насоса.
Полезную мощность можно найти по следующей формуле: , где - подача насоса; - напор, создаваемый насосом.
Мощность, затрачиваемая насосным агрегатом, определяется по следующей формуле: , где - коэффициент полезного действия насоса, который обычно составляет восемьдесят процентов; - коэффициент полезного действия привода, который для электропривода обычно составляет 95 процентов.
Зависимость коэффициента полезного действия насоса от подачи выглядит следующим образом:
Видно, что на графике имеется ярко выраженный максимум. Обычно, насосы подбирают таким образом, чтобы рабочая подача была при максимальном коэффициенте полезного действия.
При последовательном соединении насосов коэффициент полезного действия данного соединения определяется из системы уравнений: , следующим образом:
;
;
;
При параллельном соединении насосов коэффициент полезного действия данного соединения определяется из системы уравнений: , следующим образом:
;
;
;
68. исходные данные для технологического расчета нефтепроводов.
Этапы проектирования магистральных нефтепроводов:
Пример профиля трассы:
Масштабы по оси абсцисс и оси ординат выбираются разными, чтобы структура профиля была видна более чётко.
Профили трассы обычно бывают километровыми и стометровыми.
Фрагмент таблицы норм технологического проектирования:
Диаметр трубопровода определяют по формуле: , где - расход, - рекомендуемая скорость перекачки.
|
6-8 |
530 |
54-65 |
|
12-18 |
720 |
52-62 |
|
22-26 |
820 |
48-58 |
69. Потенциал. Принципы суперпозиции при решении задач упругого режима. Интерференция скважин.
Суть метода суперпозиции состоит в том, что сумма частных решений линейного уравнения:
тоже является решением. Для группы скважин при использовании метода наложения изменение пластового Р, вызванное какой – либо скважиной, накладывается на изменения Р, вызванные работой других скважин. Например, изменение Р в какой-либо точке пласта М к моменту времени t, вызванное работой группы скважин, пущенных с постоянными дебитами (q1, q2, q3 и т.д) через периоды (t1,t2,t3 и т.д) от начала отсчета времени и расположенных на расстоянии (r1, r2, r3 и т. д) от этой точки, запишется:
Если определяется изменение Р на одной из работающих в группе скважин (расположенной, например; в точке М), то в формулу необходимо добавить член с дебитом этой скважины и с ее радиусом, подставляемым вместо расстояния r1,r2. При учете работы эксплуат. и нагнет. скважин в группе, дебит первых берется со знаком “+”, а расход нагнет, со знаком “-“.
Для определения влияния изменяющегося во времени дебита необходимо свести его изменения к ступенчатому виду и учесть влияние каждой ступеньки (с постоянным дебитом) от начала ее возникновения до момента времени t. Формулу можно обобщить для указанного случая:
где Q i =Q i+1 - Q i-1 - скачок дебита от одной ступеньки к другой;
t i - момент изменения дебита (при переходе от предыдущей ступеньки к последующей);
i - число ступенек дебита к моменту времени t
Развернутое уравнение записывается для этого примера в виде:
Потенциал точечного источника и стока на изотропной плоскости. Метод суперпозиции
Назовем точечным стоком на плоскости точку, которая поглощает жидкость (Ф < 0). В качестве стока можно рассматривать добывающую скважину считая, что ее диаметр бесконечно мал. На плоскости вокруг то чечного стока линии тока будут представлять собой прямые линии, на правленные к скважине, а линии равного потенциала будут окружностями (рис. 5.2а). Нагнетательная скважина (Ф > 0), из которой жидкость попа дает в пласт, представляет собой источник (рис. 5.2б).
и (5.1)
Найдем потенциал добывающей скважины (стока). Для этого спро ектируем уравнение (5.1) на цилиндрическую систему координат. В ре зультате получим
(5.3)
Заметим, что рассматривается добывающая скважина, поэтому при проектировании скорость, направленная к полюсу полярной системы координат, проектируется на ось Or со знаком минус, и поэтому в равенстве (5.3) знак минус отсутствует. Далее, введем удельный дебит q, прихо дящийся на единицу толщины пласта q = Q/h, и выразим его через ско рость фильтрации
Следовательно, равенство (5.3) можно переписать в виде
Разделим переменные в последнем уравнении
и проинтегрируем его. В результате получим
(5.4)
где С — постоянная интегрирования. Очевидно, что аналогичные рассуж дения можно повторить и для случая, когда на плоскости находится источ ник, и в этом случае получим
(5.5)
Уравнению Лапласа, очевидно, удовлетворяет не только давление, но и введенные равенствами (5.4) и (5.5) потенциалы:
(5.6)
Поскольку уравнение Лапласа линейное и однородное, его решения обладают очень важным свойством: сумма частных решений уравнения и произведение частного решения на константу также являются решением. Это свойство позволяет использовать при решении задач метод суперпози ции. Математический смысл метода суперпозиции сводится к тому, что если имеется N фильтрационных потоков с потенциалами
,где i = l,2,..., N,
каждый из которых удовлетворяет уравнению Лапласа, то и линейная комбинация этих потенциалов , где с, - произвольные постоянные, также удовлетворяет уравнению Лапласа (5.6).
С гидродинамических позиций данный факт означает, что если най ден потенциал i-й скважины для случая, когда на пласте работает одна единственная i-я скважина, то при совместной работе в пласте всех N сква жин решение находится алгебраическим суммированием. Суммарная скорость определяется как сумма векторов скоростей фильтрации, вызван ных работой каждой из скважин. Таким образом, при совместной работе в пласте N скважин результирующий потенциал в произвольной точке М на ходится как сумма потенциалов всех скважин (см. рис. 5.3а):
,где
(5.7)
где ri - расстояние от точки М до i-й скважины (i=1,2,...,N), Сi - постоян ные.
Вектор скорости фильтрации w в точке М равен сумме скоростей фильтрации к каждой скважине, если бы на пласте работала только одна она (рис. 5.3.6)
w = w1+ w2+.... + wN,
где модуль вектора скорости wi равен
(5.8)
Рис 5.3. Схема скоростей фильтрации в точке М при работе четырех скважин-стоков (а) и вычисление результирующей скорости в точке М(б)
Метод суперпозиции можно использовать как в случае бесконечного пласта, так и в случаях, когда имеется контур питания или непроницаемая граница. В последних случаях для решения задач вводятся фиктивные скважины (источники или стоки), с помощью которых удается выполнить граничные условия. Такой метод называется методом отображения источ ников и стоков. Далее рассматривается работа совокупности реальных и фиктивных скважин в бесконечном пласте.
Рассмотрим несколько примеров, решение которых находится с помощью метода суперпозиции и метода отображения источников и стоков, которые имеют практическое применение в теории разработки нефтяных и газовых месторождений.
70. Характеристики трубопровода, насоса и насосной станции. Совмещенная характеристика.
Гидравлическая (напорная) характеристика насоса ((Q-H) характеристика) – функциональная зависимость между подачей и нагнетанием насоса .
Для центробежных насосов (Q-H) характеристика имеет следующий вид:
, где - нагнетание насоса при нулевой подаче, - крутизна параболы.
Обычно (Q-H) характеристики насосов задаются в справочниках в виде совокупности значений и .
Для того, чтобы представить (Q-H) характеристику в виде используют метод наименьших квадратов, имеющий следующий вид: .
На нефтеперекачивающих станциях центробежные насосы могут быть соединены двумя способами:
На нефтеперекачивающей станции, как правило, устанавливается несколько насосов. Суммарная (Q-H)-характеристика нефтеперекачивающей станции – суммарные характеристики всех насосов, включённых последовательно и параллельно.
Чаще всего, на нефтеперекачивающих станциях насосы включены последовательно для повышения напора.
Полезная мощность центробежного насоса – мощность, расходуемая на преодоление разности напора между нагнетанием и всасывание насоса.
Полезную мощность можно найти по следующей формуле: , где - подача насоса; - напор, создаваемый насосом.
Мощность, затрачиваемая насосным агрегатом, определяется по следующей формуле: , где - коэффициент полезного действия насоса, который обычно составляет восемьдесят процентов; - коэффициент полезного действия привода, который для электропривода обычно составляет 95 процентов.
Зависимость коэффициента полезного действия насоса от подачи выглядит следующим образом:
Видно, что на графике имеется ярко выраженный максимум. Обычно, насосы подбирают таким образом, чтобы рабочая подача была при максимальном коэффициенте полезного действия.
При последовательном соединении насосов коэффициент полезного действия данного соединения определяется из системы уравнений: , следующим образом:
;
;
;
При параллельном соединении насосов коэффициент полезного действия данного соединения определяется из системы уравнений: , следующим образом:
;
;
;
Эти формулы можно не писать)
- напор на всех станциях
- напор трубопровода
71.Гидравлический расчёт магистрального нефтепровода.
Установившееся течение жидкости в трубе описывается двумя уравнениями:
Если трубопровод имеет постоянный диаметр и жидкость, текущая по нему, несжимаемая, то из уравнения сохранения массы следует, что скорость движения жидкости постоянная и уравнение Бернулли принимает вид: , где - потери напора.
Потери напора на трение обусловлены трением слоёв жидкости относительно друг друга и находятся по формуле: .
Потери напора на местное сопротивление , где зависит от числа Рейнольдса и от параметров местного сопротивления. При расчёте магистральных нефтепроводов обычно принимают величину .
Коэффициент гидравлического сопротивления: , где , .
Линия гидравлического уклона – линия , представляющая собой зависимость полного напора от координаты по оси трубопровода.
Гидравлический напор – величина, равная тангенсу угла наклона линии гидравлического наклона к горизонту, которую можно найти по следующей формуле: .
72. Исходные данные для гидравлического расчета газопровода.
Исходными данными являются физические свойства газов.
Физические свойства газов характеризуются следующими основными параметрами:
Плотность воздуха при стандартных условиях (, ) составляет 1.206 килограмма на кубометр, при нормальных условиях (, ). Вязкость газов, в отличие от вязкости жидкости, при увеличении температуры тоже увеличивается: , где - вязкость при температуре 273 кельвина.
Существует две основные модели, описывающие поведение газа: модель идеального газа и модель реального газа. Вязкость идеального газа с повышением давления не меняется, а вязкость реального газа с повышением давления увеличивается.
Теплоёмкость газа зависит от процесса, который происходит с газом и от свойств самого газа. При изохорном процессе теплоёмкость можно вычислить по следующей формуле: . Теплоёмкость при изобарном процессе определяется из следующего уравнения: .
При движении газа по трубопроводу наблюдается эффект Джоуля-Томпсона, который заключатся в снижении температуры газа по мере его продвижения по трубопроводу, так как при понижении давления уменьшается кинетическая энергия газа, что приводит к уменьшению его температуры.
При перекачке газа по магистральному газопроводу используются три основных величины расхода:
Соответственно объёмному и массовому расходу, вводят понятия линейных и массовых скоростей.
Линейная скорость , . Массовая скорость , .
При движении газа по газопроводу массовый расход и скорость постоянны, а линейная скорость и объёмный расход увеличиваются вследствие снижения плотности.
Любой природный газ представляет собой газовую смесь, состоящую из 90-99 процентов метана, пропана, бутана, азота, кислорода и других газов.
Состав газовой смеси может быть выражен в объёмных, мольных или массовых долях. Объёмная концентрация -того компонента определяется из соотношения: . Мольная концентрация -того компонента определяется исходя из следующей уравнения: . Массовая концентрация -того компонента рассчитывается по следующей формуле: . Молекулярную массу -того компонента можно определить с помощью формулы: , . Молекулярная масса всей смеси рассчитывается следующим образом: .
С консультации
,
, k- абсолютный интервал, d – диаметр
В магистральном газопроводе всегда квадратичный режим.
73.Уравнение баланса напоров. Определение числа перекачивающих станций
Под участком нефтепровода в дальнейшем будем понимать перегон между двумя соседними нефтеперекачивающими станциями.
Величина полного напора на выходе из нефтеперекачивающую станции в начале участка можно найти по следующей формуле: (1), где - высотная отметка начала участка; - подпор на входе в нефтеперекачивающую станцию; - дифференциальный напор нефтеперекачивающей станции (величина напора создаваемого непосредственно насосами нефтеперекачивающей станции).
Величину полного напора на входе нефтеперекачивающей станции можно найти по следующей формуле: (2), где - высотная отметка конца участка; - остаточный напор в конце участка.
С учётом формул (1) и (2) уравнение Бернулли для рассматриваемого участка может быть представлено в следующем виде: . Преобразовав его, получим: (3) – уравнение баланса напоров для участка нефтепровода. Оно служит для определения расхода перекачки . В этом уравнении левая часть - гидравлическая характеристика нефтеперекачивающей станции, а правая часть - гидравлическая характеристика участка трубопровода.
Рассмотрим графическое решение уравнения баланса напоров.
График, приведённый на рисунке, называется совмещённой характеристикой нефтеперекачивающей станции и участка трубопровода. Точка пересечения этих кривых гидравлической характеристики нефтеперекачивающей станции и гидравлической характеристики участка трубопровода называется рабочей точкой участка трубопровода. Величина является решением уравнения баланса напоров (3) и соответствует расходу перекачки. Величина показывает значение напора на выходе нефтеперекачивающей станции в начале участка.
Нефтепровод с промежуточными нефтеперекачивающими станциями.
Рассмотрим нефтепровод с нефтеперекачивающими станциями. В случае отсутствия сбросов и подкачек для такого нефтепровода можно записать систему из уравнений баланса напоров для каждого участка: (1), где - остаточный напор в конце трубопровода; - высотная отметка конца трубопровода. Сложив все уравнения получим: (2) - уравнение баланса напора для всего трубопровода. В этом уравнении левая часть - суммарная гидравлическая характеристика всех нефтеперекачивающих станций, а правая часть - суммарная гидравлическая характеристика всего трубопровода.
С помощью системы (1) можно определить величину подпоров на входе в каждую нефтеперекачивающую станцию: . Зная величину подпора на второй нефтеперекачивающей станции, можно определить давление на входе второй нефтеперекачивающей станции и давление на нагнетании второй нефтеперекачивающей станции .
Если сложить первые уравнений системы (1) можно получить подпор перед -ой нефтеперекачивающей станцией: (3), зная который можно вычислить давление на входе -ой нефтеперекачивающей станции и давление на нагнетательной линии -ой нефтеперекачивающей станции .
Величина подпора на любой станции должна больше величины анти кавитационного запаса работы насоса, то есть (4). Давление на нагнетательной линии любого насоса должно превосходить давление, определяемое прочностью труб и корпуса насоса, то есть (5).
Для нормальной работы нефтепровода необходимо выполнение уравнения баланса напора (2) и условий (4) и (5), которые определяются с помощью уравнения (3), и называются условиями согласования работы нефтепровода.
Определение числа нефтеперекачивающих станций.
Число нефтеперекачивающих станций определяется из уравнений баланса напоров. При этом полагается, что дифференциальные напоры всех станций одинаковы, то есть .
Уравнение баланса напоров: , где - суммарные потери напора во всём трубопроводе. Из уравнения баланса напоров можно найти нужное количество нефтеперекачивающих станций: (2).
Число нефтеперекачивающих станций, как правило, оказывается дробным, поэтому оно может быть округлено как в большую, так и в меньшую сторону.
Если число нефтеперекачивающих станций округляется в большую сторону, то для выполнения уравнения баланса напоров требуется увеличить расход перекачки , или уменьшить напор, создаваемый станциями.
Если число нефтеперекачивающих станций округляется в меньшую сторону, то для выполнения уравнения балансов напоров требуется уменьшить расход перекачки , или уменьшить потери напора в трубопроводе, что может быть сделано с помощью вставок или лупингов.
Совмещённая характеристика всего трубопровода.
Совмещённая характеристика трубопровода, с числом нефтеперекачивающих станций , которое округлёно вверх.
Совмещённая характеристика трубопровода, с числом нефтеперекачивающих станций , которое округлено вниз.
Совмещённая характеристика трубопровода, с числом нефтеперекачивающих станций , которое округлено вниз, с использованием вставок или лупингов.
Как правило, при проектировании магистральных нефтепроводов, число нефтеперекачивающих станций округляется в большую сторону.
74. исходные данные для гидравлического расчета нефтепровода.
Этапы проектирования магистральных нефтепроводов:
Пример профиля трассы:
Масштабы по оси абсцисс и оси ординат выбираются разными, чтобы структура профиля была видна более чётко.
Профили трассы обычно бывают километровыми и стометровыми.
Фрагмент таблицы норм технологического проектирования:
|
6-8 |
530 |
54-65 |
|
12-18 |
720 |
52-62 |
|
22-26 |
820 |
48-58 |
Диаметр трубопровода определяют по формуле: , где - расход, - рекомендуемая скорость перекачки.
75 (=70). Приведенные характеристики ЦБНКС
Гидравлическая (напорная) характеристика насоса ((Q-H) характеристика) – функциональная зависимость между подачей и нагнетанием насоса .
Для центробежных насосов (Q-H) характеристика имеет следующий вид:
, где - нагнетание насоса при нулевой подаче, - крутизна параболы.
Обычно (Q-H) характеристики насосов задаются в справочниках в виде совокупности значений и .
Для того, чтобы представить (Q-H) характеристику в виде используют метод наименьших квадратов, имеющий следующий вид: .
На нефтеперекачивающих станциях центробежные насосы могут быть соединены двумя способами:
На нефтеперекачивающей станции, как правило, устанавливается несколько насосов. Суммарная (Q-H)-характеристика нефтеперекачивающей станции – суммарные характеристики всех насосов, включённых последовательно и параллельно.
Чаще всего, на нефтеперекачивающих станциях насосы включены последовательно для повышения напора.
Полезная мощность центробежного насоса – мощность, расходуемая на преодоление разности напора между нагнетанием и всасывание насоса.
Полезную мощность можно найти по следующей формуле: , где - подача насоса; - напор, создаваемый насосом.
Мощность, затрачиваемая насосным агрегатом, определяется по следующей формуле: , где - коэффициент полезного действия насоса, который обычно составляет восемьдесят процентов; - коэффициент полезного действия привода, который для электропривода обычно составляет 95 процентов.
Зависимость коэффициента полезного действия насоса от подачи выглядит следующим образом:
Видно, что на графике имеется ярко выраженный максимум. Обычно, насосы подбирают таким образом, чтобы рабочая подача была при максимальном коэффициенте полезного действия.
При последовательном соединении насосов коэффициент полезного действия данного соединения определяется из системы уравнений: , следующим образом:
;
;
;
При параллельном соединении насосов коэффициент полезного действия данного соединения определяется из системы уравнений: , следующим образом:
;
;
;
76. Способы увеличения пропускной способности нефтепровода.
В определённых случаях нефтепровод может иметь структуру, отличную от структуры обычного трубопровода.
Вставка – участок трубопровода с отличным от основного диаметром.
Вставка представляет собой последовательное соединение трубопроводов с различными диаметрами, и служит для увеличения пропускной способности трубопровода и для снижения потерь напора.
Расход:
Потери: .
Скорости: ; .
Лупинг – дополнительный трубопровод, проложенный параллельно основному и соединённый с ним.
Лупинг представляет собой два параллельно соединённых трубопровода, и служит для увеличения пропускной способности трубопровода и для снижения потерь напора.
Расход: .
Потери: .
Система уравнений легко разрешима в двух случаях.
Если режим течения в обеих ветвях трубопровода находится в зоне гидравлически гладких труб, то и .
Если режим течения в обеих ветвях трубопровода находится в зоне квадратичного трения, то и .
Потери напора и, соответственно, значения гидравлического уклона на участках с лупингами и вставками меньше, чем в основной магистрали
77. Расстановка Компрессорных станций по газопроводу.
Компрессорные станции на трассе газопровода размещают с учетом как чисто технологических, так и экономических соображений. В ча стности, необходимо стремиться к тому, чтобы размещение КС отве чало требованиям удобства их строительства и эксплуатации. Кроме того, следует помнить, что расположение КС по трассе существенно влияет на пропускную способность отдельных участков и газопровода в целом, а также на суммарную мощность КС. Как было показано ра нее (см. уравнение (5.65)), при прочих равных условиях пропускная способность газопровода тем больше, чем ближе к его началу распо ложены КС. Физически увеличение пропускной способности газопро вода при смещении КС к началу газопровода объясняется двумя при чинами. Во-первых, при приближении КС к началу газопровода (рис. 5.16, а) увеличиваются давления на входе станций, а следова тельно, уменьшается подача КС, отнесенная к условиям всасывания. Это, в свою очередь, приводит к увеличению степени сжатия КС, а значит, и пропускной способности газопровода. Во-вторых, при сме щении КС к началу газопровода повышается среднее давление на участках между станциями, что приводит к уменьшению затрат энер гии (при прочих равных условиях) на преодоление сил трения при движении газа по трубопроводу, так как снижается скорость движе ния газа. Максимально возможная пропускная способность газопро вода при заданном числе КС с учетом ограничения давления нагнета ния, следовательно, будет достигнута при таком расположении КС по трассе, когда на всех станциях давление нагнетания будет равно максимально допустимому ртax. Так, при однотипных КС и отсутствии сбросов и подкачек по трассе газопровода оптимальное расположение КС на трассе, обеспечивающее максимально возможную пропускную способность газопровода, может быть найдено из следующей системы уравнений характеристик участков трубопровода и КС:
(5.81)
Отсюда находим максимально возможную пропускную способность газопровода Qmax при п промежуточных КС
а затем расстояние между КСи давление всасывания КС
рис. График изменения режима работы газопровода при смещении КС (а)
и промежуточной КС (б) к началу газопровода:
1 и 2 — линии депрессии газопровода соответственно после смещения и до смещения КС ё Давление нагнетания головной КС также принято равным ртах. Следует подчеркнуть, что давление нагнетания головной КС необхо димо во всех случаях (в том числе и в процессе падения пластового давления на промысле) поддерживать на уровне ртах за счет ввода дополнительных мощностей (увеличения числа ступеней сжатия), так как это позволяет максимально использовать пропускную способность газопровода в целом и уменьшить затраты энергии на перекачку газа. При строительстве крупных магистральных газопроводов в не сколько очередей возникает задача определения очередности ввода в эксплуатацию КС газопровода. Минимально возможное число КС, которые должны быть введены в эксплуатацию на том или ином этапе развития газопровода с заданной пропускной способностью, может быть найдено из системы уравнений (5.81). При этом необходимо лишь учитывать, что на КС к этому времени могут быть в эксплуатации не все газоперекачивающие агрегаты, что отразится на коэффициентах а и Ь в уравнении характеристик КС.
В некоторых случаях размещение КС на трассе газопровода может проводиться из условия минимальных энергозатрат на перекачку за данного количества газа. Это, в частности, возможно в том случае, когда при расстановке КС в соответствии с системой уравнений (8.51) пропускная способность газопровода окажется больше необходимой подачи газа или возможностей промысла.
Так, при одной промежуточной КС и постоянном начальном дав лении газопровода рн1 (рис. 5.16, б) мощность этой КС при неизмен ной (заданной) пропускной способности газопровода будет сущест венно зависеть от ее положения на трассе газопровода. Чем ближе она расположена к началу газопровода, тем меньше будет ее степень сжа тия (при постоянной пропускной способности газопровода) и тем меньше будет ее рабочая мощность. Следовательно, для уменьшения энергозатрат на перекачку газа надо КС располагать как можно ближе к началу газопровода, т. е. размещать их на трассе таким об разом, чтобы давления нагнетания на них были равны ртах.
С энергетической точки зрения при поэтапном вводе в эксплуата ции протяженного газопровода с большим числом КС предпочтителен одновременный пуск возможно большего числа КС, что позволит при заданной пропускной способности на первых этапах развития газо провода уменьшить расход энергии на перекачку газа (за счет сниже ния степеней сжатия отдельных КС) по сравнению с вариантом, где та же самая пропускная способность обеспечивается строительством меньшего числа КС (с большей степенью сжатия и, следовательно, большим числом газоперекачивающих агрегатов). Так, если при пол ном развитии газопровода все его КС будут работать по схеме двух ступенчатого компримирования, то уже на первом этапе строительства, когда пропускная способность его будет меньше проектной, может оказаться целесообразным ввести в эксплуатацию большую часть КС (а возможно, и все КС) на режиме одноступенчатого компримирова ния, так как это может уменьшить энергозатраты на перекачку газа. Однако в этом случае увеличивается фронт строительно-монтажных работ, поскольку их необходимо вести на большем числе площадок, что имеет свои минусы. Очевидно, в каждом конкретном случае необ ходим детальный технико-экономический расчет для выбора оптималь ного варианта наращивания мощности газопровода в целом.
Характерной особенностью работы магистральных газопроводов является наличие сезонной и суточной неравномерности газопотреб ления. В частности, для покрытия часовых пиков газопотребления используется аккумулирующая способность самого газопровода и прежде всего его последнего участка. Аккумулирующая способность последнего участка зависит, очевидно, от его геометрических разме ров (диаметра и длины) и рабочего давления, а следовательно, и от расположения последней КС.
Исследуем, как зависит аккумулирующая способность послед него участка газопровода от его длины. Для определения аккумули рующей способности последнего участка воспользуемся методом по следовательной смены стационарных состояний, считая, что дважды в сутки, когда расход газа в начале и конце участка становится рав ным среднечасовому, режим движения газа и распределение давления на последнем участке близки к стационарному. Тогда в конце периода накопления газа в последнем участке среднее давление можно выра зить следующим образом: (5.82)
где — максимальное давление в начале последнего участка газопровода; оно определяется прочностью газопровода или возмож ностями последней КС; р2тах — максимальное давление в конце по следнего участка.
С учетом сделанных допущений из уравнения для последнего участка
(5.83)
В конце периода выдачи накопленного в последнем участке газа в нем будет среднее давление
Рис. Зависимость акку мулирующей способности послед него участка (Vакк/Vакк max) газопровода от его длины (lk|lK max)
)
P2min
Рср;
Plmin
(5.84)
(5.85)
где — минимальное допустимое давление в конце последнего участка.
Тогда аккумулирующую способность последнего участка, приве денную к стандартным условиям, запишем таким образом:
(5.86)
Подставив в уравнение (5.86) выражения (5.82), (5.84) и (5.85), после преобразования получим
(5.87)
Оптимальную длину последнего участка газопровода, при которой обеспечивается максимальная аккумулирующая способность участка, найдем из условия dVакк/dlK = 0. После преобразования получим
(5,88)
Таким образом, максимальная аккумулирующая способность по следнего участка достигается в том случае, если его длина будет равна половине максимально возможной:
Величину Vакк max найдем из (5.87), подставив .в него (5.88),
,где k — постоянный коэффициент.
На рис. 5.17 изображена зависимость аккумулирующей способ ности последнего участка газопровода от его длины. При малой длине аккумулирующая способность мала, поскольку мал геометрический объем участка. При большой длине участка мала разность Pсp max—Рср min- Таким образом, чтобы использовать аккумулирующую способность последнего участка, КС газопровода необходимо несколько сдвинуть к концу газопровода по отношению к оптималь ной расстановке, при которой обеспечивается максимальная про пускная способность газопровода, если режим потребления посто янный. Вопрос об оптимальной расстановке КС должен, следо вательно, находиться в каждом конкретном случае с учетом всех перечисленных факторов, а также с учетом нестационарности ра боты последнего участка и газопровода в целом. Критерием вы бора оптимального варианта расстановки КС, как уже говорилось, может быть максимум подачи газа или минимум энергозатрат при заданной пропускной способности.
78.Состав сооружений магистральных нефтепроводов
По назначению нефтепроводы делятся на три группы:
Основное отличие магистральных нефтепроводов заключается в том, что они обладают большой протяжённостью, имеют большой диаметр и большую пропускную способность.
По СНиП магистральные нефтепроводы делятся на четыре класса:
Условный диаметр – реальный диаметр трубопровода, округлённый до ближайшего числа, кратного ста.
В состав сооружений магистрального нефтепровода входят:
Головная нефтеперекачивающая станция располагается вблизи промысла после установок подготовки нефти к транспорту.
Расположение промежуточных нефтеперекачивающих станций определяется гидравлическим расчетом, расстояние между ними составляет от 70 до 150 километров.
Головная нефтеперекачивающая станция и конечный пункт имеют резервуарные парки, объём которых равен двойной или тройной суточной пропускной способности нефтепровода.
Если трубопровод имеет протяжённость более 800 километров, то он разбивается на эксплуатационные участки длиной 300-400 километров. На промежуточных нефтеперекачивающих станциях, находящихся на границе эксплуатационных участков, также находятся резервуарные парки, объёмом, составляющим 30-50 процентов от суточной пропускной способности нефтепровода.
На магистральных нефтепроводах, которые используются для перекачки высоковязких и застывающих нефтей, строятся станции подогрева нефти, которые могут быть либо совмещены с промежуточными нефтеперекачивающими станциями, либо находится отдельно.
Промежуточные нефтеперекачивающие станции могут иметь наливные пункты для перевалки нефти в железнодорожные цистерны.
Конечным пунктом магистрального нефтепровода является нефтеперерабатывающий завод или крупная перевалочная нефтебаза.
В магистральных нефтепродуктопроводах используются перекачивающие станции, и не используются подкачки и станции подогрева нефти. Конечным пунктом магистрального нефтепродуктопровода является нефтяная база.
79.Подготовка нефти и газа к транспорту.
Основные технологические процессы подготовки:
Обезвоживание заключается в разрушении водонефтянных эмульсий.
Основные способы обезвоживания:
Обессоливание заключается в удалении минеральных солей путём смешения предварительно обезвоженной нефти с пресной водой с последующим повторным обезвоживанием.
Стабилизация заключается в отделении лёгких фракций для снижения их потерь при транспортировке по трубопроводу и хранении в резервуарах.
Способы стабилизации:
Подготовка газа к транспорту.
Поступающий из скважины природный газ содержит следующие элементы:
Подготовка газа к транспорту включает в себя очистку газа от механических примесей, удаление конденсата тяжёлых углеводородов, осушку, удаление сероводорода и углекислого газа.
Очистка от механических примесей производится в пылеуловителях, которые бывают следующих типов:
Для удаления конденсата тяжёлых углеводородов используются конденсатосборники, входящие в состав линейной части магистрального газопровода.
Осушку газа производят с помощью следующих методов:
Удаление сероводорода и углекислого газа производится одновременно с помощью абсорбции и адсорбции. При небольшом количестве сероводорода углекислый газ может удаляться с помощью воды.
80.Расстановка нефтеперекачивающих станций.
Начальная, огрублённая расстановка нефтеперекачивающих станций по трассе магистрального трубопровода осуществляется с помощью графического метода Шухова:
При использовании графического метода Шухова предполагается, что величины и одинаковы для всех нефтеперекачивающих станций. Расположение нефтеперекачивающих станций, определённое по методу Шухова, может быть изменено в определённых пределах.
Предположим, что НПС-3 должна быть сдвинута назад по ходу трассы (влево), в этом случае следует следить за выполнением условия .
Определение числа нефтеперекачивающих станций.
Число нефтеперекачивающих станций определяется из уравнений баланса напоров. При этом полагается, что дифференциальные напоры всех станций одинаковы, то есть .
Уравнение баланса напоров: , где - суммарные потери напора во всём трубопроводе. Из уравнения баланса напоров можно найти нужное количество нефтеперекачивающих станций: (2).
Число нефтеперекачивающих станций, как правило, оказывается дробным, поэтому оно может быть округлено как в большую, так и в меньшую сторону.
Если число нефтеперекачивающих станций округляется в большую сторону, то для выполнения уравнения баланса напоров требуется увеличить расход перекачки , или уменьшить напор, создаваемый станциями.
Если число нефтеперекачивающих станций округляется в меньшую сторону, то для выполнения уравнения балансов напоров требуется уменьшить расход перекачки , или уменьшить потери напора в трубопроводе, что может быть сделано с помощью вставок или лупингов.
Как правило, при проектировании магистральных нефтепроводов, число нефтеперекачивающих станций округляется в большую сторону.
81. Понятие о режимах разработки нефтегазоводоносных пластов.
Постановка и решение газогидродинамических задач разработки месторождений в значительной степени определяются природой движущих сил, обеспечивающих фильтрацию нефти или газа в пласте. В связи с этим важное значение имеет знание режимов нефтегазоносных пластов.
Режим продуктивных пластов в процессе их разработки зависит как от многих естественных факторов, так и от системы разработки. К естественным факторам, влияющим на режим разрабатываемого пласта, относятся геологические особенности строения пласта, фильтрационные характеристики пород пласта и насыщающих его жидкостей и газов, физические условия в пласте - давление, температура и т.д. Системой разработки пласта определяются число и способ расположения добывающих и нагнетательных скважин, последовательность их ввода в эксплуатацию, темпы отбора и закачки жидкости или газа в них, способы вскрытия продуктивного пласта, размеры и оборудование забоев скважин, методы воздействия на призабойную зону и т.д.
Движение жидкости и газа в пласте в процессе его разработки происходит как за счет использования потенциальной энергии пласта и насыщающих его жидкостей, так и за счет дополнительных внешних источников энергии.
Потенциальная энергия пласта выражается в следующих формах: энергии напора краевых вод; потенциальной энергии упругой деформации жидкости и породы пласта; потенциальной энергии сжатия свободного и выделяющегося из жидкости при снижении давления газа; энергии, обусловленной силой тяжести пластовых жидкостей.
Дополнительные внешние источники энергии связаны с закачкойв пласт жидкости или газа для поддержания пластового давления или повышения эффективности вытеснения. Современные интенсивные методы разработки нефтяных месторождений основаны на использовании в качестве внешних источников энергии различных жидкостей и газов. Наибольшее распространение при этом получили такие рабочие агенты, как вода, углеводородные и неуглеводородные газы, а также различные растворители. Режимом нефтегазоводоносного пласта называется проявление доминирующей формы пластовой энергии в процессе разработки залежи нефти или газа. В зависимости от формы пластовой энергии, за счет которой в основном происходит движение жидкости или газа в пласте, различают следующие режимы нефтегазоводоносных пластов:
1) водонапорный режим, когда нефть вытесняется в добывающие скважины под действием напора краевой или подошвенной воды;
2) газонапорный режим, если нефть или вода вытесняются в скважины в основном под действием напора сжатого газа, находящегося в виде газовой шапки над нефтью или водой; иногда этот режим называют режимом газовой шапки;
3) режим растворенного газа, когда давление в нефтяной залежи ниже давления насыщения нефти газом, и пузырьки окклюдированного газа, расширяясь, вытесняют нефть к забоям скважин; такой режим правильней было бы назвать «режимом газированной жидкости» или режимом «окклюдированного газа» (ведь растворенный в нефти газ существует в условиях и водонапорного, и газонапорного режимов);
4) упругий режим, при котором нефть поступает в скважины за счет упругих свойств жидкости и породы пласта (подробнее об этом режиме см. в гл. 5);
5) гравитационный режим, когда нефть или вода добываются из пласта только за счет силы тяжести самой нефти или воды.
При разработке конкретного нефтяного или газового месторождения могут проявляться различные виды энергии пласта и насыщающих его жидкостей и в разных соотношениях.
В промысловой практике нефтяная залежь редко эксплуатируется на каком-либо режиме весь период ее разработки. Так, месторождения с водонапорным режимом в начале разработки могут, вследствие высоких отборов нефти, перейти на режим растворенного газа. Иногда различные участки одного и того же нефтяного месторождения могут эксплуатироваться при различных режимах: в приконтурные добывающие скважины нефть поступает за счет напора краевых вод, а в скважины, расположенные ближе к своду,- за счет энергии газовой шапки или, возможно, за счет расширения выделившегося из нефти газа. Для практики разработки газовых и газоконденсатных месторождений характерны два режима-газовый и водонапорный. При газовом режиме приток газа к добывающим скважинам происходит за счет потенциальной энергии расширения газа при снижении давления в залежи по мере его отбора. При этом контурные или подошвенные воды практически не вторгаются в газовую залежь и, следовательно, объем порового пространства газовой залежи практически не изменяется по времени. При водонапорном режиме в процессе разработки в газовую залежь поступает контурная или подошвенная вода, что приводит к уменьшению объема порового пространства газовой залежи. При этом приток газа к забоям добывающих скважин осуществляется за счет напора поступающей в газовую залежь воды. Комплекс гидродинамических задач разработки нефтяных и газовых месторождений в значительной мере определяется естественными и искусствеными режимами нефтегазоводносных пластов и создающимися при этом механизмом и характером фильтрационных течений пластовых флюидов.
82(84). Особенности фильтрации в трещиновато-пористых средах.
Особенности фильтрации в трещиноватых и трещиновато-пористых средах
По мере развития нефтяной и газовой промышленности в мире про исходит развитие геологоразведочных работ с целью обеспечения все воз растающей добычи необходимыми запасами углеводородного сырья. По иск новых месторождений связан с ростом глубин, выходом на новые неф тегазоносные районы, усложнением геологического строения и фильтрационно-емкостных параметров продуктивных коллекторов. Большое число крупных месторождений, открытых на Ближнем Востоке, в Северной Аме рике, Европе и других регионах, приурочены к карбонатным коллекторам, которые отличаются трещиноватым строением.
Первоначально было замечено, что на некоторых месторождениях наблюдаются следующие аномалии: при бурении скважин происходит ин тенсивное поглощение промывочной жидкости, хотя проницаемость поро ды очень мала; при работе скважин на установившихся режимах наблюда ются высокие дебиты при очень малой проницаемости породы. Эти и им подобные явления говорили о том, что пласт пронизан системами сооб щающихся между собой трещин, по которым и происходит основной при ток флюидов в скважину или уходит промывочная жидкость.
Промысловые данные, а также данные исследования кернов и шли фов свидетельствуют о том, что трещиноватые породы имеют сложное строение, а движение в них жидкости и газа отличается некоторыми осо бенностями по сравнению с движением в пористой среде. В трещиноватой породе имеются микро- и макротрещины, мелкие и крупные каверны, по лости; сама порода — матрица (пространство между трещинами) может быть абсолютно непроницаемой или представлять собой обычную порис тую среду. Раскрытия макротрещин имеют порядок 1 мм, а в отдельных случаях и больше, микротрещин - 1-100 мкм. Исходя из того, что сопро тивление движению жидкости в трещиноватых породах достаточно вели ко, считается, что макротрещины не имеют значительной протяженности и в большинстве случаев соединяются между собой микротрещинами, кото рые и создают большие сопротивления.
Оказалось, что созданные к тому времени модели фильтрации жид кости и газа в обычных терригенных гранулярных коллекторах не описы вают в полной мере особенности фильтрации в карбонатных коллекторах, главная особенность которых — различный характер трещиноватости.
Создание новых моделей фильтрации в трещиноватых коллекторах вызвало необходимость более детального изучения геологического строе ния и физических свойств этих пород. Одновременно началось углублен ное экспериментальное и теоретическое изучение фильтрационных про цессов в глубокозалегающих трещиноватых породах в нашей стране и за рубежом.
Фундаментальные фильтрационные исследования в этом направле нии выполнены Г.И. Баренблаттом, Ю.П. Желтовым, И.Н. Кочиной, В.Н. Николаевским, Е.М. Смеховым и другими. Вопросы разработки ме сторождений, приуроченных к трещиноватым коллекторам, изучались в работах А.Т. Горбунова, С.Н. Закирова, В.Н. Майдебора, Э.В. Соколовско го, Н.П. Лебединца и многих других исследователей.
Рис. 11.1. Схема чисто трещиноватой (а) и трещиновато-пористой (б) сред
Для описания фильтрационных процессов в трещиноватых коллек торах в подземной гидромеханике рассматривают две модели пород — чис то трещиноватые (рис. 11.1,а) и трещиновато-пористые (рис. 11.1,6). В чисто трещиноватых коллекторах (рис. 11.1,а) порода между трещинами является непроницаемой и движение флюида происходит только по тре щинам. К таким породам относятся сланцы, кристаллические породы, до ломиты, мергели и некоторые известняки.
Рассматривая трещиноватую породу, насыщенную флюидом, как сплошную среду, в качестве представительного объема, для которого вво дятся усредненные фильтрационные характеристики, необходимо рассматривать объемы значительно большие, чем при определении фильтрацион ных характеристик в пористой среде. Например, если представить трещи новатый коллектор в виде системы трещин, то число трещин в представи тельном объеме должно быть не менее десяти.
Трещиновато-пористая среда представляет собой совокупность по ристых блоков, отделенных между собой трещинами (рис. 11.1,6). Флюид насыщает и пористые блоки, и трещины. При этом размеры трещин значи тельно превосходят характерные размеры пор, так что проницаемость трещин значительно больше, чем проницаемость пористых блоков. В то же самое время трещины занимают гораздо меньший объем пустот, чем поры. Поэтому коэффициент трещиноватости т1 - отношение объема, занятого трещинами, к общему объему породы - существенно меньше пористости пористых блоков т2. Трещиновато-пористые коллекторы - это в основном известняки, иногда песчаники, алевролиты, доломиты.
Рассмотрим характеристики чисто трещиноватой породы. Трещина представляется в виде узкой щели, у которой два измерения (ширина и длина) много больше третьего (расстояние между плоскостями, которое называется раскрытостью трещины). Коэффициент трещиноватости т1 так же, как и коэффициент проницаемости \, определяется густотой и рас крытостью трещин. Для определения введенных параметров трещиновато го коллектора обычно рассматривается упрощенное модельное представ ление трещиноватого коллектора. Про стейший трещиноватый коллектор представляется в виде щелей, образо ванных двумя параллельными плоско стями, которые имеют постоянную раскрытость δ и период укладки b (рис. 11.2). Такая модель называется трещи новатой средой с упорядоченной сис темой трещин, или просто системой трещин. Густотой системы трещин Г называется число трещин, приходящих ся на единицу длины вдоль оси, на правленной перпендикулярно трещи нам. Согласно определению для густо ты системы трещин имеем равенство
Рис. 11.2. Модель трещиноватой среды с упорядоченной системой трещин.
Нетрудно видеть, что для упорядоченной системы трещин последнее равенство можно переписать в виде
(11.1)
Для упорядоченной системы трещин коэффициент трещиноватости, очевидно, равен т1 = Гδ. Если в пласте имеются системы трещин с одина ковой густотой и раскрытостью, то т1 = 2Гδ и т.д. В общем случае для ре альных трещиноватых коллекторов считается, что
т1=θГδ, (11.2)
где θ - безразмерный коэффициент, зависящий от геометрии систем тре щин в пласте.
83. Классификация и состав сооружений магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов
По назначению нефтепроводы делятся на три группы:
Основное отличие магистральных нефтепроводов заключается в том, что они обладают большой протяжённостью, имеют большой диаметр и большую пропускную способность.
По СНиП магистральные нефтепроводы делятся на четыре класса:
Условный диаметр – реальный диаметр трубопровода, округлённый до ближайшего числа, кратного ста.
В состав сооружений магистрального нефтепровода входят:
Головная нефтеперекачивающая станция располагается вблизи промысла после установок подготовки нефти к транспорту.
Расположение промежуточных нефтеперекачивающих станций определяется гидравлическим расчетом, расстояние между ними составляет от 70 до 150 километров.
Головная нефтеперекачивающая станция и конечный пункт имеют резервуарные парки, объём которых равен двойной или тройной суточной пропускной способности нефтепровода.
Если трубопровод имеет протяжённость более 800 километров, то он разбивается на эксплуатационные участки длиной 300-400 километров. На промежуточных нефтеперекачивающих станциях, находящихся на границе эксплуатационных участков, также находятся резервуарные парки, объёмом, составляющим 30-50 процентов от суточной пропускной способности нефтепровода.
На магистральных нефтепроводах, которые используются для перекачки высоковязких и застывающих нефтей, строятся станции подогрева нефти, которые могут быть либо совмещены с промежуточными нефтеперекачивающими станциями, либо находится отдельно.
Промежуточные нефтеперекачивающие станции могут иметь наливные пункты для перевалки нефти в железнодорожные цистерны.
Конечным пунктом магистрального нефтепровода является нефтеперерабатывающий завод или крупная перевалочная нефтебаза.
В магистральных нефтепродуктопроводах используются перекачивающие станции, и не используются подкачки и станции подогрева нефти. Конечным пунктом магистрального нефтепродуктопровода является нефтяная база.
85. Обобщенный закон Дарси для двухфазной фильтрации. Фазовые проницаемости.
Рассмотрим процесс вытеснения, происходящий в прямолинейном тонком горизонтальном образце (рис. 8.1), представленном однородной и изотропной пористой средой, т.е. его пористость т и проницаемость к постоянны. Координата х отсчитывается вдоль образца, направление течения-горизонтальное. Поперечное сечение образца (площадь сечения обозначим со) предположим достаточно малым, так что давление и насыщенность можно считать постоянными по сечениям. Давление р в водяной и нефтяной фазах считаем одинаковым в силу пренебрежения капиллярным давлением, обе фазы несжимаемы, температура постоянна. В рассматриваемый образец, первоначально заполненный нефтью, через сечение х = О закачивается вода.
В процессе вытеснения образуется зона совместного движения воды и нефти. При совместном течении двух фаз в пористой среде по крайней мере одна из них образует связную систему, граничащую со скелетом породы и частично с другой жидкостью. Из-за избирательного смачивания твердой породы водой площадь контакта каждой из фаз со скелетом пористой среды значительно превышает площадь контакта фаз между собой. Это позволяет считать, что основной вклад в сопротивление движению дает взаимодействие каждого флюида с твердым скелетом пласта, и в первом приближении пренебречь эффектом увлечения одной жидкостью другой. При этом, естественно, сопротивление, испытываемое каждой фазой при совместной фильтрации, отлично от того, которое было бы при течении только одной из них.
Опыты показывают, что расход каждой фазы растет с увеличением насыщенности и градиента давления. Тогда закон фильтрации каждой фазы можно представить в виде обобщенного закона Дарси в дифференциальной форме:
Проницаемость – площадь всех отверстий, через которые проходят флюиды.
Проницаемостью горных пород называют их способность пропускать жидкость или газ под действием перепада давления. Почти все без исключения осадочные породы обладают прони цаемостью
Под абсолютной проницаемостью принято понимать прони цаемость горной породы, которая определена по жидкостям или газам, полностью насыщающим пустотное пространство породы и химически инертным по отношению к ней. Абсолют ная проницаемость характеризует только свойства самой поро ды и не должна зависеть от физико-химических свойств филь трующейся жидкости или газа и от условий фильтрации.
Фазовой (эффективной) проницаемостью называют прони цаемость горной породы для одной фазы при наличии или дви жении в поровом пространстве породы многофазной системы. Фазовая проницаемость зависит не только от свойств породы, но и от условий фильтрации, в основном от насыщенности порового пространства той или иной фазой и от характера меж молекулярного взаимодействия на границах раздела между фазами и на поверхности пор.
Влияние условий фильтрации на проницаемость горной породы характеризует относительная фазовая проницаемость – это отношение фазовой проницаемости к абсолютной
Проницаемость горных пород характеризуется коэффициентом проницаемости, который определяется из формулы линейного закона фильтра ции Дарси. По этому закону скорость фильтрации жидкости в пористой среде прямо пропорциональна перепаду давления и обратно пропорциональна вязкости:
Закон Дарси используется для определении как абсолютной, так и фазовой проницаемости горных пород. Он справедлив в широком диапазоне условий и нарушается лишь при высоких скоростях фильтрации.
Относительные фазовые проницаемости пластов, совместное движение несмешивающихся флюидов в пористой среде и области их использования
Рис. Графики зависимости относительной проницаемости песка для воды и нефти от водонасыщенности.
На рис. приведены экспериментальные зависимости относительной проницаемости песка для воды (kв) и нефти (kн) от водонасыщенности пористого пространства. Как видно из рисунка, при водонасыщенности более 20 % фазовая проницаемость породы для нефти резко снижается, хотя и получаем еще безводную нефть в пределах пластовых градиентов давлений. Это объясняется тем, что за счет молекулярно-поверхностных сил вода удерживается в мелких порах и на поверхности зерен песка в виде тонких пленок, тем самым уменьшая площадь сечения фильтрационных каналов.
При достижении водонасыщенности 80 % фильтрация нефти прекращается, хотя еще в пласте имеется нефть. Поэтому нельзя допускать преждевременного обводнения скважин, необходимо предупреждать попадание воды в призабойную зону при вскрытии пласта, при проведении ремонтных работ.
86. Виды несовершенства скважины. (Расчет дебита с помощью графиков В.И. Шурова - нет).
ВИДЫ НЕСОВЕРШЕНСТВА СКВАЖИН
Описанный выше метод определения параметров пласта применим к совершенным скважинам, т. е. к скважинам, вскрывшим пласт на всю мощность открытым забоем.
Скважины часто вскрывают продуктивные пласты не на всю мощность, а частично; их обсаживают эксплуатационными колон нами и цементируют.
Несовершенство скважины приводит к искривлению линий тока вблизи забоя скважины, в результате чего возникают дополнитель ные фильтрационные сопротивления. В этом случае, очевидно, формулу Дюпюи следует записать в следующем виде:
(1.4)
где С1 — фильтрационное сопротивление, обусловленное несовер шенством скважины по характеру вскрытия; С2 — фильтрационное сопротивление, обусловленное несовершенством скважины по сте пени вскрытия пласта.
Рассмотрим несовершенство по степени вскрытия (рис. 1.2).
Приток к несовершенной по степени вскрытия скважине с донным притоком был рассмотрен Маскетом. Маскет получил формулу для дебита скважины
где - безразмерный знаменатель, определяемый выражением
(1.6)
где Rk — радиус контура питания; — относительное вскрытие пласта; b — вскрытая мощность пласта.
Функция ф () определяется выражением
(1.7)
Здесь Г — гамма-функция. Зна чения гамма-функции для разного аргумента можно найти в матема тических справочниках.
На рис. 1.3 приведена зависимость ф () от .
Формула (1.6) получена для случая Rk >h, а значение h/rc должно быть не меньше нескольких десятков единиц.
Однако, как указывает И. А. Чарный, формула Маскета (1.6) может быть использована с достаточной точностью и для случая . Случай, когда Rk сопоставимо или меньше мощности пласта, можно встретить в практике, например, при вскрытии водо плавающих залежей в рифовых и меловых отложениях, когда рас стояние между скважинами меньше мощности пласта.
В этих усло виях в практике может найти применение формула Н. К. Гиринского [53] для дебита скважины в пласте бесконечной мощности (рис. 1.4):
(1,8)
Точность формулы для практических расчетов вполне удовле творена при условии гс.
Исследованию притока к несовершенным скважинам посвящено много работ. Приток к несовершенным скважинам изучался на электролити ческих моделях В. И. Щуровым . Им были построены кривые, характеризующие приток к несовершенным скважинам как по сте пени, так и по характеру вскрытия пласта. Эти графики нашли широкое применение в практике и вошли в инструкции по исследо ванию скважин. Определение С1 и С2 по графикам Щурова, так же как и при вычислении их по формулам, в значительной сте пени условно. Величины С1 и С2 определяют в зависимости от плотности перфорации, глубины проникновения пуль в породу и их диаметра, от отношения вскрытой мощности пласта b к полной мощности h. Диаметр отверстий и глубину проникнове ния пуль в породу можно оценить по характеристике перфоратора.
При оценке отношения =следует исключить мощности непроницаемых пропластков из полной мощности пласта h и вскрытой перфорацией мощности b.
На рис. 1.5 показана схема пласта, расчлененного непроница емыми пропластками. При вычислении коэффициента С2 — допол нительного фильтрационного сопротивления, обусловленного несовершенством скважины по степени вскрытия, для определения относительного вскрытия пласта необходимо принимать за значе ние величину Н1 — h1, если непроницаемый пропласток h2 вы держан по площади, и величину Н — h1 — h2, если пропласток h2 не выдержан по площади.
ДИНАМОГРАММА (от динамо... и ... грамма) в нефтедобыче, график изменения нагрузки в точке подвеса насосных штанг в зависимости от их перемещения при глубиннонасосной эксплуатации нефтяных скважин. Д. регистрируется либо переносным прибором -динамометром, либо дистанционно в те-лединамометрич. системе диспетчерского контроля. Форма Д. при нормальных условиях работы насоса близка к параллелограмму. По отклонению формы Д. от нормальной можно судить о различных дефектах работы глубинной насосной установки (попадание газа в насос, утечки в нагнетательном или всасывающем клапане, заклинивание и др.), а также об уменьшении полезного хода плунжера насоса по сравнению с ходом точки подвеса штанг из-за упругих деформаций штанг и труб. При больших глубинах спуска насоса (примерно 1600 м и более) выявление дефектов его работы по форме Д. осложняется из-за колебательных процессов в насосных штангах и трубах.
87. Закон Дарси. Определение коэффициента проницаемости и фильтрации.
Обратимся теперь к движению жидкости в пористой среде. Первые экспериментальные наблюдения за движением воды в трубах, заполнен ных песком, произвели А. Дарси (1856 г.) и Ж. Дюпюи (1848-1863 гг.). Этими работами было положено начало теории фильтрации. Именем Дар си назван линейный закон фильтрации, который он установил, создавая первую совершенную систему водоснабжения в Европе.
Анри Дарси исследовал течение воды через вертикальные песчаные фильтры (рис. 1.5), которые требовались для водоснабжения города Дижона. В результате тщательно проведенных экспериментов была установлена получившая широкую известность экспериментальная формула
(1.6)
где Q - объемный расход жидкости через песчаный фильтр, длина которо го L, а площадь сечения S, ΔН = H1 - H2 - разность гидравлических на поров воды над фильтром и у его основания, kф - коэффициент пропор циональности. Коэффициент пропорциональности в формуле (1.6) перво начально был назван коэффициентом водопроницаемости, а затем коэф фициентом фильтрации, который зависит как от природы пористой сре ды, так и свойств фильтрующейся жидкости. Как уже отмечалось, скоро сти фильтрации очень малы (порядка 10-4-10-5 м/с и менее), поэтому ско ростными напорами при вычислении гидравлических напоров в равенст ве (1.6) пренебрегают:
(1.7)
В равенстве (1.7) используются общепринятые в технической гидромеха нике обозначения: υa— средние скорости в капилляре, ai - коэффициенты Кориолиса (в нашем случае а1 = а2 = 2 ), р - давление, г - геометрический напор, ρ - плотность жидкости, g - ускорение свободного падения.
Рис. 1.5. Установка Анри Дарси для исследования те чения воды через вертикальные песчаные фильтры
Коэффициент фильтрации, как следует из равенства (1.7), име ет размерность скорости и характеризует скорость потока через единицу площади сечения, перпендикулярного к потоку, под действием единичного градиента напора.
Коэффициент фильтрации кф используется обычно в гидротехниче ских расчетах, где приходится иметь дело с одной жидкостью — водой. При исследовании фильтрации газа, нефти и их смесей необходимо разделить влияние свойств пористой среды и флюида. Поэтому для разделения свойств флюида и пористой среды равенство (1.6) представляют в ином виде:
(1.8)
или
(1.9)
где μ - динамический коэффициент вязкости, р* = pgH = р + ρgz - при веденное давление, k - коэффициент проницаемости, который не зави сит от свойств жидкости и является динамической характеристикой только пористой среды. Размерность коэффициента проницаемости оп ределяется из следующей формулы:
и равна размерности площади, то есть в системе единиц измерения СИ -метр в квадрате. Проницаемость большинства горных пород выражается весьма малыми числами. Так, проницаемость крупнозернистых песчаников составляет 10 -12—10 -13 м2 (1-0,1 мкм2), проницаемость плотных песчани ков – 10-14 м2 (0,01 мкм2). Ввиду этого в нефтепромысловой практике полу чила распространение единица измерения проницаемости 1 Д (Дарси) = 1,02-10-12м2.
Рис. 1.6. Схема пермеаметра
Из сравнения равенств (1.6) и (1.8) следует, что коэффициент фильт рации и проницаемости связаны между собой соотношением вида:
(1.10)
Коэффициент фильтра ции кф или коэффициент про ницаемости k определяют экс периментально на специальном приборе - пермеаметре, содер жащем образец исследуемого грунта (рис. 1.6). Общий расход Q фильтрационного потока поддерживается постоянным, напоры Н1 и Н2 измеряются
двумя пьезометрами, соединен ными с пористой средой в сечениях 1 и 2. Превышение центров сечений над плоскостью сравнения равны z1 и z2, а давления — р1 и р2; расстояние между сечениями по оси цилиндра составляет L.
В соответствии с формулой (1.6) или (1.8) имеем
где перепад напора, приходящийся на единицу длины (модуль градиента давления), можно представить в следующем виде:
В промысловых условиях коэффициент проницаемости определяется в результате специального исследования скважин, в котором также ис пользуется устанавливаемая в опыте связь между изменением давления в скважинах и их дебитом.
88. Основные характеристики пористой среды. Истинная средняя скорость и скорость фильтрации, связь между ними.
Анри Дарси исследовал течение воды через вертикальные песчаные фильтры (рис. 1.5), которые требовались для водоснабжения города Дижона. В результате тщательно проведенных экспериментов была установлена получившая широкую известность экспериментальная формула
(1.6)
где Q - объемный расход жидкости через песчаный фильтр, длина которо го L, а площадь сечения S, ΔН = H1 - H2 - разность гидравлических на поров воды над фильтром и у его основания, kф - коэффициент пропор циональности. Коэффициент пропорциональности в формуле (1.6) перво начально был назван коэффициентом водопроницаемости, а затем коэф фициентом фильтрации, который зависит как от природы пористой сре ды, так и свойств фильтрующейся жидкости. Как уже отмечалось, скоро сти фильтрации очень малы (порядка 10-4-10-5 м/с и менее), поэтому ско ростными напорами при вычислении гидравлических напоров в равенст ве (1.6) пренебрегают:
(1.7)
В равенстве (1.7) используются общепринятые в технической гидромеха нике обозначения: υa— средние скорости в капилляре, ai - коэффициенты Кориолиса (в нашем случае а1 = а2 = 2 ), р - давление, г - геометрический напор, ρ - плотность жидкости, g - ускорение свободного падения.
Коэффициент фильтрации, как следует из равенства (1.7), име ет размерность скорости и характеризует скорость потока через единицу площади сечения, перпендикулярного к потоку, под действием единичного градиента напора.
Коэффициент фильтрации кф используется обычно в гидротехниче ских расчетах, где приходится иметь дело с одной жидкостью — водой. При исследовании фильтрации газа, нефти и их смесей необходимо разделить влияние свойств пористой среды и флюида. Поэтому для разделения свойств флюида и пористой среды равенство (1.6) представляют в ином виде:
(1.8)
или
(1.9)
где μ - динамический коэффициент вязкости, р* = pgH = р + ρgz - при веденное давление, k - коэффициент проницаемости, который не зави сит от свойств жидкости и является динамической характеристикой только пористой среды. Размерность коэффициента проницаемости оп ределяется из следующей формулы:
и равна размерности площади, то есть в системе единиц измерения СИ -метр в квадрате. Проницаемость большинства горных пород выражается весьма малыми числами. Так, проницаемость крупнозернистых песчаников составляет 10 -12—10 -13 м2 (1-0,1 мкм2), проницаемость плотных песчани ков – 10-14 м2 (0,01 мкм2). Ввиду этого в нефтепромысловой практике полу чила распространение единица измерения проницаемости 1 Д (Дарси) = 1,02-10-12м2.
Из сравнения равенств (1.6) и (1.8) следует, что коэффициент фильт рации и проницаемости связаны между собой соотношением вида:
(1.10)
Коэффициент фильтра ции кф или коэффициент проницаемости k определяют экс периментально на специальном приборе - пермеаметре, содер жащем образец исследуемого грунта (рис. 1.6). Общий расход Q фильтрационного потока поддерживается постоянным, напоры Н1 и Н2 измеряются
двумя пьезометрами, соединен ными с пористой средой в сечениях 1 и 2. Превышение центров сечений над плоскостью сравнения равны z1 и z2, а давления — р1 и р2; расстояние между сечениями по оси цилиндра составляет L.
В соответствии с формулой (1.6) или (1.8) имеем
где перепад напора, приходящийся на единицу длины (модуль градиента давления), можно представить в следующем виде:
В промысловых условиях коэффициент проницаемости определяется в результате специального исследования скважин, в котором также ис пользуется устанавливаемая в опыте связь между изменением давления в скважинах и их дебитом.
Обычно соотношения (1.6) или (1.9) называют законом Дарси. Одна ко эти соотношения представляют собой следствие из закона Дарси - ре шение одной из простейших задач одномерного течения, реализуемого в пермеаметре или установке типа установки А. Дарси, сам же закон Дарси связывает между собой вектор скорости фильтрации и градиент фильтрационного давления и будет рассмотрен далее, после введения понятия скорости фильтрации.
Разделим обе части равенства (1.9) на площадь сечения S и получим
Рис. 1.7. Схема к определению скорости фильтрации
Выражение w = Q/S имеет размерность скорости и определяет модуль вектора скорости фильтрации. При определении расхода считается, что вектор скорости фильтрации направлен перпендикулярно плоскости (галерее), через которую фильт руется флюид (рис. 1.7). Поэтому если через п обозначить единичный вектор, перпенди кулярно поверхности (или параллельно ско рости), то будем иметь w = w n. Отличие вектора w от обычной скорости состоит в том, что скорость фильтра ции - фиктивная скорость, так как она, по своему смыслу, определена в любой точке сечения пористой среды — ив порах, и в твердом скеле те, в то время как на самом деле течение происходит только по поровым каналам с некоторой «истинной средней скоростью» v . Понятно, что меж ду скоростями w и v существует связь, которая следует из равенства рас хода, протекающего с истинной средней скоростью через площадь просве тов, и все сечение в целом со скоростью фильтрации
wS = υSпор= Q
из последнего равенства следует
(1-12)
Таким образом, скорость фильтрации равна истинной средней скоро сти, умноженной на просветность. Но заменять просветность на порис тость в равенстве (1.12) теоретически неправомерно.
89. Регулирование работы насосных агрегатов.
При эксплуатации магистральных нефтепроводов зачастую бывает необходимо обеспечить напор на выходе нефтеперекачивающей станции, значение которого отличается от номинального напора насосов. В этих случаях применяются следующие методы регулирования работы насосных агрегатов: изменение диаметра рабочего колеса, изменение частоты вращения рабочего колеса, перепуск части жидкости с нагнетания насоса на всасывание.
Если первоначальная характеристика насоса с номинальным диаметров рабочего колеса имела вид , то при изменении диаметра рабочего колеса до , характеристика насоса будет выглядеть следующим образом: .
Если первоначальная характеристика насоса с номинальной частотой вращения имела вид , то при изменении частоты вращения до , характеристика насоса будет выглядеть следующим образом: .
В случае перепуска .
В качестве привода к магистральным и подпорным насосам обычно используют электродвигатели, мощностью от 800 до 12500 киловольт. Реже используются газотурбинные двигатели авиационного типа.
Существует еще один метод который в основном применяют на практике, но его не считают как метод, это дросселирование. Суть этого метода заключается в том, что прикрывается задвижка в трубе, но при этом насос работает на половину, с той же затратой энергии, в этом и есть минус этого способа.
90.Классификация и состав сооружений магистральных газопроводов.
(+ ед.сист.газ.снаб + системы перекачки)
Газопроводы бывают следующих типов:
Магистральные газопроводы предназначены для транспортировки больших объёмов природного газа из районов добычи в районы массового потребления.
По величине рабочего давления магистральные газопроводы бывают двух классов:
В состав сооружений магистральных газопроводов входят:
Подземные хранилища газа (ПХГ), которые предназначены для компенсации сезонной неравномерности потребления газа
Единая система газоснабжения России
Основные этапы развития трубопроводного транспорта газа:
Единая система газоснабжения России является широко разветвлённой системой магистральных газопроводов, которая предназначена для надёжного и бесперебойного снабжения потребителей газом. Протяжённость единой системы газоснабжения России составляет 150000 километров. Шестьдесят процентов трубопроводов, входящих в единую систему газоснабжения России, имеют диаметр 1020-1040 миллиметров.
Современные задачи развития трубопроводного транспорта газа:
В настоящее время в магистральных нефтеперекачивающих станциях применяется четыре основные системы перекачки:
Важнейшим преимуществом постанционной системы перекачки, перекачки через резервуар и перекачки с подключённым резервуаром является возможность точного учёта количества нефти, прошедшей через промежуточную нефтеперекачивающую станцию.
Основным недостатком этих способов перекачки – большие потери нефти в резервуарах.
Внутри эксплуатационных участков магистральных нефтепроводов в основном используется перекачка из насоса в насос, а на границе эксплуатационных участков магистрального нефтепровода в основном используется постанционная система перекачка
Вопросы к государственному экзамену по специальности для бакалавров по направлению
1.Документация на строительство скважин.
2.Конструкция скважины и ее проектирование.
3.Горизонтальные скважины. Их профили и значение при разработке нефтяных и газовых
месторождений.
4.Понятие о механических свойствах горных пород. Основные показатели механических
свойств в бурении и их роль.
5.Заканчивание скважин. Виды работ и их назначение.
6.Способы заканчивания скважины в продуктивном пласте.
7.Экологические проблемы при строительстве скважин.
8.Понятие об осложнении. Виды осложнений. Условия их возникновения и способы их
предупреждения и ликвидации.
9.Причины искривления скважин. Способы предупреждения искривления.
10.Породоразрушаюший инструмент в бурении. Основные типы и их конструктивные
особенности.
11.Типы буровых промывочных жидкостей и области их применения.
12.Буровое оборудование для строительства морских скважин.
13.Аварии в бурении, виды аварий. Их профилактика и способы ликвидации.
14.Требования безопасности жизнедеятельности в бурении.
15.Буровая установка, ее функции и техническое оснащение.
16.Геолого-технологический контроль в процессе бурения. Его задачи и, технические средства.
17.Бурильная колонна. Ее функции и конструктивные элементы. Схема расчета.
18.Призабойная зона пласта. Её формирование и борьба с негативными факторами.
19.Исследование продуктивных пластов. Пластоиспытатель на трубах. Его конструкция и функционирование.
20.Цементирование обсадных колонн. Схемы и способы цементирования. Понятие о расчете
цементирования.
21.Режим бурения. Режимные параметры и их влияние на показатели бурения.
22.Наклонно направленное бурение. Области применения, типовые профили. Порядок расчета
профиля.
23.Технологические свойства буровых промывочных жидкостей и их роль в процессе бурения.
24.Гидравлический расчет промывки скважины. Его цели и порядок выполнения.
25.контроль процесса бурения. Его задачи и технические средства.
26.Способы бурения. Современные способы бурения глубоких скважин.
27.Обработка и приготовление буровых промывочных жидкостей.
28.Забойные двигатели. Принцип их действия и конструктивное исполнение.
29.Цикл строительства скважины. Основные виды работ в цикле.
30.Противовыбросовое оборудование устья скважины. Его назначение. Типы превенторов и
условия их использования.
44.Подземное хранение газа. Создание подземного хранилища (условия). Особенности
технологического хранения.
Природный газ. Состав и основные физико-химические свойства.
Порядок ввода нефтяных месторождений в разработку.
Методы заводнения.
Разработка нефтяных месторождений на естественных режимах.
Системы сбора газа. Их достоинства и недостатки.
Коллекторские свойства пластов.
Приток газа к скважине. Законы фильтрации.
Методы гидродинамических исследований скважин.
53.Газовые скважины. Особенности их конструкции и режимы работы.
54.Единая система газоснабжения. Её основные показатели и элементы. Перспективы развития.
Пористость и проницаемость горных пород. Зависимость коллекторских свойств от Р.
Гидраты природных газов. Методы борьбы с гидратообразованнем.
Технологические режимы эксплуатации газовых скважин.
Условия залегания нефти в пластах.
Схема расположения скважин на месторождении.
Режимы разработки нефтяных месторождений.
Особенности технологии и преимущества последовательной перекачки.
Характеристики нагнетателей (при проведении технологических расчетов магистральных
газопроводов). Аналитическое выражение.
Исходные данные для технологического расчета нефтепровода.
Перевальная точка. Расчетная длина нефтепровода.
Основные формулы для гидравлического расчета газопровода.
Классификация трубопроводов.
Расходно-напорные характеристики трубопровода, насоса, насосной станции.
Исходные данные для технологического расчета нефтепровода.
Понятие потенциала. Потенциал точечного источника и стока на плоскости. Метод
суперпозиции.
Характеристики трубопровода, насоса и насосной станции. Совмещенная характеристика.
Основные формулы для гидравлического расчета трубопровода (нефтепровода).
Исходные данные для гидравлического расчета газопровода.
Уравнение баланса напоров. Определение числа нефтеперекачивающих станций.
Исходные данные для гидравлического расчета нефтепровода.
Приведенные характеристики ЦБНКС.
Способы увеличения пропускной способности нефтепровода.
Расстановка компрессорных станций по газопроводу.
Состав сооружений магистрального нефтепровода.
Подготовка нефти и газа к транспорту.
Расстановка нефтеперекачивающих станций (при округлении их количества в меньшую или
большую сторону).
Понятие о режимах разработки нефтсгазоводоносных пластов.
Особенности фильтрации в трещиновато-пористых средах.
Состав сооружений магистральных трубопроводов (нефтепроводов).
Особенности фильтрации в трещиноватых средах.
Обобщенный закон Дарси для двухфазной фильтрации. Фазовые проницаемости.
Виды несовершенства скважины. Расчет дебита с помощью графиков В.И. Щурова
Закон Дарси. Определение коэффициента проницаемости и фильтрации.
Основные характеристики пористой среды. Истинная средняя скорость и скорость
фильтрации, связь между ними.
Способы регулирования работы насосных станций.
Состав сооружений магистрального газопровода.
Ось скважины
Устье скважины
Приствольная зона (техногенно изменённый горный массив)
Стенка скважины
Ствол скважины
Забой скважины
Обсадная колонна
Цементное кольцо за обсадной колонной
Низ (башмак) обсадной колонны
Обсадная колонна
Обсаженный интервал скважины
Не обсаженный интервал скважины
Цементное кольцо за обсадной колонной
Низ (башмак) обсадной колонны
Вертикальный разрез ствола скважины
Условное графическое изображение конструкции скважины
Направление
Кондуктор
Промежуточная колонна
Эксплуатационная колонна
Тангенсальный профиль
S-образный профиль
J-образный профиль
Силовой привод
Трансмиссия
Трансмиссия
Трансмиссия
Лебёдка
Насос
Ротор
Ведущая ветвь талевого каната
Манифольд высокого давления со стояком и грязевым шлангом
Вкладыши ротора
Вышка и талевая система
Вертлюг
Ведущая труба
Бурильная колонна
Тангенсальный профиль
S-образный профиль
J-образный профиль
.
.
/
Н
П
Г
V
V
G
=
Сепаратор
ДИКТ
Факел
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
Глубина создания ПХГ, м
Капиталовложения
Групповая подача ингибитора
Индивидуальная подача ингибитора
Регулятор расхода
Насос
Схема децентрализованной системы сбора
Схема централизованной системы сбора
ГПЗ
Схема кольцевой системы сбора
Схема лучевой системы сбора
Схема индивидуальной системы сбора.
Конденсат
Газ
на МГП
УКПГ
Сепаратор
Скважина
Схема линейной системы сбора
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
Нефтеперерабатывающий завод
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
ГНПС
РП
Подкачка
РП
ПНПС
Линейная часть
Отвод
ПНПС
НПЗ
НБ
РП
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
1. Суммарная характеристика при последовательном соединении насосов
2. Суммарная характеристика при параллельном соединении насосов
3. Равные характеристики первого и второго насосов
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
1. Суммарная характеристика при последовательном соединении насосов
2. Суммарная характеристика при параллельном соединении насосов
3. Равные характеристики первого и второго насосов
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
1. Суммарная характеристика при последовательном соединении насосов
2. Суммарная характеристика при параллельном соединении насосов
3. Равные характеристики первого и второго насосов
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
ГНПС
РП
Подкачка
РП
ПНПС
Линейная часть
Отвод
ПНПС
НПЗ
НБ
РП
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
ГНПС
РП
Подкачка
РП
ПНПС
Линейная часть
Отвод
ПНПС
НПЗ
НБ
РП
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
1. EMBED Equation.3 .
2. EMBED Equation.3 .
3. EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
1. EMBED Equation.3 .
2. EMBED Equation.3 .
3. EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
EMBED Equation.3
ГС
ГКС
ПКС
ПКС
ГРС
ГРС
ПХГ
Ответвление
Линейная часть
Приёмный резервуар
Расходный резервуар
Насосная
ГНПС
Приёмный резервуар
Расходный резервуар
Насосная
Постанционная система перекачки
ПНПС
Приёмно-расходный резервуар
Насосная
ПНПС
Перекачка через резервуар
Подключённый резервуар
Насосная
Перекачка с подключённым резервуаром
ПНПС
Насосная
Перекачка из насоса в насос
ПНПС