Рубрика: Вопросы и ответы

Ответ на вопрос: «Оборудование для текущего и капитального ремонта скважин».

Текущий ремонт скважин (ТРС) — комплекс работ, направляемых на восстановление работоспособности скважинного и устьевого оборудования, работ по изменению режима эксплуатации скважин, по очистке колонны и забоя от отложений и песчаных пробок бригадой КРС.

Капитальный ремонт скважин (КРС) — комплекс работ связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, ПЗП, ликвидацией аварий, спуском/подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке.

В нефтепромысловой практике при текущем и капитальном ремонте нашли применение подъемные установки:
1. Азинмаш 37А на базе КрАЗ-255Б
2. УПТ-32
3. агрегат А-50У
4. комплекс оборудования КОРО1-80
5. лебедка подъемная ЛПР-60, лебедка подъемная тракторная ЛПТ-8, лебедка подъемная в рамном исполнении ЛПР-10Э для работы на морских основаниях.

Для нагнетания различных жидкостей используются насосные установки (УН1-100×200).

Для герметизации устья при КРС используется противовыбросовое оборудование (ОП1а-180×35). Дают возможность расхаживания колонны труб при герметизированном устье превенторы плашечные (ПП-180×35, ОП1а-180×35) или превентор универсальный (ПУ).

Для связи с лебедкой и поднимаемым грузом используют талевую систему. Она включает в себя кронблок, талевый блок, крюк, талевый канат и направляющий ролик. Ротор предназначен для вращения колонны труб, их свинчивания и развинчивания, поддержания труб при разгрузке талевой системы, а также для выполнения ловильных и вспомогательных работ. Соединительным звеном между талевой системой и трубами, подвешенными к вращающейся части ротора (элеватором), служит вертлюг (ВЭ — вертлюг эксплуатационный, ВП — вертлюг промывочный). Он обеспечивает свободное вращение труб и подачу промывочной жидкости в колонну труб. Вертлюг с помощью промывочного шланга соединяют со стояком, через который прокачивают промывочную жидкость.

Для нагнетания жидкости в скважину применяют передвижные промывочные агрегаты.

Для захвата колонны труб и штанг и удержания их на весу в процессе спускоподъемных операций применяют трубные и штанговые элеваторы (одно-, двухштропные).

Для подвески элеватора на крюк талевой системы предназначены штропы, которые представляют собой замкнутую стальную петлю овальной формы. Спайдеры используются для автоматизации операций по захвату, удержанию на весу и центрированию колонны труб в процессе спускоподъемных операций при ремонте скважин.

Для механизации операций по свинчиванию/развинчиванию используются ключи КМУ (механический универсальный). Для извлечения оставшейся в скважине колонны труб используют: метчики МЭУ или МЭС, колокола — ловильный инструмент врезного типа, труболовки.

Перечень вопросов для подготовки к госэкзамену по специальности 130503.65 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Ответ на вопрос: «Фильтрационные свойства горных пород».

К геометрическим параметрам пористой среды относят:
1. гранулометрический (механический) состав;
2. пористость;
3. удельную поверхность;
4. проницаемость.

Гранулометрический анализ проводится для определения степени дисперсности минеральных частиц, слагающих породу.

Гранулометрическим (механическим) составом породы называют количественное (массовое) содержание в породе частиц различной крупности.

От степени дисперсности минералов зависят многие свойства пористой среды: проницаемость, пористость, удельная поверхность, капиллярные свойства и др.

Так как размеры частиц песков обусловливают общую их поверхность, контактирующую с нефтью, от гранулометрического состава пород зависит количество нефти, остающейся в пласте после окончания его разработки в виде пленок, покрывающих поверхность зерен, и капиллярно удержанной нефти.

Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пустот (пор). Коэффициентом полной (или абсолютной) пористости mа называется отношение суммарного объема пор V_пор в образце породы к объему образца V.
Т.е. m₀ = V_п / V. Измеряется коэффициент пористости в долях единицы или в процентах объема породы.

По происхождению поры и другие пустоты подразделяются на первичные и вторичные.

К первичным относят пустоты между зернами, промежутки между плоскостями наслоения и т.д., образующиеся в процессе осадконакопления и формирования породы.

Ко вторичным – поры, возникшие в результате последующих процессов разлома и дробления породы, растворения, возникновения трещин (например, вследствие доломитизации) и др.

Коэффициентом открытой пористости m₀ принято называть отношение объема открытых, сообщающихся пор к объему образца, а динамическая m = V_пп / V,

где V_пп – объем, занятый подвижной жидкостью.

Динамика фильтрационного течения в основном определяется трением флюида о скелет коллекторов, которое зависит от площади поверхности частиц грунта. В связи с этим одним из важнейших параметров является удельная поверхность S_уд, т.е. суммарная площадь поверхности частиц, содержащихся в единице объёма.

Удельная поверхность нефтесодержащих пород с достаточной точностью определяется формулой:

где k — проницаемость в дарси [мкм²].

Проницаемость – параметр породы, характеризующий её способность пропускать к забоям скважины флюиды. Различают проницаемости: абсолютную, эффективную или фазовую и относительную.

Абсолютная проницаемость — характеризует физические свойства породы и определяется при наличии лишь какой-либо одной фазы, химически инертной по отношению к породе.

Фазовой (эффективной) проницаемостью называется проницаемость пород для данного флюида при наличии в порах многофазных систем.

Эффективная проницаемость – это проводимость пористой среды, насыщенной несколькими фазами, для одной из фаз.

Относительной проницаемостью называется отношение фазовой к абсолютной.

Проницаемость измеряется:
в системе СИ — м²;
технической системе — дарси (д);
1д = 1,02 мкм² = 1,02·10^-12м².

Физический смысл проницаемости k заключается в том, что проницаемость характеризует площадь сечения каналов пористой среды, по которым происходит фильтрация.

Перечень вопросов для подготовки к госэкзамену по специальности 130503.65 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Ответ на вопрос: «Характеристика горных пород – коллекторов нефти и газа».

Механические свойства горных пород

Прочность – способность горных пород сопротивляться разрушению. Прочность на сжатие и разрыв горной породы оценивается через модуль объемного сжатия, представляющее собой сопротивление, которое оказывает данное тело всестороннему сжатию. Данные о прочности пород на сжатие и разрыв необходимы при изучении процессов разрыва пластов.

Твердость – способность горных пород сопротивляться пластическим деформациям.

Упругость – свойство горных пород сохранять свою форму и объем при снятии нагрузки.

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. При снижении пластового давления, объем жидкости будет увеличиваться, а объем порового пространства будет уменьшаться.

Считается, что основные изменения объема пор при уменьшении пластового давления происходят вследствие увеличения сжимающих условий на пласт от веса вышележащих пород. При одинаковой прочности пород интенсивность трещиноватости будет увеличиваться при уменьшении мощности пласта.

Упругие свойства горных пород описываются законом Гука:

β_с = m · β_п,

где β_с – коэффициент объемной упругости пористой среды;
β_п – коэффициент сжимаемости пор;
m – коэффициент пористости.

Изменение пористости пород (m) функционально зависит от объемной упругости пористой среды β_с и наименьшего напряжения (σ₀):

m = m₀ · [1 — β_п · (σ — σ₀)] ,

где m₀ – пористость при начальном эффективном напряжении; Коэффициент объемной упругости пористой среды (β_с) будет влиять на коэффициент сжимаемости пор (β_п) и на пористость пород:

β_п = β_с / m₀.

Величина коэффициента объемной упругости пористой среды (β_с) очень маленькая. Для нефтеносных пород она изменяется в диапазоне 0,3–2·10^-10 [м²/н].

Пластичность – свойство горных пород, характерное изменение механических параметров породы при длительном нагружении, при котором порода испытывает на себе остаточные деформации.

Набухаемость – свойство горных пород увеличивать свой объем при взаимодействии с флюидами.

Тепловые свойства горных пород

Тепловые свойства горных пород характеризуются, в основном, удельной теплоёмкостью, коэффициентом температуропроводности и коэффициентом теплопроводности.

Удельная (массовая) теплоёмкость характеризуется количеством теплоты, необходимым для нагрева единицы массы породы на 1°С:

С = dQ / (M·dT).

Этот параметр необходимо учитывать при тепловом воздействии на пласт. Чем меньше плотность пород, тем выше величина удельной теплоёмкости.

Удельная теплоёмкость зависит от минералогического состава, дисперсности, температуры, давления и влажности горных пород. Теплоёмкость пород зависит от минералогического состава пород и не зависит от строения и структуры минералов. Удельная теплоёмкость увеличивается при уменьшении плотности породы и растёт с увеличение температуры и влажности в пределах 0,4-2 кДж/(кг·К).

Коэффициент теплопроводности (удельного теплового сопротивления) λ характеризует количество теплоты dQ, переносимой в породе через единицу площади S в единицу времени t при градиенте температуры dT/dx:

dQ = λ · dT/dx · S · dt

Коэффициент температуропроводности (α) характеризует скорость прогрева пород или скорость распространения изотермических границ. Коэффициенты линейного (αL) и объёмного (αV) расширения характеризуют изменение размеров породы при нагревании:

αL = LdL / dT; αV = VdV / dT,

где L и V – начальные длина и объем образца.

Взаимосвязь тепловых свойств горных пород выражается соотношением:

α = λ / (c · ρ).

Теплопроводность и температуропроводность пород очень низки по сравнению с металлами. Поэтому для прогрева призабойных зон требуется очень большая мощность нагревателей.

Вдоль напластования теплопроводность выше, чем поперёк напластования на 10-50%. Коэффициенты линейного и объёмного расширения изменяются в зависимости от плотности породы аналогично теплоёмкости. Наибольшим значением коэффициентов расширения обладает кварцевый песок и другие крупнозернистые породы. Коэффициент линейного расширения пород уменьшается с ростом плотности минералов.

Перечень вопросов для подготовки к госэкзамену по специальности 130503.65 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»