ваф. ГосЭкзамен. Технология бурения нефтяных и газовых скважин Породоразрушающие инструменты их назначение и классификация

• Название: Технология бурения нефтяных и газовых скважин Породоразрушающие инструменты их назначение и классификация
• Дата: 02.07.2022
• Размер: 301.02 Kb.
• Имя файла: ГосЭкзамен.docx
• Тип: Документы; #623178
• страница: 7 из 11

32.Факторы влияющие на качество цементирования.

Качество крепления скважин определяется герметичностью обсадной колонны и отсутствием сообщения между пластами и земной поверхностью. Одно из обязательных условий, повышающих качество крепления, является полная очистка ствола скважины от бурового раствора и глинистой корки. Основными факторами, влияющими на качество цементирования, являются: состав тампонажной смеси; состав и свойства тампонажного раствора; способ цементирования; полнота замещения продавочной жидкости тампонажным раствором в заколонном пространстве скважины; прочность и герметичность сцепления тампонажного камня с обсадной колонной и стенками скважин. К основным факторам, повышающим качество цементирования, относятся следующие: 1.Тип тампонажного материала и параметры его раствора; 2.Турбулизация потока жидкости в кольцевом пространстве; 3.Центрирование, расхаживание и вращение колонн с целью равномерного заполнения кольцевого пространства цементным раствором; 4.Механический способ очистки стенок скважины от глинистой корки; 5.Химический способ очистки стенок скважины от глинистой корки; 6.Использование различных буферных жидкостей с целью отделения бурового раствора от цементного.
33.Изменение давлений в процессе цементирования. НЕТУ

34.Методы оценки качества цементирования.

Качество работ зависит от многих факторов. К наиболее общим показателям могут быть отнесены следующие: 1.Полнота замещения глинистого раствора цементным раствором в затрубном пространстве. 2.Плотность камня из тампонажного материала. 3.Долговечность камня в затрубном пространстве. К методам контроля, характеризующим качество цементирования скважины, относятся термометрический, акустический, радиоактивный методы и метод ГГК. Термометрический метод оценки качества цементировочных работ практически дает возможность оценить только высоту подъема цементного раствора в затрубном пространстве. Верхнюю границу цементного камня устанавливают по резкому сдвигу кривой на термограмме. Повышение температуры на уровне цементного камня незначительное, если верхняя граница цементного камня находится на большой глубине, где естественная температура пород высока. Акустический метод основан на том, что часть обсадной колонны, не закрепленная цементным камнем, при испытании акустическим зонтом характеризуется колебаниями больших амплитуд по сравнению с зацементированной колонной. Метод радиоактивных изотопов заключается в том, что скважина цементируется раствором, активированным радиоактивным веществом. После затвердения раствора и ОЗЦ в скважине снимается кривая гамма-излучения, на которой интервал цементирования отмечается резким сдвигом. После ОЗЦ в скважину спускают цементомер с индикатором гамма-излучения, окруженным цилиндрическим экраном и имеющим продольную щель. Гамма-излучение, проходящее через щель в индикатор, не ослабляется. Она зависит от толщины слоя, лежащего против цементного камня в затрубном пространстве.
35.Расчёт цементирования. Определение объёма цементного раствора, воды для затворения, сухого цемента и продувочной жидкости.

Целью расчета процесса цементирования является определение потребного количества тампонажных материалов, жидкости затворения, продавочной и буферной жидкостей; числа цементировочных агрегатов и цементосмесительных машин; технологических параметров процесса цементирования. Зная эти данные, определяется планируемое время цементирования обсадной колонны и, при необходимости, производится подбор реагентов и их количество. Расчет технологических параметров процесса цементирования можно разбить на 4 этапа: 1.Определение потребного количества материала для приготовления тампонажного раствора и осуществления процесса цементирования;

2.Обоснование технологических параметров процесса закачивания тампонажного раствора;

3.Обоснование технологических параметров процесса закачивания продавочной жидкости;

4.Определение планируемого времени цементирования.

Физика нефтяного и газового пласта

1.Коллекторы нефти и газа.

Подавляющая часть нефтяных и газовых месторождений приурочена к коллекторам 3х типов – гранулярным, трещинным и смешанного строения. К 1му типу относятся коллекторы, сложенные песчано-алевритовыми породами, поровое пространство которых состоит из межзерновых полостей. Подобным строением порового пространства характеризуются также некоторые пласты известняков и доломитов. В чисто трещиноватых коллекторах поровое пространство образуется системой трещин. При этом участки коллектора между трещинами представляют собой плотные малопроницаемые нетрещиноватые блоки пород, поровое пространство которых практически не участвует в процессах фильтрации. На практике, чаще всего встречаются трещиноватые коллекторы смешанного типа, поровое пространство которых включает как системы трещин, так и поровое пространство блоков, а также каверны и карст. Анализ показывает, что около 60% запасов нефти в мире приурочено к песчаным пластам и песчаникам, 39% – к карбонатным отложениям, 1% – к выветренным метаморфическим и изверженным породам. Следовательно, породы осадочного происхождения – основные коллекторы нефти и газа. В связи с разнообразием условий формирования осадков коллекторские свойства пластов различных месторождений могут изменяться в широких пределах. Характерные особенности большинства коллекторов – слоистость их строения и изменение во всех направлениях свойств пород, толщины пластов и других параметров. Нефтяной пласт представляет собой горную породу, пропитанную нефтью, газом и водой. Свойства горной породы вмещать и пропускать через себя жидкость называются фильтрационно-ёмкостными свойствами (ФЕС). Фильтрационные и коллекторские свойства пород нефтяных пластов характеризуются следующими основными показателями: пористостью; проницаемостью; капиллярными свойствами; удельной поверхностью; механическими свойствами.
2.Механический состав горных пород и методы его определения.

Пласты, сложенные песками, состоят из разнообразных по размерам зерен неправильной формы. Количественное содержание в породе частиц различной величины принято называть гранулометрическим составом, от которого зависят многие свойства пористой среды: проницаемость, пористость, удельная поверхность, капиллярные свойства и т.д. По механическому составу можно судить о геологических и палеогеографических условиях отложения пород залежи. Поэтому начальным этапом исследований при изучении генезиса осадочных пород может быть их гранулометрический анализ. Т.к. размеры частиц песков обусловливают общую величину их поверхности, контактирующей с нефтью, от гранулометрического состава пород зависит количество нефти, остающейся в пласте после окончания его эксплуатации в виде пленок, покрывающих поверхность зерен. Механический состав пород определяют ситовым и седиментационным анализом. Ситовый анализ сыпучих горных пород применяют для определения содержания фракций частиц размером от 0,05 до 6 –7мм, а иногда и до 100мм. В лаб. условиях пользуются набором проволочных или шелковых сит с размерами отверстий 0,053; 0,074; 0,105; 0,149; 0,210 и т.д. Сита располагают при рассеве т.о., чтобы вверху было сито с наиболее крупными размерами отверстий. Для определения механического состава керна берут навеску образца 50г, хорошо проэкстрагированного и высушенного при температуре 107°С до постоянной массы. Просеивание проводят в течение 15мин. Увеличение или уменьшение продолжительности просева может привести к неправильным результатам. Для определения процентного содержания полученных фракций в исследуемом образце проводят их взвешивание на технических весах с точностью до 0,01г. Сумма масс всех фракций после просеивания не должна отличаться от первоначальной массы образца более чем на 1—2%. Седиментационное разделение частиц по фракциям происходит вследствие различия скоростей оседания зерен неодинакового размера в вязкой жидкости. По формуле Стокса скорость осаждения в жидкости частиц сферической формы: (1.1). Где: g – ускорение силы тяжести; d — диаметр частиц; v– кинематическая вязкость;

— плотность жидкости; – плотность вещества частицы. Формула (1.1) справедлива при свободном нестесненном движении зерен; чтобы концентрация частиц не влияла на скорость их осаждения в дисперсной среде, массовое содержание твердой фазы в суспензии не должно превышать 1%.

3.Пористость горных пород и коэффициенты пористости.

Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пор (пустот). Пористость характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газы. В зависимости от происхождения различают следующие виды пор: Поры между зёрнами обломочного материала. Это первичные поры, образовавшиеся одновременно с формированием породы: 1.Поры растворения – образовались в результате циркуляции подземных вод; 2.Пустоты и трещины, образованные за счёт процессов растворения минеральной составляющей породы активными флюидами и образование карста; 3.Поры и трещины, возникшие под влиянием химических процессов, (превращение известняка СаСО₃ в доломит МgСО₃) – при доломитизации идёт сокращение объёмов породы на 12%; 4.Пустоты и трещины, образованные за счёт выветривания, эрозионных процессов, закарстовывания. Виды пор (2)-(4) – это так называемые вторичные поры, возникшие при геолого-химических процессах. Общая (полная, абсолютная) пористость – суммарный объём всех пор, открытых и закрытых. Пористость открытая эквивалентна объёму сообщающихся между собой пор. На практике для характеристики пористости используется коэффициент пористости, выраженный в долях или в %-тах. Коэффициент общей пористости в %-тах зависит от объема всех пор: m_n= . Коэффициент открытой пористости зависит от объёма сообщающихся между собой пор: m_O= . Коэффициент эффективной пористости оценивает фильтрацию в породе жидкости или газа, и зависит от объёма пор, через которые идёт фильтрация: m_ЭФ= .
4.Классификация поровых каналов.

Поровые каналы нефтяных пластов условно подразделяются на 3 группы: Субкапиллярные (размер пор < 0,0002мм); Капиллярные (размер пор от 0,0002 до 0,5мм); Сверхкапиллярные > 0,5мм. По сверхкапиллярным каналам и порам движение нефти, воды и газа происходит свободно, а по капиллярам – при значительном участии капиллярных сил. В субкапиллярных каналах жидкость удерживается межмолекулярными силами, поэтому практически никакого движения не происходит. Породы, поры которых представлены в основном субкапиллярными каналами, независимо от пористости практически непроницаемы для жидкостей и газов (глины, глинистые сланцы).
5.Модель идеального и фиктивного грунта.

Под идеальным грунтом понимается пористая среда, поровые каналы которой представляют пучок цилиндрических трубок с параллельными осями. Фиктивным грунтом принято называть воображаемый грунт, состоящий из шарообразных частиц одного и того же размера. Пористость такого идеализированного грунта целесообразно рассмотреть потому, что закономерности изменения ее легко могут быть получены аналитическим путем и, некоторые зависимости величины пористости фиктивных грунтов действительны также и для хорошо отсортированных однородных естественных песков. Пористость однородных естественных песков, сложенных хорошо окатанными зернами, близка к пористости фиктивного грунта. В природных условиях наблюдаются более сложные закономерности изменения пористости пород нефтесодержащих пластов. Не все виды пор заполняются флюидами, газами, нефтью. Часть пор бывает изолирована, в основном, это внутренние поры.
6.Проницаемость горных пород.

Хорошо проницаемыми породами являются: песок, песчаники, доломиты, доломитизированные известняки, алевролиты. К плохо проницаемым относятся: глины, с упорядоченной пакетной упаковкой, глинистые сланцы, мергели, песчаники, с обильной глинистой цементацией. По характеру проницаемости различают коллектора: равномерно проницаемые; неравномерно проницаемые; трещиноватые. По величине проницаемости (мкм²) для нефти выделяют 5 классов коллекторов: очень хорошо проницаемые (>1); хорошо проницаемые (0,1 – 1); средне проницаемые (0,01 – 0,1); слабопроницаемые (0,001 – 0,01); плохопроницаемые (<0,001). Для классификации коллекторов газовых месторождений используют 1–4 классы коллекторов.

Проницаемость абсолютная – проницаемость пористой среды для газа или однородной жидкости при следующих условиях: 1.Отсутствие физико-химического взаимодействия между пористой средой и этим газом или жидкостью. 2.Полное заполнение всех пор среды этим газом или жидкостью.Для продуктивных нефтяных пластов эти условия не выполняются.

Проницаемость фазовая – проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при одновременном наличии в порах другой фазы или системы (газ-нефть, газ-нефть-вода). 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 пористых фаз.

7.Проницаемость по газу и жидкости.

Измерение газопроницаемости горных пород на образцах керна, полученного при разведочном бурении, играет важную роль в оценке фильтрационно-емкостной характеристики пластов-коллекторов, покрышек и локальных флюидоупоров. Вместе с данными геофизических исследований скважин такая информация используется для подсчёта запасов в природных резервуарах углеводородов и объектного мониторинга недр при эксплуатации подземных хранилищ газа. От проницаемости пород, играющих роль покрышек, зависят их герметичность и миграция углеводородов. В свою очередь, экранирующая способность флюидоупоров позволяет соотнести литолого-стратиграфические комплексы в разрезе скважины с гидродинамическими и рассматривать некоторые залежи как «капиллярно-экранированные». Течение вязких однородных жидкостей через изотропные пористые среды, проницаемость которых может считаться скалярной величиной, в стандартных фильтрационных экспериментах обычно подчиняется классическому закону Дарси: , (1), где q – объёмный расход жидкости; k – проницаемость пористой среды вдоль оси образца; F - площадь поперечного сечения образца; l - длина образца; μ – динамическая вязкость жидкости; (Р_А - Р_В) - разность давлений на концах образца. Если исследуется фильтрация газообразного флюида, то при больших расходах закон Дарси нарушается. Это обусловлено возникновением в порах локальных явлений турбулентности и доп. потерями давления, пропорциональными квадрату скорости фильтрации при движении флюида по извилистым каналам. Устанавливая режимы, исключающие подобный эффект и обеспечивающие линейность связи «расход – градиент давления», можно ожидать, что закон Дарси будет справедлив и для газа.

Если под q подразумевать объёмный расход, отнесённый к среднему давлению в образце (Р_А - Р_В)/2, то: (2). Закон Дарси в дифференциальной форме для линейного течения имеет вид: , (3), где v - объёмная скорость газа, отнесённая к среднему давлению в образце. На основании уравнения (3) с учётом условия неразрывности и уравнения состояния идеального газа получают дифференциальное уравнение стационарной фильтрации: , (4), где ρ – плотность газа при давлении p. Уравнения (2) и (4) предполагают, что движение газа через пористый материал при умеренных скоростях, подобно движению жидкости, включает лишь один механизм – вязкое течение. В таких случаях проницаемость, измеренная по газу, приближается к проницаемости, измеренной по жидкости. Исследованиями Л.Клинкенберга было установлено, что проницаемость пород по газу k_г может быть выше проницаемости по жидкости k_ж. Это объясняется эффектом проскальзывания газа в условиях, когда длина среднего пробега молекул газа соизмерима с диаметром капилляра. Для пор очень малого размера и для газов при пониженном давлении уравнения (2) и (4) неприменимы.
8.Факторы, влияющие на проницаемость.

Факторы, влияющие на величину относительной проницаемости: 1.Физико-химические свойства жидкости; 2.Поверхностное натяжение на границе раздела жидкостей (при уменьшении поверхностного натяжения на границе нефть – вода снижается капиллярное давление и увеличивается подвижность нефти и воды; 3.Щелочные воды уменьшают поверхностное натяжение на поверхности нефть-вода, а также способствует лучшему отделению пленок нефти от породы; 4.Малопроницаемые породы меньше отдают нефть, т.к. подвижность нефти и воды в них невысока, в результате линии проницаемости располагаются, ниже, чем соответствующие кривые у коллекторов с меньшей проницаемостью. Свойства проницаемостей пород: 1.Сумма эффективных проницаемостей фаз обычно меньше абсолютной проницаемости породы; 2.Относительная проницаемость изменяется от 0 до 1; 3.На относительную проницаемость пород влияют градиент давления, поверхностное натяжение на границе раздела сред, смачивающие свойства жидкостей.