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: 8 из 11

9.Фазовая и относительная проницаемость горных пород.

Проницаемость абсолютная (физическая, эталон) – 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 (эффективная) – 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.


10.Закон Дарси.

В 1856 году были опубликованы результаты опытов по фильтрации воды в песке. Устройство экспериментальной установки для изучения закона фильтрации схематически показано на рисунке В горизонтальную трубу, набитую песком, под действием разности напоров происходит фильтрация воды в направлении показанной стрелки. Высоты уровней воды и во время опытов поддерживается постоянной. На основе проведенных экспериментов был установлен след. закон: Q = (1), где Q – объемный расход жидкости; = h₁ – h₂ – потеря напора на длине ; – площадь вертикального сечения пласта; – некоторый постоянный коэффициент фильтрации; = i – гидравлический уклон. Разделив обе части уравнения (1) на площадь сечения пласта и учитывая, что i – гидравлический уклон, получим: (2). Выразим потерю напора и гидравлический уклон через потерю давления = Р₁ – Р₂. При решении задач фильтрации в одном и том же пласте различных жидкостей приходится пользоваться различными значениями коэффициента фильтрации. Указанные обязательства делают более удобным пользование коэффициентом проницаемости -Дарси. 1d =10^-12 м². Под проницаемостью пористой среды понимается свойство пористой среды пропускать сквозь себя жидкости и газа. Проницаемость пористой среды есть ее «динамическое свойство», проявляющееся лишь при фильтрации жидкостей или газов и называется формулами Дарси.
11.Причины нарушения закона Дарси.

После опубликования результатов исследования Дарси обнаружилось, что в ряде случаев при фильтрации жидкостей наблюдаются отклонения от линейного закона фильтрации. Эти отклонения тем больше, чем больше скорости движения жидкости и диаметр частиц, слагающих пористую среду. Так, на основании опытов по фильтрации воды в крупнозернистых песках и в более грубой пористой среде были установлены величины скоростей фильтрации, при превышении которых линейный закон фильтрации нарушается. Впервые гидродинамическое обоснование вопроса о границах применимости Линейного закона фильтрации было произведено Н.Н. Павловским. Павловский исходил из выражения для числа R_e, используемого при расчетах движения жидкостей в круглых трубах: (1), где W – средняя скорость движения жидкости по трубе; D - диаметр трубы; - кинематическая вязкость жидкости. Павловский выразил входящие в формулу (1) среднюю скорость движения W и диаметр трубы D через скорость фильтрации , диаметр зерен d и пористости m. В результате такого преобразования число R_e применительно к условиям фильтрации реальном грунте было приведено к виду: (2). Значение этой формулы в том, что она, сохраняя неизменным смысл параметра , учитывают пористость грунта – m и эффективный диаметр слагающих его частиц - . Когда число достигает критического значения , скорость фильтрации тоже достигает критической величины _кр, легко определяемой из уравнения (2) . М.Д. Миллионщиков для этих целей предложил эту формулу . При этом закон Дарси нарушается в пределах _кр = 0,022 ÷ 0,29.

12.Зависимость проницаемости от пористости и размера пор.

Теоретически, для хорошо отсортированного материала проницаемость не зависит от пористости. Для реальных коллекторов в общем случае более пористые породы являются более проницаемыми. Зависимость проницаемости от размера пор для фильтрации через капиллярные поры идеально пористой среды оценивается из соотношения уравнений Пуазейля и Дарси. В этом случае, пористая среда представляется в виде системы прямых трубок одинакового сечения длиной L, равной длине пористой среды. Уравнение Пуазейля описывает объёмную скорость течения жидкости через такую пористую среду: Q= , где r – радиус порового канала; L – длина порового канала; n– число пор, приходящихся на единицу площади фильтрации; F – площадь фильтрации; – динамическая вязкость жидкости; Р – перепад давлений. Коэффициент пористости среды, через которую проходит фильтрация: m= ². Следовательно, уравнение можно переписать следующим образом: Q=F . Из уравнения Дарси следует, что: Q=Fk . Приравняв правые части уравнений получим взаимосвязь пористости и проницаемости: k_пр= . Из чего следует, что размер порового канала будет равен: R= . Если выразить проницаемость в мкм², то радиус поровых каналов будет равен: R=2,86 . Уравнения характеризуют взаимосвязь между пористостью, проницаемостью и радиусом порового канала. Данные соотношения справедливы только для идеальной пористой среды. Для реальных условий используется эмпирическое уравнение Ф.И. Котякова: R= , где R– радиус пор;  – структурный коэффициент, описывающий извилистость порового пространства. Структурный коэффициент для зернистых пород можно приблизительно оценить по эмпирической формуле: . Оценка проницаемости для фильтрации через трещиноватые поры оценивается из соотношения уравнений Букингема и Дарси. Потери давления при течении жидкости через щель очень малой высоты оцениваются уравнением Букингема: ΔP= , где h– высота трещины; v – линейная скорость фильтрации. Подставив это выражение в уравнение Дарси, получим: kпр= .
13.Свойства трещиноватых пород.

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.

14.Механические свойства пород.

Механическое напряжение является мерой внутренних сил, приходящихся на единицу площади сечения в теле, которые возникают в нем в результате воздействия внешних сил. Горные породы в природных условиях находятся в сложном напряженном состоянии, которое периодически нарушается и снова формируется в результате изменений осадочного покрова, тектонических и др. глубинных процессов. Эти нарушения могут быть также связаны с проводкой горных выработок, с осуществлением взрывных, термических и др. видов работ. Как известно, деформация — это изменение объема или формы тела под действием внешних сил без изменения массы. Главные виды деформации это: растяжение, сжатие, сдвиг, кручение, изгиб. Деформация тела обычно продолжается до тех пор, пока не наступит равновесие во всех его точках между внешними и внутренними силами. Если после прекращения действия внешних сил деформация исчезает и тело принимает свою первоначальную форму, то такая деформация называется упругой. При упругой деформации действующие на тело внешние силы не превосходят известного предела, называемого пределом упругости, за которым появляются остающиеся изменения его формы. Следовательно, упругаядеформация есть частный случай деформации, которую могут испытывать твердые или квазитвердые тела. Согласно закону Гука относительная деформация тела в пределах упругих изменений прямо пропорциональна напряжению а и обратно пропорциональна коэффициенту упругости Е, называемому также модулем Юнга, т.е. . Упругость, прочность на сжатие и разрыв, пластичность – наиболее важные механические свойства горных пород, влияющие на ряд процессов, происходящих в пласте в период разработки и эксплуатации месторождений. Упругие свойства горных пород и влияют на перераспределения давления в пласте в процессе эксплуатации месторождения. Давление в пласте, благодаря упругим свойствам пород, перераспределяется не мгновенно, а постепенно после изменения режима работы скважины. Упругость – свойство горных пород сопротивляться изменению их объёма и формы под действием приложенных сил. Абсолютно упругое тело восстанавливает первоначальную форму мгновенно после снятия напряжения. Если тело не восстанавливает первоначальную форму или восстанавливает её в течение длительного времени, то оно называется пластичным. Хрупкие тела при некотором напряжении разрушаются - это напряжение называется разрушающим напряжением. Явление, охватывающее пластическое течение и разрушение, называется прочностью, т. е. начало пластического течения тела является одновременно и пределом его прочности.
15.Свойства нефти и газа.

Природные газы – это вещества, которые при нормальных условиях находятся в газообразном состоянии. Углеводородные газы, в зависимости от их состава, давления и температуры могут находиться в залежи в различных состояниях – газообразном, жидком или в виде газожидкостных смесей. Газ обычно расположен в газовой шапке в повышенной части пласта. Если газовая шапка в нефтяной залежи отсутствует, то весь газ залежи растворён в нефти. Этот газ будет, по мере снижения давления, выделятся из нефти при разработке месторождения и будет называться попутным газом. В пластовых условиях все нефти содержат растворённый газ. Чем выше давление в пласте, тем больше растворённого газа в нефти. Минимальное 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. Газы могут находиться в пласте в 3х состояниях: свободном, сорбированном, растворённом. Основные физические свойства нефти это: плотность, вязкость, молекулярная масса, температура застывания, температура вспышки, температура воспламенения, тепловые свойства, оптические свойства, электрические свойства. Плотность пластовой нефти зависит от состава нефти, давления, температуры, количества растворённого газа. Плотность нефтей определяют специальными ареометрами, пикнометрами или весами Вестфаля. Вязкость – важнейшее свойство нефтяных систем, определяющее их текучесть. Величины вязкости учитываются при оценке скорости фильтрации в пласте, при выборе типа вытесняющего агента, при расчете мощности насосов, применяемых при добыче нефти и других показателей. Вязкость - свойство жидкости сопротивляться взаимному перемещению ее частиц при движении.


16.Термические свойства горных пород.

В нефтепромысловом деле широко применяются термические исследования скважин для решения ряда геологических и технических задач: изучение пород, слагающих разрез скважин по их тепловым свойствам, выявление в разрезе скважин горизонтов, содержащих полезные ископаемые, изучение технического состояния скважин и обсадных колонн и т. д. Особенно часто промысловые работники сталкиваются с тепловыми свойствами пород при проектировании различных методов теплового воздействия на пласт. Тепловые свойства горных пород характеризуются удельной теплоёмкостью, коэффициентом температуропроводности, коэффициентом теплопроводности и коэффициентами линейного (_L) и объёмного (_V) расширения.

Удельная (массовая) теплоёмкость характеризуется количеством теплоты, необходимым для нагрева единицы массы породы на 1С: с= . Этот параметр необходимо учитывать при тепловом воздействии на пласт.

Коэффициент теплопроводности  характеризует количество теплоты dQ, переносимой в породе через единицу площади S в единицу времени t при градиенте температуры dT/dx: dQ= .

Коэффициент температуропроводности (a) характеризует скорость прогрева пород.

Удельная теплоёмкость увеличивается при уменьшении плотности породы и растёт с увеличение температуры и влажности в пределах 0,4-2кДж/(кгК). Теплопроводность и температуропроводность пород очень низки по сравнению с металлами. Поэтому для прогрева призабойных зон требуется очень большая мощность нагревателей.
17(18).Уравнения состояния реальных газов. Уравнения состояния идеальных газов.

Для определения многих физических свойств природных газов используется уравнение состояния. Уравнением состояния называется аналитическая зависимость между параметрами, описывающими изменение состояние вещества. В качестве таких параметров используется давление, температура, объём. Основным уравнением, описывающим поведение идеального газа, является уравнение Менделеева-Клапейрона (уравнение состояния идеального газа): PV = QRT, где Р – абсолютное давление, Па; V – объём, м³; Q – количество вещества, кмоль; Т – абсолютная температура, К; R – универсальная газовая постоянная Пам³/(кмольград). У этого уравнения есть свои граничные условия. Оно справедливо для идеальных газов при нормальном и близких к нормальному давлениях (10-12атм.). При повышенном давлении газ сжимается. За счёт направленности связи С-Н происходит перераспределение электронной плотности, и молекулы газов начинают притягиваться друг к другу. Для учёта этого взаимодействия в уравнение Клайперона-Менделеева вводится коэффициент сверхсжимаемости z, предложенный голландским физиком Ван-дер-Ваальсом, учитывающий отклонения реального газа от идеального состояния: PV = zQRT, где Q – количество вещества, моль. Физический смысл коэффициента сверхсжимаемости заключается в расширении граничных условий уравнения Клайперона-Менделеева для высоких давлений. Коэффициент z зависит от давления и температуры, природы газа (критических давлений и температуры). Критическая температура (Т_кр) – максимальная температура, при которой газ и жидкость могут ещё сосуществовать в равновесии. Критическое давление – давление паров вещества при критической температуре, а объём вещества при данных Т_кр и p_кр, отнесённый к 1 молю или к единице массы вещества, называется критическим удельным объёмом.