- •1.Общие сведения о нефтегазовых операциях.
- •2. Способы бурения скважин.
- •3. Классификация скважин
- •1. Назначение и состав бурильной колонны.
- •2. Цели и способы бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин
- •3. Кустовые размещение скважин.
- •4.Многозабойные и многоярусные скважины.
- •1. Горные породы, слагающие разрез нефтяных и газовых месторождений.
- •2.Механические свойства горных пород.
- •3.Классификация породоразрушающих инструментов.
- •1. Долото для бурения сплошным забоем и с отбором керна
- •Породоразрушающий инструмент для отбора керна
- •2. Снаряды для колонкового бурения.
- •3. Буровые долота специального назначения.
- •1. Буровые установки для глубокого бурения на нефть и газ, основные характеристики и классификация.
- •2. Приводы буровых установок.
- •1. Оборудование для вращательного бурения и спускоподъемных операций.
- •Параметры и комплектность циркуляционных систем
- •3. Противовыбросовое оборудование.
- •1. Особенности разработки морских месторождений нефти и газа.
- •2. Инженерно-геологические изыскания.
- •3. Искусственные острова.
- •1. Функций бурового раствора.
- •2. Требования к буровым растворам.
- •3. Типы и рецептуры буровых растворов.
- •1. Функция и режимы промывки скважин.
- •2. Требования к режиму промывки скважин.
- •3. Расчет режимов промывки скважин.
- •1. Система подготовки бурового раствора.
- •2. Регулирование содержания и состава твердой фазы в буровом растворе.
- •3. Средства контроля и управления процессом промывки скважин.
- •1. Понятие о режимах бурения его параметрах и показателях работ долот.
- •2. Влияния параметров режима бурения на механическую скорость проходка нового долота.
- •1. Влияния параметров режима бурения на износ долота и показатели его работы. Х
- •2. Специфические особенности режимов вращательного бурения. Х
- •3. Рациональная отработка долот.
- •1. Воздействие промывочной жидкости на продуктивный пласт.
- •2. Способы первичного вскрытия продуктивных пластов. Х
- •3. Технология опробования перспективных горизонтов.
- •2. Цели и способы крепления скважин.
- •3.Принципы проектирования конструкции скважины.
- •1. Обсадные трубы и их соединения. Условия работы обсадной колонны в скважине.
- •2. Принципы расчета обсадных колонн.
- •3 Задача и способы цементирования скважин.
- •1. Подготовка скважин к освоению.
- •2. Вторичное вскрытие продуктивного пласта перфорацией.
- •3. Виды перфорации и их эффективность.
- •1. Классификация осложнений.
- •2. Поглощение промывочной жидкости и тампонажного раствора.
- •1. Причины, виды аварий и меры по их предупреждению.
- •2 Ловильный инструмент и работа с ним.
- •1. Информационное обеспечение процесса бурения с применением компьютерной техники и спутниковой связи.
- •1.Приборы и аппаратура для контроля параметров режима бурения.
- •1. Телеметрические системы контроля забойных параметров.
- •1. Физические и тепловые свойства горных пород.
- •Тепловые свойства горных пород
- •Коэффициент линейного расширения пород уменьшается с ростом плотности минералов.
- •2. Состав и физические свойства природных газов и нефти.
- •1. Фазовое состояние углеводородных систем. Х
- •Фазовые переходы в нефти, воде и газе
- •2. Пластовые воды и их физические свойства.
- •3. Молекулярно-поверхностные свойства системы «нефть-газ вода порода».
- •Источники пластовой энергии
- •Силы, действующие в залежи
- •Поверхностные явления при фильтрации пластовых жидкостей и причины нарушения закона дарси
- •Общая схема вытеснения из пласта нефти водой и газом
- •Нефтеотдача пластов при различных условиях дренирования залежи
- •Роль капиллярных процессов при вытеснении нефти водой из пористых сред
- •Зависимость нефтеотдачи от скорости вытеснения нефти водой
- •1. Породы коллекторы, их фильтрационные свойства
- •Линейная фильтрация нефти и газа в пористой среде
- •1.. Нефте-, газо-, водонасыщенность коллекторов.
- •2. Пластовые нефти и газы.
- •1. Газоконденсаты и газогидраты.
- •1. Цели искусственного воздействия на пласт.
- •2. Методы воздействия на пласт с целью интенсификации добычи нефти.
- •1. Классификация способов воздействия на призабойную зону скважин.
- •С карбонатом:
- •Физико-химические методы воздействия на призабойную зону пласта
- •Тепловые методы воздействия на пласт
- •Механические методы воздействия на пласт
- •1. Стадии разработки месторождения.
- •2. Способы эксплуатации скважин.
- •1. Фонтанный способ эксплуатации
- •2. Условия фонтанирования и возможные методы его продления.
- •3. Погружные электроцентробежные насосные установки и их классификация
- •1. Фонтанная арматура.
- •2. Запорные устройства фонтанной арматуры.
- •1. Манифольд фонтанных скважин.
- •2. Состав оборудования при газлифтной эксплуатации скважин.
- •2. Станки качалки.
- •2. Учет продукции скважины
- •1. Промысловые трубопроводы.
- •2. Сепарация нефти.
- •1. Подготовка нефти на месторождениях.
- •2. Нефтяные резервуары.
- •1.Исследование скважин и обоснование технологического режима эксплуатации.
- •1. Сбор и подготовка газа на промысле
- •1. Сезонная и суточная неравномерность потребления газа.
- •2. Цели и преимущества подземного хранения газа.
- •2. Хранение газа в истощенных или частично выработанных газовых и газоконденсатных месторождениях.
- •1. Подземное хранение газа в водоносных структурах.
1. Телеметрические системы контроля забойных параметров.
На сегодняшний день в мировой практике наиболее широкое применение получили телеметрические системы контроля забойных параметров процесса бурения, в которых информация с забоя на поверхность передается гидравлическим сигналом по столбу бурового раствора. Несмотря на это необходимо отметить, что имеется весьма ограниченное число опубликованных работ, посвященных теоретическим вопросам, связанным с особенностями работы таких телесистем в реальных условиях бурения. Помимо классической книги.В. Грачева и В.II. Варламова [1], к таким работам следует отнести статьи Г.Д. Розенберга и И.Н. Буяновского [3] более прикладного характера по сравнению с фундаментальной работой И.А. Чарного [4] (имеются в виду ПриложенияIVиVГ.Д. Розенберга и И.Н. Буяновского в этой книге).
Почти во всех работах (за исключением работ [3] и [4]) рассматривается упрощенная модель гидравлического канала в виде полубесконечной линии, в которой в качестве единственного анализируемого параметра рассматривается коэффициент затухания. Хотя затухание и имеет большое значение для анализа процессов передачи и приема гидравлических импульсов с забоя скважины на поверхность, тем не менее, такая упрошенная модель не годится для выбора оптимальных параметров передатчика и приемника сигналов, особенно для оптимальной фильтрации больших помех, имеющих место в реальных условиях бурения. С другой стороны, тот диапазон частот, в котором допущение о квазистационарности [6] становится несправедливым (т.е. нельзя считать коэффициент затухания независимым от частоты), существенно превышает диапазон частот, в котором работают реальные системы. Приведенные в работе [5] результаты экспериментальных исследований коэффициента затухания в гидравлическом канале связи также относятся к области высоких частот, которые на практике не применяются. Таким образом, задача анализа гидравлического канала связи, как длинной линии с распределенными параметрами, является достаточно актуальной. Для построения модели гидроканала воспользуемся дифференциальными уравнениями движения капельной сжимаемой жидкости в трубе, которые впервые были составлены и решены Н.Е. Жуковским, а затем развиты в классической работе И. А. Чарного [4].
В соответствии с [4] запишем линеаризованную систему уравнений для изменений массовой скорости и давления:
1 (1)
где:
P—давление в гидравлической линии:
р — плотность бурового раствора;
w— средняя скорость в сечении :
с — скорость звука в капельной упругой жидкости, текущей в трубе с упругими стенками:
а — коэффициент затухания, зависящий от кинематического коэффициента вязкости и внутреннего диаметра трубы. Для круглой трубы диаметромd имеет место равенство2а = 32V/d2[4], гдеV- кинематический коэффициент вязкости.
Уравнения (1) называются телеграфными, так как они встречаются в задачах распространения электрического тока вдоль кабеля.
Применение данных уравнений справедливо при условии движения жидкости со скоростью много меньше скорости звука, когда можно не учитывать изменение скоростных напоров. Скорость потока бурового раствора в канале при расходе порядка 100 л/с для бурильных труб 5" составляет примерно 11 м/с, а скорость звука в жидкости примерно равна 1500 м/с т.е. скорость потока составляет 0,7% скорости звука.
Запишем систему (1) в виде:
где Q =wS- объемный расход жидкости:
S- внутреннее сечение гидравлического канала (трубопровода).
Преобразуем систему (2) по Лапласу для приращений давления АР и расходаА():
(3)
где р— переменная в преобразовании Лапласа.
Таким образом, система уравнений в частных производных (2) приведена к системе обыкновенных дифференциальных уравнений (3).
Решая систему (3), получим:
(4)
где
(5)
Общий интеграл решения уравнения (4) имеет вид [2]:
(6)
где А иВ — произвольные константы, определяемые из граничных условий. Подставляя (6) в первое уравнение системы (3), получим выражение для приращения расхода ∆Q:
Учитывая (5) и обозначая
где рr - волновое сопротивление длинной линии, получим в итоге систему уравнений, определяющих с точностью до произвольных констант, преобразованные функции давления и расхода:
Контрольные вопросы:
1.Что относится к телеметрическим системам отсчета?
2.Через что передается информация от забоя к поверхности:
Литература
1. Аскеров М.М., Сулейманов А.Б. Ремонт скважин: Справ, пособие. — : Недра, 1993.
2. Ангелопуло O.K., Подгорнов В.М., Аваков Б.Э. Буровые растворы для осложненных условий. — М.: Недра, 1988.
3. Броун СИ. Нефть, газ и эргономика. — М: Недра, 1988.
4. Броун СИ. Охрана труда в бурении. — М: Недра, 1981.
5. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению: В 3 т.: 2-е изд., перераб. и доп. - М: Недра, 1993-1995. - Т. 1-3.
6.Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважина, Недра, 1990.
7.Варламов П.С Испытатели пластов многоциклового действия. — М: Недра, 1982.
8.Городнов В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении. 2-е изд., перераб. и доп. — М: Недра, 1984.
9. Геолого-технологические исследования скважин / Л.М. Чекалин, А.С. Моисеенко, А.Ф. Шакиров и др. — М: Недра, 1993.
10.Геолого-технологические исследования в процессе бурения. РД 39-0147716-102-87. ВНИИпромгеофизика, 1987.
Лекция 22
Тема: Физика нефтегазоностного пласта.
План:1. Физические и тепловые свойства горных пород.
2.Состав и физические свойства природных газов и нефти.