- •Овчинников в. П. Заканчивание скважин. Конспект лекций
- •Введение. Задачи предмета
- •Лекция 1. Элементы физики нефтегазового пласта
- •1.1. Гранулометрический состав пород
- •1.2. Пористость и удельная поверхность
- •1.3. Проницаемость горных пород
- •1.4. Неоднородность коллекторских свойств
- •1.5. Состав и физическое состояние нефти и газа в условиях продуктивного пласта
- •1.6. Некоторые свойства газов и нефтей
- •1.7. Пластовые воды
- •1.8. Молекулярно-поверхностные свойства воды, система "жидкость - пористая среда"
- •1.9. Понятие о коэффициенте аномальности, индексе давления поглощения и поровом давлении.
- •, Лекция 2. Понятие о конструкции скважины
- •2.1. Виды обсадных колонн
- •2.2. Требования к конструкции скважин
- •2.3. Основные факторы, влияющие на проектирование конструкции скважины
- •2.4. Особенности проектирования конструкций газовых и газоконденсатных скважин
- •2.5. Особенности проектирования конструкции скважин в районах многолетней мерзлоты.
- •2.6. Проектирование конструкции скважин
- •Лекция 3. Обсадные трубы.
- •3.1. Конструкция обсадных труб
- •3.2 Сварные соединения обсадных труб
- •Лекция 4. Вскрытие продуктивных пластов
- •4.1. Влияние промывочной жидкости на качество вскрытия продуктивного пласта
- •4.2. Зона проникновения.
- •4.3. Влияние вторичного вскрытия на продуктивность пластов
- •Лекция 5. Прочность обсадных труб и их соединений при осевом растяжении.
- •5.1. По телу трубы
- •5.2. По сварному соединению
- •5.3. В муфтовом соединении треугольного профиля
- •5.4. В соединении с трапециевидной резьбой
- •5.5. Сопротивляемость обсадных труб избыточному гидравлическому давлению
- •5.6. Прочность обсадных труб при совместном действии осевой силы и равномерного бокового давления
- •5.7. Расчет эксплуатационной колонны на смятие. Методы расчета
- •5.8. Расчет эксплуатационной колонны на внутренней давление (разрыв)
- •5.9. Расчет колонны на страгивание
- •Лекция 6. Расчетные формулы для определения прочности колонн, к различным видам нагрузок
- •6.1. Условия работы обсадных колонн
- •6.2. Расчетные формулы для определения прочности колонн, к различным видам нагрузок
- •6.3. Расчет равнопрочной обсадной колонны
- •6.4. Внутреннее давление
- •6.5. Наружное давление.
- •6.6. Избыточное наружное давление в нефтяных скважинах
- •6.6.1. Избыточное наружное давление в газовых скважинах
- •6.7. Избыточное внутреннее давление в нефтяных скважинах
- •6.7.1. Избыточное внутреннее давление в газовых скважинах
- •Лекция 7. Порядок выбора конструкции эксплуатационной колонны.
- •Лекция 8. Особенности расчета обсадных колонн для наклонно-направленных ckbaжин
- •8.1. Наружное и внутреннее давление.
- •8.2. Нагрузки от собственного веса и изгиба
- •8.3. Порядок расчета и выбора конструкций обсадных колонн для наклонно направленных скважин
- •Лекция 9. Расчет усилия натяга эксплуатационной колонны
- •Лекция 10. Особенности расчета промежуточных колонн для нефтяных и газовых скважин
- •10.1. Особенности расчета промежуточных колонн для нефтяных скважин
- •10.1.1 .Внутреннее давление
- •10.1.2. Наружное давление
- •10.1.3. Избыточное наружное давление.
- •10.1.4. Избыточное внутреннее давление.
- •10.1.5. Осевая нагрузка от собственного веса.
- •10.2. Особенности расчета промежуточных обсадных колонн для газовых скважин
- •10.2.1. Внутреннее, давление
- •10.2.2. Наружное давление.
- •10.2.3. Избыточное наружное давление.
- •10.2.4. Избыточное внутреннее давление.
- •10.2.5. Устойчивость кондуктора
- •Лекция 11. Технологическая оснастка обсадных колонн
- •11.1. Подготовительные работы к спуску обсадных труб
- •11.2. Спуск обсадных колонн
- •11.3. Спуск хвостовика
- •11.4. Скорость спуска обсадных колонн
- •Лекция 12. Расчет потайных колонн и колонн, спускаемых частями
- •12.1. Промежуточные потайные колонны
- •12.2. Промежуточные колонны, опускаемые частями
- •12.3. Эксплуатационные потайные колонны
- •12.4. Рекомендации по расчету импортных обсадных труб
- •12.5. Допустимое внутреннее давление в обсадной колонне
- •12.6. Особенности расчета обсадных колонн при бурении с плавучих средств
- •Лекция 13. Рекомендации по выбору типов. Резьбовых соединений и групп прочности (марок) обсадных труб
- •13.1. Методика выбора обсадных труб и резьбовых соединений
- •13.2. Выбор обсадных труб по условиям прочности
- •13.3. Выбор резьбовых соединений и герметизирующих средств по условиям герметичности (плотности)
- •Лекция 14. Технология разобщения вскрытых бурением пластов
- •14.1. Технология разобщения пластов в скважине
- •14.1.1. Цели и задачи разобщения.
- •14.1.2. Требования к качеству, разобщения
- •14.2. Способы первичного цементирования
- •14.3. Цементирование с созданием в процессе озц в заколонном пространстве избыточного давления
- •14.4. Обоснование способа цементирования. Расчет технико-технологических параметров процесса цементирования.
- •14.5. Обоснование потребного объема материалов для приготовления тампонажного раствора
- •14.6. Определение времени цементирования
- •14.7. Подготовительные работы к цементированию
- •14.8. Заключительные работы после цементирования
- •14.9. Оценка качества цементирования скважин
- •Лекция 15. Испытание перспективных горизонтов. Задачи и сущность опробывания
- •15.1. Технология процесса опробывания
- •15.1.1. Подготовительные работы
- •15.1.2. Выбор места установки и размера пакера
- •15.1.3. Обоснование величины депрессии и диаметра штуцера
- •15.1.4. Оборудование устья скважины
- •15.1.5. Процесс спуска пластоиспытателя и опробывание пласта
- •15.2. Интерпретация результатов опробывания
- •15.3. Осложнения и аварии
- •15.4. Испытатели пластов, спускаемых на трубах без опоры на забой
- •15.5. Опробыватели пластов, спускаемые на кабеле
- •15.6. Опробывание пластов в процессе бурения
- •Лекция 16. Освоение и испытание скважин
- •16.1. Освоение скважин
- •Лекция 17. Ремонтно-изоляционные работы в скважине
- •17.1. Способы ремонтного цементирования
- •17.2. Методы выявления дефектов в скважине
- •17.3. Цементирование без пакера
- •17.4. Цементирование с извлекаемым пакером
- •17.5. Цементирование с неизвлекаемым пакером
- •17.6. Способы повторного цементирования
- •17.7. Цементирование под давлением
- •17.8. Изоляция зон поглощений
- •17.9. Установка цементных мостов
- •17.10. Ликвидация и консервация скважины
- •Лекция 18. Техника и технология морского бурения
- •18.1 Техника и технология морского бурения
- •18.2. Типы мбк
Лекция 1. Элементы физики нефтегазового пласта
1. Гранулометрический состав пород.
2. Пористость и удельная поверхность.
3. Проницаемость горных пород.
4. Неоднородность коллекторских свойств пород.
5. Состав и физическое состояние нефти и газа в условиях продуктивного пласта.
6. Некоторые свойства газов и нефтей.
7.Пластовые воды нефтяных и газовых залежей.
Молекулярно - поверхностные свойства воды, система "жидкость - пористая среда".
Понятие о коэффициенте аномальности пластового давления, индексе давлении поглощения и поровом давлении в суспензии.
Каждый продуктивный пласт характеризуется совокупностью величин, по которым можно определить вероятные запасы пластовой жидкости, оценить возможный дебит скважин, выбрать характеристику фильтра, правильно подобрать состав промывочной жидкости, конструкцию скважины и т.д.
1.1. Гранулометрический состав пород
Нефтьи газ содержится в порах и трещинах пород - коллекторов. Если порода-коллектор состоит из зерен разной формы, сцементированные между собой (песчаник) или несцементированных (песок), и жидкость (нефть, газ, вода) заполняет поры такой породы, коллектор называют гранулярным. Если же жидкость содержится в основном в трещинах породы, коллектор называют трещинным. В природе встречаются также смешанные или гранулярно-трещинные коллекторы.
Гранулометрическим составом такой породы называют совокупность данных о размере (массе) зерен разной фракции. В состав одной фракции включаютвсе зерна, размер (или масса) которые не выходит за пределы, установленные для данной фракции. Гранулометрическим составом пород в основном определится все другие физические параметры пласта - пористость, удельная поверхность, проницаемость и т.д.
Гранулометрический состав определяют с помощью ситового и седиментометрического анализа.
Размеры частиц пород колеблются в широком диапазоне (от коллоидных размеров до нескольких сантиметров). Степень неоднородности характеризуется отношением диаметра частиц, на который приходится 60 % общей массы навески к диаметру, на который приходится 10 %.
В случае ситового анализа принимают диаметры отверстий сит. Для большинства нефтяных и газовых пластов степень неоднородности колеблется от 1,1до 20.
1.2. Пористость и удельная поверхность
Практически все осадочные породы являются пористыми. Поры, соединяясь друг с другом, образуют поровые каналы, которые условно делят на три группы:
- сверхкапиллярные 0,5 мм;
- капиллярные 0,2 0,5 мм;
- субкапиллярные < 0,2 мм.
Структуру перового пространства принято характеризовать:
- абсолютной пористостью -отношение суммарного объема пор к видимомyобразу пор;
- к открытой пористости - отношение суммарного объема пор, сообщающихся друг с другом к видимому объему пор. Коэффициент открытой пористостиопределяют методом взвешивания воздушного сухого образца и этого же образца насыщенного над вакуумом керосином.
Суммарная поверхность всех поровых каналов содержащихся в единице объема образца породы, называют удельной поверхностью. Величина удельной поверхности зависит от формы и гранулометрического состава породы. Чем больше удельная поверхность, тем больший объем жидкости физически удерживается на ней в виде пленок.
Величину удельной поверхности можно определить по следующим зависимости:
Поскольку реальные зерна имеют не сферическую форму и далеко не одинаковые размеры, поэтому удельную поверхность вычисляют как суммуудельных поверхностей всех фракций гранулометрического состава:
где: - поправочный коэффициент; К =1,21,4;
- масса данной фракции частиц;
- средний диаметр i - ой фракции частиц:
, - ближайшие стандартные размеры отверстий сит.