Все работы по подземному текущему и капитальному ремонту сопровождаются спуском в скважину и подъемом из нее труб,штанг и различных инструментов. Поэтому над устьем скважины должно быть установлено подъемное сооружение.
Такими сооружениями являются вышки или мачты. Кроме этого, у скважины необходимо иметь подъемный механизм. В качестве такого механизма применяются тракторные или автомобильные подъемники, которые представляют собой механизированные лебедки, смонтированные на тракторе или автомобиле.
Схема оснащения вышки или мачты для подъема и спуска труб, штанг и различных инструментов при-подземном ремонте скважины представлена на рис. 167.
Вышка оснащается обычным полиспастом или талевой системой с крюком, на котором при помощи специальных приспособлений подвешивается поднимаемый груз (трубы, штанги). Неподвижные ролики полистаста, собранные в один узел, называемый крон-блоком, устанавливаются на верхней площадке вышки. Обычно все ролики кронблока свободно насажены на один вал, укрепленный на массивной раме. В кронблоке может быть от трех до пяти роликов в зависимости от требуемой грузоподъемности талевой системы.
Подвижные ролики талевой системы также собраны в один узел, называемый талевым блоком. Здесь также все ролики свободно насажены на одном валу.
Талевый блок висит на стальном канате, который поочередно пропускается через ролик кронблока, ролик талевого блока и обратно в том же порядке. Неподвижный конец каната заякорен у основания вышки, а подвижный конец прикреплен к барабану лебедки.
Во избежание опрокидывания вышки при подъеме или спуске колонны труб подвижный конец каната перед закреплением его у барабана лебедки в большинстве случаев пропускается через оттяжной ролик, укрепленный у основания вышки, как это показано на рис. 167.
Таким образом, талевый блок, крюк и подвешенные на нем трубы висят на нескольких канатах, или, как иначе говорят, на струнах. Число струн обычно равняется от 2 до 10; в соответствии с этим 338
нагрузка на рабочий конец каната и на лебедку в 2—10 раз меньше силы тяжести груза, висящего на крюке.
При вращении барабана лебедки канат наматывается на барабан и происходит подъем труб. Спуск производится под действием силы тяжести труб.
Трубы и штанги при подъеме из скважины обычно укладывают на мостки и стеллажи, сооружаемые наклонно у вышки или мачты.
Рис. 167. Схема оборудования вышки для подземного ремонта
скважин.
1 — тракторный подъемник; 2 —>• стальной канат; з — оттяжной ролик;
4 — труба; 5 — элеватор; б — штропы; 7 — крюк; В — талевый блок; 9 —
вышка; 10 — кронблок; 11 — мостки; 12 — упор для трактора.
В ряде районов (Баку, Грозный) спуско-подъемные операции с трубами и штангами иногда проводят по технологии, предусматривающей размещение труб в вертикальном положении внутри фонаря вышки и подвеску штанг в специальной люстре. Эта технология, известная под шифром МСПД (механизация спуско-подъемных работ при добыче нефти), предусматривает совмещение свинчивания и развинчивания труб и штанг с подъемом или спуском талевого блока с порожним элеватором. В результате достигается высокая производительность труда при сокращении сроков подземного ремонта.
При спуске или подъеме желонки при очистке скважины от пробки, поршня при поршневании, насосных штанг, спускаемых на небольшую глубину, и т. п. канат от барабана лебедки пропускают через оттяжной ролик и перекидывают через один верхний ролик на кронблоке. Часто в этом случае оттяжной ролик не применяют вообще.
22*
1 кгс/см2 «=. 108 Па, 1 см3 = Ю'6 м3, 1 см2 = 10"4 м2, из (25) получим следующее соотношение: |
где () — объемный расход газа при среднем давлении р по длине образца.
При малых длинах испытуемых образцов среднее давление по длине образца может быть принято
где р 1 и р г — соответственно давление газа на входе в образец и на выходе из него. Полагая, что процесс расширения газа при фильтрации через образец происходит изотермически, и используя закон Бойля— Мариотта, получим |
(23) |
где (?0 — расход газа при атмосферном давлении ро. Тогда формула для определения проницаемости пород по газу запишется в виде: |
(24) |
В Международной системе единиц величины, входящие в формулы проницаемости (20) и (24), имеют размерности: [Ь] = м; [Р] = м2; [<?] = м3/с; [р] = Па; [ц] = Па-с. При Ь = 1 м, Р = 1 м2, <? = 1 м3/с, р = 1 Па и ц, = 1 Па-с получим значение коэффициента проницаемости 1с = 1 м2. Действительно, подставив единицы измерения соответствующих величин в формулу (20), найдем |
(22)
(25)
Таким образом, в системе СИ за единицу проницаемости в 1 м2 принимается проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 м2 и длиной 1 м при перепаде давления 1 Па, расход жидкости вязкостью 1 Па-с составляет 1 м3/с.
Физический смысл размерности и (площадь) заключается в том, что проницаемость как бы характеризует величину сечения каналов пористой среды, по которым в основном происходит фильтрация.
Единица проницаемости 1 м2 велика и неудобна для практических расчетов. Поэтому в промысловом деле для оценки проницаемости обычно пользуются практической единицей — дарси (д), которая в 1012 раз меньше, чем проницаемость в 1 м2 (1 д — проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 сма и длиной 1 см при перепаде давления 1 кгс/см2 расход жидкости вязкостью 1 спз составляет 1 см3/с). Величина, равная 0,001 д, называется миллидарси. Учитывая, что
Проницаемость естественных нефтяных коллекторов может изменяться в очень широких пределах даже по одному и тому же пласту. Приток нефти и газа в пластах наблюдается даже при незначительной проницаемости пород (в пределах 10—20 мд и ниже) при наличии высоких перепадов давлений.
Большая часть нефтеносных и газоносных пластов имеет проницаемость от 100 до 2000 мд. Глинистые породы имеют проницаемость в тысячные и десятитысячные доли миллидарси, поэтому они практически непроницаемы.
Характерной особенностью продуктивных пород нефтяных и газовых месторождений является то, что проницаемость их по горизонтали (параллельно напластованию) больше проницаемости этих же пород в направлении, перпендикулярном напластованию. Это объясняется большей уплотненностью пород перпендикулярно напластованию.
При эксплуатации нефтяных и газовых месторождений в пористой среде движутся нефть, газ, вода или нефте-, водогазовые смеси. В зависимости от того, что движется в пористой среде и каков характер движения, проницаемость одной и той же среды может быть различной. Поэтому для характеристики проницаемости нефтесо-держащих пород введены понятия абсолютной, фазовой (эффективной) и относительной проницаемости.
Абсолютной проницаемостью называется проницаемость пористой среды при движении в ней лишь одной какой-либо фазы (газа или однородной жидкости). Абсолютной проницаемостью принято считать проницаемость пород, определенную по газу (азоту).
Фазовой (эффективной) проницаемостью называется проницаемость породы для данных газа или жидкости при содержании в породе многофазных систем. Фазовая проницаемость зависит от физических свойств породы и степени насыщенности ее жидкостью или газом.
Относительной проницаемостью пористой среды называется отношение фазовой проницаемости этой среды к абсолютной ее проницаемости.
При эксплуатации нефтяных и газовых месторождений чаще всего в породе присутствуют и движутся две и три фазы одновременно. В этих условиях проницаемость породы для одной какой-либо фазы всегда меньше ее абсолютной проницаемости.
Исследования показывают, что эффективная и относительные проницаемости для различных фаз находятся в тесной зависимости от нефте-, газо- и водонасыщенности норового пространства породы и физико-химических свойств жидкостей.
3* 35
При промывке песчаных пробок и обработках призабойных зон, связанных с закачкой в скважину жидкостей, у скважины кроме подъемника устанавливают также насосные агрегаты.
При работах, связанных с вращением колонны труб (например, при разбуривании цемента), над устьем скважины, как и при бурении, устанавливают ротор.