Билет 16. 1. Понятие скважины, конструкция

1. Понятие скважины, конструкция. Показатели механических свойств горной породы, основные физико- химические свойства нефти и газа.

Скважиной называется цилиндрическая горная выработка, которая строится без доступа человека к забою и имеющая диаметр во много раз меньше длины.

Начало скважины называется устьем, дно - забоем, боковые поверхности - стенками или стволом.

Скважины различного назначения - это капитальные, дорогостоящие сооружения, работающие десятки лет.

Скважины предназначены для поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений.

Незакрепленный открытый ствол скважины не представляет собой надежный канал для соединения продуктивного пласта с дневной поверхностью вследствие неустойчивости горных пород, наличия пластов, насыщенных различными флюидами (вода, нефть, газ, их смеси), которые находятся под различным давлением, и др.

Крепление ствола скважины и разобщение пластов производится путем спуска стальных труб, называемых обсадными,а все спущенные трубы представляют собой обсадную колонну.

Для исключения перетоков различных флюидов из пласта в пласт кольцевое пространство между стенкой скважины и спущенной в нее обсадной колонной заполняется тампонирующим материалом с инертными и активными наполнителями, с химическими реагентами с помощью насосов.

Под конструкцией скважины понимается совокупность данных о числе обсадных колонн, их диаметрах и длине, диаметрах ствола скважины под каждую колонну, интервалах цементирования, а также о способах соединения скважины с продуктивным пластом.

В скважину спускают обсадные колонны особого назначения. Это направление, кондуктор, промежуточные колонны, эксплуатационная колонна.

Направление

Направление спускается в скважину для создания направления стволу скважины, для предупреждения размыва и обрушения горных пород со стенок скважины и для соединения ствола скважины с желобами очистной системы. Направление цементируется на всю длину. Длина направления колеблется от нескольких метров до сотни метров в зависимости от разреза горных пород и условий бурения (море, болото, илистые рыхлые грунты и т. д.).

Кондуктор

Кондуктором перекрывают верхнюю часть геологического разреза неустойчивых пород, пласты, насыщенные водой и другими флюидами, поглощающие промывочную жидкость или проявляющие, подающие пластовые флюиды на поверхность. Кондуктором обязательно перекрываются все пласты пресной воды. На кондуктор устанавливается противовыбросовое оборудование, на устье кондуктор служит также опорой для подвески очередных колонн.

Эксплуатационная колонна

Эксплуатационная колонна спускается в скважину для извлечения нефти, газа или для нагнетания в продуктивный горизонт воды или газа с целью поддержания пластового давления.

Эксплуатационная колонна в газовых и разведочных скважинах цементируется полностью. В нефтяных скважинах - либо по всей длине, либо с перекрытием предыдущей колонны на 100 м.

Промежуточная колонна

Промежуточные колонны спускаются в том случае, если невозможно бурение без предварительного разобщения зон осложнений (проявления, поглощения, обвалы). Промежуточные колонны могут быть сплошными, т е. их спускают от устья до забоя и не сплошные, так называемые хвостовики.

При большой интенсивности искривления скважины называют искривленными.

Специально искривленные под необходимыми углами с заданной интенсивностью и в определенном направлении скважины называются наклонно - направленными.

При отклонении от вертикали на 90о скважины называются горизонтальными.

Несколько наклонно - направленных скважин, расположенных рядом (несколько метров между устьями), образуют куст.Разбуривание месторождений, таким образом, называют кустовым бурением.

Физико-механические свойства горных пород необходимо знать и учитывать при строительстве скважин нефтяных шахт, хранилищ газа в истощенных нефтяных и газовых пластах размываемых полостях.

Основными физико-механическими свойствами горных пород, влияющими на процесс их разрушения являются упругость и пластичность, прочность, твердость, абразивность и сплошность.

Под воздействием внешних нагрузок все горные породы претерпевают деформации, исчезающие или остающиеся после снятия нагрузки. Первые из них называются упругими деформациями, а вторые - пластическими.

Упругие свойства горных пород проявляются только в пределах упругой зоны, т.е. при нагрузках, после снятия которых порода возвращается в исходное состояние. Пластические свойства пород возникают при нагрузках, превышающих предела упругости породы, после снятия которых порода уже не полностью восстанавливают исходную форму и размеры.

Важной характеристикой горных пород является их прочность при различных видах деформации.

Способность твердого тела оказывать сопротивление разрушению от внешнего воздействия (механического, теплового и др.) называется его прочностью.

Достаточно плотные горные породы (типа сцементированных песчаников), например, при сжатии подвержены упругим деформациям. Однако при значительных напряжений сжатия (более 40-50 МПа) возникают необратимые пластические деформации, а затем наступает разрушение материала. Значения напряжения, при котором наступает разрушение породы при действии определенного вида внешних сил, называют пределом прочности.

Твердость горных пород.Под твердостью горной породы понимается ее способность оказывать сопротивление проникновению в нее (внедрению) породоразрушающего инструмента.

Сплошность горных пород. Данные понятие предложено для оценки структурного состояния горных пород и их способности передачи внутри породы воздействия, например давления внешней жидкости и газовой среды. Степень пригодности для такого воздействия определяется внутриструктурными нарушениями в породе (трещины, поры, поверхности рыхлого контакта зерен).

Свойства нефти:

1. Плотность нефти – отношение массы вещества к ее объему. В зависимости от химического состава и количества растворенного газа колеблется от 700 до 1000 кг/м³. Она возрастает по мере увеличения содержания в ней тяжелых смолисто-асфальтеновых компонентов. Плотность газов при температуре 0⁰С и давлении 1 атм для метана составляет 0,716 кг/м³, для этана – 1,356 кг/м³, пропана – 2,019 кг/м³, бутана 2,672 кг/м³, пентана – 3,215 кг/м³. Плотность воздуха при тех же условиях составляет 1,292 кг/м³.

2. Вязкость. Вязкостью жидкости называется ее способность оказывать сопротивление действующей силе. Единицей измерения вязкости в системе СИ является миллипаскаль в секунду – мПа·с. Чем больше в нефтях ароматических и нафтеновых циклов, тем выше ее вязкость. При нормальном давлении с повышением температуры вязкость нефти уменьшается, а вязкость газов возрастает. Вязкость воды составляет 1 мПа·с, нефти – от 1 до 25 мПа·с.

3. Текучесть – величина обратная вязкости. Чем меньше вязкость, тем больше текучесть.

4. Температура кипения. Чем больше атомов углерода входит в состав молекул, тем выше температура кипения углеводородов. Легкие нефти закипают раньше, чем тяжелые.

5. Фракционный состав нефти. Фракции нефти, выкипающие при температуре 95⁰С, называются петролейным эфиром, от 95-195⁰С - бензином, от 190-260⁰С – керосином, от 260-350⁰С – дизельным топливом, от 350-530⁰С – маслами, свыше 530⁰С – остатком (мазут, смола, битум). Для нормальной нефти (плотностью 850 кг/м³) выход бензиновой фракции составляет 27%, керосина – 13%, дизельного топлива – 12%, тяжелого газойля – 10%, смазочных масел – 20%, мазута, смол – 18%. На заводах глубокой переработки нефти по крекинг-технологии выход бензиновой фракции доводится 45%.

6. Теплота сгорания – количество теплоты выделяющееся при сгорании 1 кг. топлива. Для угля она составляет 33600 Дж/кг, для нефти – 43250-45500 Дж/кг, для газа – 37700-56600 Дж/кг.

7. Цвет нефти изменяется в широких пределах от бесцветного, светло-желтого, желтого до темно-коричневого и черного. Некоторые нефти при дневном освещении имеют зеленоватый и синеватый оттенки.

8. Электропроводимость. Нефти являются диэлектриками, т.е. не проводят электрический ток.

9. Растворимость газов. Все углеводородные газы, начиная от метана до пентана, при обычных температурах весьма инертны к действию кислорода, щелочей и кислот. Растворяются в воде. Растворимость газов в нефтях зависит от состава нефти и газа, возрастает по мере повышения давления. При одинаковом количестве атомов углерода в молекуле жидкого углерода при прочих равных условиях газ лучше всего растворяется в метановых нефтях, хуже в нафтеновых и хуже всего в ароматических нефтях. Чем выше молекулярный вес газообразного углеводорода, тем он лучше растворяется в нефтях: лучше растворяется пентан, хуже всех – метан. Количество растворенного в жидкости газа называется газовым фактором. Газовый фактор нефтей возрастает с глубиной, по мере увеличения давления. На глубинах 1,5-2 км он составляет 150-200 м³/м³. Если снизить давление в пласте, то часть газа выделяется в свободную фазу.

10. Давление насыщения. В природных условиях нефти не всегда полностью насыщены газом. Давление (при постоянной температуре), при котором из нефти начинает выделяться растворенный в ней газ в свободную фазу, называется давлением насыщения.

11. Обратная (ретроградная) растворимость – растворимость нефтей в газах. В области повышенных давлений при достаточно большем объеме газовой фазы жидкие углеводороды растворяются в газе, переходя в парообразное состояние. Образуется газоконденсатная смесь (залежь). Нефть меньше всего растворяется в метане. Добавка к метану более тяжелых газообразных углеводородов увеличивает его растворяющую способность. С повышением давления при постоянной температуре и с повышением температуры при постоянном давлении растворимость жидких углеводородов в газах увеличивается. Она падает с повышением молекулярного веса углеводородов. Хуже всего растворяются смолы и асфальтены. Если понизить давление в пласте, то конденсат выделится в свободную фазу. Количество растворенной в газе нефти называется конденсатным фактором. Конденсатный фактор газов возрастает с глубиной, по мере увеличения давления. На глубине 3 км он составляет 200-250 см³/м³, на глубине 4 км 400-450 см³/м³.

12. Газонасыщенность (газовый фактор) нефти определяется количеством газа, растворенного в нефти в условиях залежи. Измеряется в м³ на 1 м³ нефти.

2. Типы станков- качалок, технические характеристики, наименование основных узлов и компонентов. Основные причины неисправностей в работе СК.

Стандартом 1966 г. было предусмотрено 20 типоразмеров станков-качалок (СК) грузоподьемностью от 1,5 до 20 т. Типовая конструкция СК представлена на рис. 4.51. Впервые в стране был начат выпуск приводов, в которых редуктор был поднят и установлен на подставке.

Рис. 4.51. Схема станка-качалки типа СКД с редуктором на раме и кривошипным уравновешиванием

При создании размерного ряда учитывалась унификация узлов и элементов с той целью, чтобы свести к минимуму разнообразие быстроизнашивающихся узлов и тем самым упростить изготовление, ремонт, обслуживание и снабжение оборудования запасными элементами. Для этого из 20 типов станков-качалок 9 - были выполнены как базовые, а остальные 11 - в виде их модификаций. Модификации заключались:

• в изменении соотношений длин переднего и заднего плеч балансира путем замены головки балансира или всего балансира, что приводило к изменению грузоподъемности и длины хода станка-качалки;
• в применении редуктора с другим крутящим моментом;
• в одновременной замене балансира и редуктора.

Фактически в серийный выпуск пошли только 9 - моделей, включая 7 базовых и 2 модифицированных. Условное обозначение на примере 4СКЗ-1,2-700 расшифровывается следующим образом:

• 4СК - станок-качалка 4 - базовой модели;
• 3 - допускаемая нагрузка на головку балансира 3 т;
• 1,2 - наибольшая длина хода точки подвеса штанг 1,2 м;
• 700 - допускаемый крутящий момент на редукторе 700 кг · м.