- •ПРЕДИСЛОВИЕ
- •УКАЗАНИЯ ЧИТАТЕЛЯМ
- •1. ЭРА МОДЕЛИРОВАНИЯ
- •1.1. ВВЕДЕНИЕ
- •1.1.1.Необходимость моделирования
- •1.1.2.Типы моделей
- •1.1.3.Моделирование пласта
- •1.2. РАЗВИТИЕ МОДЕЛИРОВАНИЯ
- •1.2.1.Уравнение материального баланса
- •1.2.2.Аналоговые резистивно-емкостные сетки
- •1.2.3.Электролитические модели
- •1.2.4.Потенциометрические модели
- •1.2.5.Численные модели
- •1.3. ЦЕЛЬ МОДЕЛИРОВАНИЯ ПЛАСТОВ
- •1.3.1.Проектирование подземных хранилищ
- •1.3.2.Моделирование.скважин
- •1.4. ПРЕИМУЩЕСТВА МОДЕЛИРОВАНИЯ
- •2. ПОНЯТИЯ ПОДЗЕМНОЙ ГИДРОДИНАМИКИ В МОДЕЛИРОВАНИИ
- •2.1. ВВЕДЕНИЕ
- •2.1.1.Закон Дарси. Понятие проницаемости
- •2.1.2.Потенциал скорости течения
- •2.1.3.Течение реального газа. Потенциал скорости реального газа
- •2.1.4.Стационарное и нестационарное течения
- •2.2. ТИПЫ ФЛЮИДОВ [4]
- •2.3. ХАРАКТЕР ТЕЧЕНИЯ ФЛЮИДОВ В ПОРИСТОЙ СРЕДЕ
- •2.3.1.Относительная проницаемость
- •2.3.1.Относительная проницаемость породы для вытесняющей фазы
- •3. СОСТАВЛЕНИЕ УРАВНЕНИЙ ДЛЯ МОДЕЛИРОВАНИЯ ПЛАСТА
- •3.1. ВВЕДЕНИЕ
- •3.2. СОСТАВЛЕНИЕ УРАВНЕНИЙ [1—5]
- •3.2.1.Порядок составления уравнений
- •3.2.2.фильтрация однофазного флюида
- •3.3. ОСНОВНЫЕ УРАВНЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИИ МНОГОФАЗНОГО ФЛЮИДА [2]
- •3.3.1.Вывод уравнения фильтрации трехфазного флюида для радиальной схемы пласта
- •3.3.2.Вывод уравнения фильтрации многофазного флюида для одномерной схемы пласта
- •3.4. МНОГОКОМПОНЕНТНЫЕ СИСТЕМЫ [8], [9]
- •ВВЕДЕНИЕ
- •1. ОБОРУДОВАНИЕ ОБЩЕГО НАЗНАЧЕНИЯ
- •1.2. Оборудование ствола скважины, законченной бурением
- •1.3. Трубы
- •1.3.2.Трубы обсадные
- •1.3.3.Бурильные трубы
- •1.3.4.Трубы для нефтепромысловых коммуникаций
- •1.4. Скважинные уплотнители (пакеры)
- •2. ОБОРУДОВАНИЕ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН
- •2.1. Наземное оборудование
- •2.2. Подземное оборудование фонтанных скважин
- •3. ШТАНГОВЫЕ НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ (ШСНУ)
- •3.1. Станки-качалки
- •3.2. Устьевое оборудование
- •3.3. Штанги насосные (ШН)
- •3.4. Штанговые скважинные насосы ШСН
- •3.5. Производительность насоса
- •3.6. Правила безопасности при эксплуатации скважин штанговыми насосами
- •4. БЕСШТАНГОВЫЕ СКВАЖИННЫЕ НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ
- •4.1. Установки погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН)
- •4.2. Установки погружных винтовых электронасосов
- •4.4. Арматура устьевая
- •4.5. Комплекс оборудования типа КОС и КОС1
- •4.6. Установки гидропоршневых насосов для добычи нефти (УГН)
- •4.7. Струйные насосы
- •5. ОБОРУДОВАНИЕ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН
- •5.1. Газлифтная установка ЛН
- •7. ВИНТОВЫЕ ПОГРУЖНЫЕ НАСОСЫ С ПРИВОДОМ НА УСТЬЕ СКВАЖИНЫ
- •ВВЕДЕНИЕ
- •I. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ «КЛАССИФИКАЦИИ ЗАПАСОВ МЕСТОРОЖДЕНИИ, ПЕРСПЕКТИВНЫХ И ПРОГНОЗНЫХ РЕСУРСОВ НЕФТИ И ГОРЮЧИХ ГАЗОВ»
- •1.1 СУЩНОСТЬ КЛАССИФИКАЦИИ ЗАПАСОВ И РЕСУРСОВ
- •1.2. КОМПЛЕКСНЫЙ ПОДХОД К ИЗУЧЕНИЮ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИИ
- •1. 3. ЗАЛЕЖИ НЕФТИ И ГАЗА И ИХ ОСНОВНЫЕ КЛАССИФИКАЦИОННЫЕ ПРИЗНАКИ И ПАРАМЕТРЫ
- •1.3.1 Флюиды
- •1.3.1.1. Нефть
- •1.3.1.2. Газы
- •1.3.1.3. Конденсат
- •1.4. ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ
- •1.5. УСЛОВИЯ ЗАЛЕГАНИЯ ФЛЮИДОВ В ЗАЛЕЖИ
- •1.5.1. Основные типы залежей
- •1.5.2. Классификация залежей по фазовому состоянию УВ
- •1.5.3. Основные особенности, характеризующие условия разработки залежи
- •1.6. МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА И ИХ ОСНОВНЫЕ КЛАССИФИКАЦИОННЫЕ ПРИЗНАКИ
- •1.8. КОМПЛЕКСНОЕ ИЗУЧЕНИЕ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ОБЪЕКТОВ НА РАЗЛИЧНЫХ ЭТАПАХ И СТАДИЯХ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ И РАЗРАБОТКИ
- •1.8.1. Региональный этап
- •1.8.1.1. Стадия прогнозирования нефтегазоносности
- •1.8.1.2. Стадия оценки зон нефтегазонакопления
- •1.8.2 Поисковый этап
- •1.8.2.1. Стадия выявления и подготовки объектов для поискового бурения
- •1.8.2.2. Стадия поиска месторождений (залежей)
- •1.8.3. Разведочный этап
- •1.8.3.1. Стадия оценки месторождений (залежей)
- •1.8.3.2. Стадия подготовки месторождений (залежей) к разработке
- •1.9. КАТЕГОРИИ ЗАПАСОВ, ПЕРСПЕКТИВНЫХ И ПРОГНОЗНЫХ РЕСУРСОВ НЕФТИ И ГАЗА И ИХ НАЗНАЧЕНИЕ
- •1.11. ПОДГОТОВЛЕННОСТЬ РАЗВЕДАННЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ЗАЛЕЖЕЙ) НЕФТИ И ГАЗА ДЛЯ ПРОМЫШЛЕННОГО ОСВОЕНИЯ
- •2. ВЫДЕЛЕНИЕ ОЦЕНОЧНЫХ И ПОДСЧЕТНЫХ ОБЪЕКТОВ РЕСУРСОВ И ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА
- •2.1 ВЗАИМОСВЯЗЬ КАТЕГОРИИ ЗАПАСОВ И РЕСУРСОВ С ЭТАПАМИ И СТАДИЯМИ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТИ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ
- •2. 2 ВЫДЕЛЕНИЕ ОЦЕНОЧНЫХ ОБЪЕКТОВ ПРОГНОЗНЫХ РЕСУРСОВ
- •2. 3. ВЫДЕЛЕНИЕ ПОДСЧЕТНЫХ ОБЪЕКТОВ ПЕРСПЕКТИВНЫХ РЕСУРСОВ
- •2.4. ПОДСЧЕТНЫЕ ОБЪЕКТЫ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА
- •3. СУММАРНЫЕ РЕСУРСЫ НЕФТИ, ГАЗА И КОНДЕНСАТА
- •4. ОБЪЕМНЫЙ МЕТОД ПОДСЧЕТА НАЧАЛЬНЫХ БАЛАНСОВЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ И СВОБОДНОГО ГАЗА
- •4. 1. СУЩНОСТЬ ОБЪЕМНОГО МЕТОДА
- •4. 2. ОСНОВНЫЕ ЭТАПЫ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НЕФТИ И СВОБОДНОГО ГАЗА ОБЪЕМНЫМ МЕТОДОМ
- •4.3. ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ НЕФТИ И СВОБОДНОГО ГАЗА НА РАЗНЫХ СТАДИЯХ ИЗУЧЕННОСТИ ЗАЛЕЖЕЙ В КОЛЛЕКТОРАХ ПОРОВОГО ТИПА
- •4.3.2. ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ НА СТАДИИ ОЦЕНКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ЗАЛЕЖЕЙ)
- •4.3.3. ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ ПО ЗАВЕРШЕНИЮ РАЗВЕДОЧНОГО ЭТАПА
- •4.3.4. ОСОБЕННОСТИ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НА РАЗРАБАТЫВАЮЩИХСЯ ЗАЛЕЖАХ
- •5. МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ НАЧАЛЬНЫХ ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА
- •5.1. МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОЕКТНЫХ КОЭФФИЦИЕНТОВ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ ПРИ ВОДОНАПОРНОМ РЕЖИМЕ
- •5.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ ПРИ ПОДСЧЕТЕ ЗАПАСОВ ЗАЛЕЖЕЙ, ВВОДИМЫХ В РАЗРАБОТКУ, И ПРИ ПЕРЕСЧЕТЕ ЗАПАСОВ РАЗРАБАТЫВАЕМЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
- •5.3. ПОНЯТИЕ О КОЭФФИЦИЕНТЕ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ГАЗА
- •6. ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ РАСТВОРЕННОГО В НЕФТИ ГАЗА И ЕГО КОМПОНЕНТОВ
- •6.1.ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ ГАЗА, РАСТВОРЕННОГО В НЕФТИ
- •6.2. ПОДСЧЕТ БАЛАНСОВЫХ ЗАПАСОВ ЭТАНА, ПРОПАНА, БУТАНОВ. СЕРОВОДОРОДА И ДРУГИХ ПОЛЕЗНЫХ КОМПОНЕНТОВ
- •7.ПЕРЕВОД ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА В БОЛЕЕ ВЫСОКИЕ КАТЕГОРИИ И ПЕРЕСЧЕТ (ПОВТОРНЫЙ ПОДСЧЕТ) ЗАПАСОВ
- •7.1. ПЕРЕВОД ЗАПАСОВ В БОЛЕЕ ВЫСОКИЕ КАТЕГОРИИ
- •Модуль
- •Продуктивность скважин.
- •Введение
- •Этапы добычи на нефтяном месторождения
- •Как мы способствуем повреждению пласта?
- •Как преодолеть повреждение пласта?
- •Другие факторы, влияющие на продуктивность скважины
- •ВВЕДЕНИЕ
- •1. КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД
- •1.1. ТИПЫ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ
- •1.2. ПОРИСТОСТЬ
- •1.2.1. Виды пористости
- •1.3. ПРОНИЦАЕМОСТЬ
- •1.3.1. Линейная фильтрация нефти и газа в пористой среде
- •1.3.2. Радиальная фильтрация нефти и газа в пористой среде
- •1.3.3. Оценка проницаемости пласта, состоящего из нескольких пропластков различной проницаемости
- •1.3.4. Классификация проницаемых пород
- •1.3.5. Зависимость проницаемости от пористости
- •1.3.6. Виды проницаемости
- •2. МЕХАНИЧЕСКИЕ И ТЕПЛОВЫЕ СВОЙСТВА ПОРОД
- •2.1. МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД
- •2.2. ТЕПЛОВЫЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД
- •3. СОСТАВ И ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГАЗА, НЕФТИ И ПЛАСТОВЫХ ВОД
- •3.1.1. Состав природных газов
- •3.1.2. Физико-химические свойства углеводородных газов
- •3.1.3. Растворимость газов в нефти и воде
- •3.2. СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ
- •3.2.1. Физико-химические свойства пластовых вод
- •3.3. СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЕЙ
- •3.3.1. Физико-химические свойства нефти
- •4. ФАЗОВЫЕ СОСТОЯНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ
- •4.1. СХЕМА ФАЗОВЫХ ПРЕВРАЩЕНИЙ ОДНОКОМПОНЕНТНЫХ СИСТЕМ
- •4.2. ФАЗОВЫЕ ПЕРЕХОДЫ В НЕФТИ, ВОДЕ И ГАЗЕ
- •5. ПОВЕРХНОСТНО-МОЛЕКУЛЯРНЫЕ СВОЙСТВА СИСТЕМЫ ПЛАСТ-ВОДА
- •6. ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ, КОНДЕНСАТА И ГАЗА ИЗ ПОРИСТОЙ СРЕДЫ
- •6.1. ИСТОЧНИКИ ПЛАСТОВОЙ ЭНЕРГИИ
- •6.2. СИЛЫ, ДЕЙСТВУЮЩИЕ В ЗАЛЕЖИ
- •6.3. ПОВЕРХНОСТНЫЕ ЯВЛЕНИЯ ПРИ ФИЛЬТРАЦИИ ПЛАСТОВЫХ ЖИДКОСТЕЙ И ПРИЧИНЫ НАРУШЕНИЯ ЗАКОНА ДАРСИ
- •6.4. ОБЩАЯ СХЕМА ВЫТЕСНЕНИЯ ИЗ ПЛАСТА НЕФТИ ВОДОЙ И ГАЗОМ
- •6.5. НЕФТЕОТДАЧА ПЛАСТОВ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ УСЛОВИЯХ ДРЕНИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖИ
- •6.6. РОЛЬ КАПИЛЛЯРНЫХ ПРОЦЕССОВ ПРИ ВЫТЕСНЕНИИ НЕФТИ ВОДОЙ ИЗ ПОРИСТЫХ СРЕД
- •6.7. ЗАВИСИМОСТЬ НЕФТЕОТДАЧИ ОТ СКОРОСТИ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ВОДОЙ
- •ЛИТЕРАТУРА
- •ВВЕДЕНИЕ
- •1. ПРАВОВЫЕ И ОРГАНИЗАЦИОННЫЕ ОСНОВЫ ОХРАНЫ ОКРУЖАЮЩЕЙ ПРИРОДНОЙ СРЕДЫ
- •1.1.ПРАВОВАЯ ОСНОВА ОХРАНЫ ОКРУЖАЮЩЕЙ ПРИРОДНОЙ СРЕДЫ
- •1.1.1.Концепция охраны окружающей природной среды
- •1.1.2.Правовые аспекты охраны окружающей природной среды
- •1.1.3.Эколого-правовая ответственность
- •1.1.4.Возмещение вреда природной среде
- •2.1.Принципы управления охраной природы в нефтяной и газовой промышленности
- •2.2.Совершенствование системы информационного обеспечения
- •2.3.Совершенствование системы экономического стимулирования природоохранной деятельности нефтегазодобывающих предприятий
- •2.4. Критерии качества среды и нормативы воздействия
- •3. ЭКОЛОГО - ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОПТИМИЗАЦИЯ ПРИРОДОПОЛЬЗОВАНИЯ
- •3.1. Организационные подходы и методы минимизации воздействия производств на окружающую среду
- •3.2. Технологические и технические подходы и методы минимизации воздействия производств на окружающую среду
- •3.3.Экологическая характеристика нефтегазодобывающего производства
- •4. ИСТОЧНИКИ И МАСШТАБЫ ТЕХНОГЕННОГО ЗАГРЯЗНЕНИЯ В НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
- •5. СТРОИТЕЛЬСТВО СКВАЖИН
- •5.1.Источники загрязнения
- •Источники загрязнения
- •5.2.Характер загрязнения природной среды
- •5.3.Влияние отходов на водные объекты
- •5.4.Влияние отходов на почву
- •6. СТРОИТЕЛЬСТВО
- •7. ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
- •8. ОБЪЕКТЫ СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ
- •8.1. Схемы водоснабжения системы заводнения нефтяных месторождений
- •8.2. ЭЛЕМЕНТЫ ФАКЕЛЬНОЙ СИСТЕМЫ
- •8.2.1. КЛАССИФИКАЦИЯ ФАКЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК
- •Рис.2. Условия стабильного горения
- •L – длина пламени, d – диаметр факельной трубы
- •8.2.2. РАСЧЕТ ДИАМЕТРА ФАКЕЛЬНОЙ ТРУБЫ
- •8.2.3. РАСЧЕТ ВЫСОТЫ ФАКЕЛЬНОЙ ТРУБЫ
- •8.2.4. ШУМ ПРИ ФАКЕЛЬНОМ СЖИГАНИИ ГАЗА
- •8.2.5. АВАРИИ НА ФАКЕЛЬНЫХ УСТАНОВКАХ
- •8.2.6. ТЕПЛОВОЕ ИЗЛУЧЕНИЕ
- •9. ВЗАИМОВЛИЯНИЕ СИСТЕМ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА И ПРИРОДНОЙ СРЕДЫ
- •11. ПРИРОДООХРАННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ И ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К НИМ
- •12. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
- •12.1. ОХРАНА ВОДНЫХ РЕСУРСОВ
- •12.1.1 Поверхностные воды
- •12.1.2 Подземные воды
- •12.2. Утилизация вод нефтяных месторождений
- •12.3. ОХРАНА ПРИРОДНЫХ ВОД
- •12.4. ВОДОПОЛЬЗОВАНИЕ И ВОДООТВЕДЕНИЕ НА ОБЪЕКТАХ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
- •12.5. ОЦЕНКА ЗАГРЯЗНЕНИЯ ВОДНОЙ СРЕДЫ
- •12.5.1. Критерии, отражающие воздействие отдельных факторов
- •12.5.2. Экологические интегральные критерии оценки качества вод
- •12.6. РАСЧЕТ ПРЕДЕЛЬНО ДОПУСТИМОГО СБРОСА СТОЧНЫХ ВОД
- •12.7. ТЕХНОЛОГИИ ОЧИСТКИ СТОЧНЫХ ВОД
- •12.7.2. Технология путевого сброса воды
- •13. СПОСОБЫ БОРЬБЫ С НЕФТЕЗАГРЯЗНЕНИЕМ ВОДНЫХ ОБЪЕКТОВ
- •13.1. Механические методы удаления нефти
- •13.3. Химические методы удаления разливов нефти
- •13.4. Микробиологическое разложение нефти
- •13.5. Технология сбора плавающей нефти с водных поверхностей
- •14. ОХРАНА ЗЕМЕЛЬНЫХ РЕСУРСОВ
- •14.1. ОХРАНА АТМОСФЕРЫ
- •14.1.1.Нефтяной газ как источник загрязнения атмосферы
- •14.2. ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ОХРАНЫ НЕДР НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
- •14.3. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ В ПРОЦЕССЕ РАЗБУРИВАНИЯ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
- •14.4. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
- •15. ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ МЕТОДОВ ИНТЕНСИФИКАЦИИ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ
- •15.1. ЗАВОДНЕНИЕ
- •15.1.1. ЗАВОДНЕНИЕ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ХИМРЕАГЕНТОВ
- •15.1.2. ЗАВОДНЕНИЕ С ПРИМЕНЕНИЕМ ПОЛИМЕРНЫХ РАСТВОРОВ
- •15.1.3. ЗАКАЧКА ГОРЯЧЕЙ ВОДЫ И ПАРА
- •15.2. МЕТОД ВЛАЖНОГО И СВЕРХВЛАЖНОГО ВНУТРИПЛАСТОВОГО ГОРЕНИЯ
- •16. ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ МЕТОДОВ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
- •17. МОНИТОРИНГ НЕФТЯНОГО ЗАГРЯЗНЕНИЯ
- •17.1. СИСТЕМА НАБЛЮДЕНИЯ ЗА НЕФТЯНЫМ ЗАГРЯЗНЕНИЕМ
- •17.2. КОНТРОЛЬ ЗА ЗАГРЯЗНЕНИЕМ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ В ЗОНЕ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ УПРАВЛЕНИЙ
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
эквивалентному напряжению, возникающему в опасном сечении трубы с учетом давления среды и осевой нагрузки;
циклической переменной нагрузке; усилиям, вызывающим продольный изгиб трубы.
1.3.2.Трубы обсадные
Обсадные трубы служат для крепления ствола скважины. По ГОСТ 632-80 отечественные обсадные трубы выпускаются следующих диаметров и толщины:
Таблица 3
, мм |
114 |
127 |
140 |
146 |
168 |
178 |
194 |
219 |
245 |
s, мм |
5,2-10,2 |
5,6-10,2 |
6,2-10,5 |
6,5-9,5 |
7,3-12,2 |
5,9-15,0 |
5,2-10,2 |
7,6-15,1 |
7,9-15,9 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
273 |
299 |
324 |
340 |
351 |
377 |
406 |
426 |
473 |
508 |
7,1-16,5 |
8,5-14,8 |
8,5-14,0 |
8,4-15,4 |
9,0-12,0 |
9,0-12,0 |
9,5-16,7 |
10,0- |
11,1 |
11,1- |
|
|
|
|
|
|
|
12,0 |
|
16,1 |
Группа прочности стали Д, К, Е, Л, М, Т. Трубы маркируются клеймением и краской. При спуске в скважину обсадные трубы шаблонируют.
Обсадные трубы могут применяться вместо НКТ, например, при отборе 5000 7000 м3/сут. воды из скважин большого диаметра. Иногда для этого используют бурильные трубы.
1.3.3.Бурильные трубы
Бурильные трубы приспособлены к длительному свинчиванию-развинчиванию. Промышленность выпускает бурильные трубы длиной 6±0,6; 8±0,6; 11,5±0,9 м, наружным диаметром 60, 73, 89, 102мм. Трубы диаметром 114, 127, 140 и 168 мм выпускают длиной
11,5±0,9 м.
Бурильные трубы изготавливаются из такой же стали, как и обсадные. Для уменьшения веса бурильной колонны применяют алюминиевые бурильные трубы (АБТ), изготавливаемые из сплава Д 16. Применяются колонны труб с наружным диаметром 2 7/8” для бурения забойными двигателями.
|
1.3.4.Трубы для нефтепромысловых коммуникаций |
|
||
Для |
нефтепромысловых коммуникаций |
используются |
|
электросварные |
горячекатаные стальные трубы, пригодные по прочности и |
гидравлическому |
|||
сопротивлению: |
|
|
|
трубы стальные бесшовные, горячедеформированные - ГОСТ 8732-78, наружным диаметром от 20 до 550 мм, с толщиной стенок от 2,5 мм и более сталь 10; ЮГ 2; 20 12ХН
2А и др.);
трубы стальные сварные для магистральных газонефтепроводов – ГОСТ 20295-85, диаметром от 159 до 820 мм (сталь К 34, К 50, К 60 и др.);
Для выкидных линий могут поменяться гибкие непрерывные колонны труб диаметром до 2 7/8”.
Трубопроводы проектируются и изготавливаются в соответствии с правилами, установленными Госгортехнадзором. Исключение составляют трубопроводы для пара,
6
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 о
эксплуатируемые с Рабс<0,2 МПа, для воды с температурой до 120 С, временно устанавливаемые трубопроводы со сроком действия до 1 года и некоторые другие.
Трубы этих трубопроводов должны выдерживать давление испытания
Р=2 S[d] /Двн,
где S - толщина трубы (за вычетом допуска); [ ] - допускаемое напряжение, равное 40% предела текучести; Двн - внутренний диаметр трубы.
7
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
1.4. Скважинные уплотнители (пакеры)
Пакеры при эксплуатации устанавливаются обычно в обсаженной части скважины и спускают их на колонне подъемных труб. Уплотнение, прижимаемое к обсадной трубе, должно надежно разобщать части ствола скважины, находящиеся над и под уплотнителем. Уплотнители для эксплуатационных нужд подразделяются по своему назначению.
1. Уплотнители, применяемые при отборе нефти и газа из пласта в случае:
а) оборудования, требующего создания в скважине двух изолированных каналов (например, НКТ и уплотненнее снизу пространств между НКТ и обсадными трубами при раздельной эксплуатации нескольких пластов);
б) беструбной эксплуатации (подъеме жидкости по обсадной колонне, в нижней части которой установлено уплотнение);
в) предохранения от выброса при газопроявлениях (пакер с клапаном-отсекателем). 2. Уплотнители, применяемые при исследовании или испытании в случае:
а) раздельного исследования пластов, вскрытых одной скважиной; б) проверки герметичности обсадной колонны или герметичности изоляции
пластов цементным кольцом.
3. Уплотнители, применяемые при воздействии на пласт или его призабойную зону
при:
а) гидроразрыве пласта; б) поддержании пластового давления;
в) подаче в пласт теплоносителей.
По способу посадки пакеры подразделяют на механические М (рис. 3, а, б), гидравлические Г(рис. 3, в, г) и гидромеханические ГМ. Механический пакер расширяется при воздействии осевой нагрузки (масса НКТ); оболочка гидравлического пакера расширяется при подаче в нее жидкости.
Во всех пакерах должна быть опора (якорь) для пакера: упор на забой через хвостовик; переход диаметра обсадной колонны;
шлипсовый захват за обсадную колонну (якорь); шлипсовый захват и торец обсадной трубы в ее муфтовом соединении.
Пакеры выпускают диаметром от 88 до 245 мм, для обсадных труб – 114 273 мм, которые обеспечивают перепад давления: 14, 21, 35, 50 и 70 МПа.
Различают следующие виды пакеров:
ПВ - пакер, воспринимающий усилие от перепада давления, направленного вверх. ПН – тоже, направленного вниз; ПД - то же, направленного как вниз, так и вверх.
Заякоривающие устройства (якорь) могут быть Г - гидравлические (по способу посадки); М - механические; ГМ - гидромеханические.
8
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Рис. 3. Пакеры
Пример обозначения пакера: 2ПД-ЯГ-136НКМ-35К1. 2 - номер модели; ПД - тип пакера; Я - наличие якоря; Г - способ посадки пакера (гидравлический); 136 - наружный диаметр пакера, мм; НКМ - резьба гладких высокогерметичных насосно-компрессорных труб (ГОСТ 633-80); 35 - рабочее давление, МПа; К1 - исполнение по коррозионной стойкости (для сред с объемной концентрацией СО2 до 10%).
Пример обозначения якоря: ЯГ-118-21. Я - якорь; Г - гидравлический способ посадки; 118 - наружный диаметр якоря, мм; 21 - рабочее давление, МПа.
Пакеры способны воспринимать усилие от перепада давления, направленного как вверх, так и вниз, могут оставаться в скважине и выполнять свои функции и без колонны подъемных труб, которую извлекают после посадки пакера. В этом случае для отсоединения колонны труб от пакера и повторного соединения ее с пакером применяются разъединители колонн типов РК, ЗРК, 4РК, устанавливаемые над пакером. В оставляемую с пакером часть разъединителя перед разъединением при помощи канатной техники устанавливается пробка, перекрывающая пласт, а извлекаемая часть разъединителя поднимается вместе с колонной подъемных труб. Пример обозначения разъединителя колонн: РК 89/145-80-350. РК - разъединитель колонн; 89 - условный диаметр, мм; 145 - диаметр пакера, мм; 80 - - диаметр проходного отверстия, мм; 350 - рабочее давление, кг/см2.
9