Водоснабжение

Чему равно забойное давление при простое скважины: что это такое, величина, какие факторы влияют на параметр, как определить, формула и алгоритм расчета, причины снижения, изменения дебита при повышении и понижении

Курс

Лекций по программе

«Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях».

Тема 1. Основные понятия о ГНВП и фонтанах.

Открытые фонтаны всегда были и остаются в настоящее время самыми тяжелыми авариями при бурении и ремонте скважин. Как правило, открытые фонтаны сопровождаются многими последствиями. Такими как:

  • n потеря бурового и другого оборудования
  • n непроизводственные материалы и трудовые затраты;
  • n загрязнение окружающей среды ( разливы нефти или минерализованной воды, загазованность и др. ) ;
  • n перетоки внутри скважины, вызывающие истощение месторождения и загрязнение вышележащих горизонтов;
  • n случаи человеческих жертв.

Несмотря на совершенствование противовыбросового оборудования и технологию проводки, освоения и ремонта скважин количество открытых фонтанов и убытки от них сокращаются медленно.

Чаще всего причиной этого является отсутствие должного контроля за поведением скважины, при которой невозможно определить начало ГНБП и своевременно принять меры по его ликвидации, а так же неграмотные работы по глушению проявления. Каждый открытый фонтан проходит стадии:

· Начала ГНВП, когда в ствол скважины только начинает поступать флюид из пласта.

· Подъем флюида по стволу скважины и выброс, если устье оказалось незагерметизированным.

Нормальная ликвидация проявления может быть только в том случае, если его обнаружение и герметизация произошли на первом этапе — начале поступления флюида из пласта т.е. произвести раннее обнаружение начала ГНВП.

  1. ГНВП — это поступление пластового флюида ( газ, нефть, вода, или их смесь ) в ствол скважины, не предусмотренное технологией работ при ее строительстве, освоении , ремонте и эксплуатации.
  2. Выброс — кратковременное, интенсивное вытеснение из скважины порции бурового раствора энергией расширяющегося газа.
  3. Открытый фонтаннеуправляемое истечение пластового флюида через устье скважины в результате отсутствия, разрушения, или негерметичности запорного оборудования, или грифонообразования.

Тема 1.1 Основные понятия о давлениях в скважине.

Давление, P – Мпа; кгс/см.2. Давление определяется как сила, действующая на единицу площади. Давление в любой точке скважины одинаково во всех направлениях.

Гидростатическое давление, Pr — Мпа; кгс/см.кв.. . Гидростатическим давлением принято называть давление, определеяемое весом столба раствора выше рассматриваемого сечения, приходящегося на единицу площади.

  • Чему равно забойное давление при простое скважины: что это такое, величина, какие факторы влияют на параметр, как определить, формула и алгоритм расчета, причины снижения, изменения дебита при повышении и понижении
  • где r — плотность флюида, г/см3;
  • H — глубина скважины, м.
  • В наклонных скважинах глубина скважины H определяется как вертикальная составляющая длины ствола.

Гидравлические потери (сопротивление) Pr.c, Мпа; кгс/см.2. Гидравлические потери определяются как давление, которое необходимо создать, чтобы прокачать данный флюид с данной скоростью через данную систему. Гидравлические потери возникают только при прокачивании флюидов и суммируются со всеми другими давлениями, действующими в интересующей нас точке.

Значение гидравлических потерь определяется по существующим методикам.

Избыточное давление, Pиз —кгс/см.2.

Избыточное давление (противодавление) есть давление, действующее на закрытую или открытую (в динамике) систему, определяемое иными, чем гидростатическое давление, источниками.

В нашем случае избыточным давлением в закрытой при ГНВП скважине будет давление в бурильных трубах Pиз.т. и колонне Pиз.к. Избыточным давлением в динамических условиях будут гидравлические потери в дросселе +Pr.c.

Избыточное давление добавляется к давлению, действующему в рассматриваемой точке в статических и динамических условиях. Это положение является основополагающим в понимании методики глушения скважины.

Избыточное давление в бурильных трубах. Pиз.т. — кгс/см.2 Pиз.т. — это давление на стоянке при закрытой скважине без циркуляции. Pиз.т. равно разнице между пластовым давлением Pпл и гидростатическим давлением столба бурового раствора в бурильных трубах.

Избыточное давление в обсадной колонне, Pиз.к. — кгс/см.2 Pиз.к. — это давление в затрубном (кольцевом) пространстве на устье закрытой скважины при отсутвии циркуляции. Pиз.к. равно разнице между пластовым давлением и общим гидростатическим давлением столба флюидов в затрубном пространстве.

Пластовое давление, Pпл — кгс/см.2. Пластовое давление есть давление флюида в рассматриваемом пласте. Пластовое давление равно гидростатическому давлению столба бурового раствора в бурильных трубах плюс Риз.т. при закрытой скважине.

Нормальным пластовым давлением считается давление равное гидростатическому давлению столба воды на глубине залегания пласта. Пластовое давление выше давления столба воды называется аномально высоким пластовым давлением.

Пластовое давление ниже давления столба воды называется аномально низким пластовым давлением.

Забойное давление, Рзаб — кгс/см.2 Забойное давление есть общее давление на забое скважины (или под долотом) в любых условиях. Рзаб=Рr+Pr.ск+Риз.

  1. Рзаб. в зависимости от условий может быть равно пластовому давлению, больше или меньше его:
  2. — в нормальных условиях бурения Рзаб>Рпл;
  3. — приГНВП , когда скважина закрыта , Рзаб=Рпл.
  4. Чему равно забойное давление при простое скважины: что это такое, величина, какие факторы влияют на параметр, как определить, формула и алгоритм расчета, причины снижения, изменения дебита при повышении и понижении

    Основным условием начала ГНВП является превышение пластового давления вскрытого горизонта над забойным давлением.

  5. Забойное давление в скважине во всех случаях зависит от величины гидростатического давления бурового раствора заполняющего скважину и дополнительных репрессий вызванных проводимыми на скважине работами ( или простоями ).
  6. ЕТПБ требуют, чтобы гидростатическое давление ( Р г ) превышало пластовое ( Р пл ) в следующих размерах :
  7. для скважин с глубиной до 1200м Р=10% Р пл, но не более 1,5 МПа
  8. для скважин с глубиной более 1200м Р=5% Р пл, но не более 3,0 Мпа
  9. При известном пластовом давлении горизонта необходимая плотность промывочной жидкости, на которой должен вскрываться этот горизонт определяют:
  10. Чему равно забойное давление при простое скважины: что это такое, величина, какие факторы влияют на параметр, как определить, формула и алгоритм расчета, причины снижения, изменения дебита при повышении и понижении
  11. Определение забойных давлений ( Р заб )
  12. · Забойное давление при механическом бурении и промывке
  13. Чему равно забойное давление при простое скважины: что это такое, величина, какие факторы влияют на параметр, как определить, формула и алгоритм расчета, причины снижения, изменения дебита при повышении и понижении
  14. Ргск — гидравлическое сопротивление кольцевого пространства.
  15. Ориентировочно, для неглубоких скважин оно составляет :
  16. Чему равно забойное давление при простое скважины: что это такое, величина, какие факторы влияют на параметр, как определить, формула и алгоритм расчета, причины снижения, изменения дебита при повышении и понижении
  17. Ргс — полное гидравлическое сопротивление без учета перепада давления на турбобуре.
  18. При промывке скважины после спуска труб или длительных простоях без промывки забойное давление может снижаться за счет подъема по стволу газированных пачек бурового раствора и резкого увеличения их объема к устью.
  19. 2. Забойное давление после остановки циркуляции первое время равняется гидростатическому
  20. Чему равно забойное давление при простое скважины: что это такое, величина, какие факторы влияют на параметр, как определить, формула и алгоритм расчета, причины снижения, изменения дебита при повышении и понижении
  21. Чему равно забойное давление при простое скважины: что это такое, величина, какие факторы влияют на параметр, как определить, формула и алгоритм расчета, причины снижения, изменения дебита при повышении и понижении

    3.Забойное давление при отсутствии циркуляции длительное время снижается за счет явлений седиментации, фильтрации, контракции, а так же температурных изменений бурового раствора на величину D Рст

Особенности пластового давления в скважине

Когда идет речь о таком явлении, как пластовое давление в скважине, имеют в виду скопившиеся в земляных пустотах полезные ископаемые.

Возникновение этого процесса связано с тем, что основная часть пласта имела возможность ранее выйти на поверхность. Сквозь образовавшиеся отверстия пласт напитывался.

Несоответствие поступления жидкости из толщи залегания пласта стало причиной появления избыточного натиска, которое назвали пластовым.

Чему равно забойное давление при простое скважины: что это такое, величина, какие факторы влияют на параметр, как определить, формула и алгоритм расчета, причины снижения, изменения дебита при повышении и понижении

Виды скважин.

Такое свойство оказывает влияние на характеристики пластовой энергии, оно определяет свойства газов, проводит проверку скопившейся жидкости. Согласно величине пластового давления в скважине стало возможно определить объем газового месторождения, условия его добычи.

Непосредственно в скважине происходит определение показателя пластового параметра. Измерения проводятся скважинным манометром. Можно рассчитать в скважине пластовое давление, ориентируясь на величину уровня жидкости, причем расчет будет точным. Обычно значение внизу пласта наиболее высокое, поэтому параметр пластового давления в скважине берется посередине.

Количество жидкости, имеющееся пластовое давление, измеряется там, где есть наличие неработающих скважин. В итоге при расчете исключаются ошибки, которые часто возникает из-за смены натиска, когда жидкость движется по пласту.

Чтобы понимать технологические процессы, происходящие во время разработки новых пластов (скважин), требуется знать несколько характерных названий различных параметров, оказывающих прямое влияние на протекающие операции.

  • Как делается горизонтально направленное бурение.
  • Какова глубина залегания артезианской воды.
  • О колонковом бурении читайте здесь.

Статическое давление: особенности

Чему равно забойное давление при простое скважины: что это такое, величина, какие факторы влияют на параметр, как определить, формула и алгоритм расчета, причины снижения, изменения дебита при повышении и понижении

Расположение пластов.

Подобное явление возникает, когда открывается скважина. Давление (F) устанавливается после длительного перерыва. Статическое значение соответствует гидростатическому параметру жидкостного столба, если отталкиваться от вертикали.

Его величина равна расстоянию, которое берет начало у основания пласта и кончается уровнем поверхности. В большинстве случаев величину глубины определяют серединой всей массы пласта.

Практически статическое давление соответствует показателю, возникающему в самом пласте.

Под статическим уровнем понимается величина столба жидкости, образовавшаяся после закрытия скважины, которая оказывается под влиянием давления атмосферы.

Когда происходит герметизации скважины, на самом верху возникает скопление газа, появляется определенное давление на всю скопившуюся жидкость. Такой уровень к статическим не относится.

Что такое динамическое давление?

Данный вид имеет место на забое, когда происходит отбор газа, проводится закачка воды напрямую в скважину. Этот показатель имеет еще одно название – «забойное давление скважин». В основном статическое совместно с динамическим и можно назвать забойным.

Образовавшийся уровень жидкости, там, где проводятся работы, когда на него воздействует атмосферное влияние, получил название динамического параметра.

Характеристики усредненного давления

Чему равно забойное давление при простое скважины: что это такое, величина, какие факторы влияют на параметр, как определить, формула и алгоритм расчета, причины снижения, изменения дебита при повышении и понижении

Пласты, предшествующие воде.

Согласно величине среднего показателя (он разный, и его указать невозможно) определяется состояние пласта, выясняется его энергетика, которая помогает определить методы разработки скважины. Надо сказать, что статическое влияние бывает не всегда одинаково в скважинах, так как пласты располагаются по-разному. В связи с этим пластовые давления имеют различные показатели. На это влияет:

  • выработанность;
  • прерывистость;
  • неоднородность залежей.

Также введено определение усредненного давления. Оно определяется согласно показателям статических значений, имеющих место в самых различных скважинах.

Когда поддерживается пластовое давление, закачка производится в специальные нагнетательные конструкции. Они располагаются прямыми рядами.

Там, где расположены нагнетательные скважины, наблюдается возникновение в пласте высокого натиска.

Чтобы отслеживать процесс нагнетания, следить за динамическими процессами, используют термин «пластовое давление», возникшее в районе нагнетания. Для этого на специальной карте показывается местоположение нагнетательных скважин.

Дополнительные параметры

На изменение давления влияют следующие параметры:

Чему равно забойное давление при простое скважины: что это такое, величина, какие факторы влияют на параметр, как определить, формула и алгоритм расчета, причины снижения, изменения дебита при повышении и понижении

Вибрационное воздействие на водоносный пласт.

  1. Текущее давление. Когда происходит разработка скважины, ее полная эксплуатация, наблюдается изменение пластового давления. Такие изменения относятся к главному информирующему источнику. Они сообщают истинное состояние пласта. В связи с этим в разные промежутки времени замеряется величина усредненного показателя пластового давления. Полученные значения получили название текущего F.
  2. Специальное приведенное давление. Чтобы правильно оценивать забойные давления и проводить их сравнение, было введено приведенное давление. Полученные забойные давления заново пересчитываются согласно условно взятой горизонтальной поверхности.
  3. Поступление воды. Жидкость накапливается в скважине, происходит образование в забое определенного давления, величина которого меньше давления, продуктивного пласта. Такое поступление жидкости прямо к скважине – процесс очень сложный, его не всегда можно рассчитать. Только тогда, когда размещение скважины имеет правильную геометрию, при нескольких допущениях, удается аналитическим путем сделать расчет дебита таких скважин.

Надо сказать, что около каждой из скважин, когда пласт выглядит однородным, движение жидкости начинает приближаться к радиальному. Это дает возможность при расчетах пользоваться радиальной системой фильтрации.

Как разрабатываются месторождения?

Чему равно забойное давление при простое скважины: что это такое, величина, какие факторы влияют на параметр, как определить, формула и алгоритм расчета, причины снижения, изменения дебита при повышении и понижении

Схема разработки месторождений.

Фильтрация любой жидкости проводится благодаря пластовой энергии. Такое давление воздействует на жидкость и держит ее в состоянии сжатия. Когда месторождение начинает разрабатываться, обычно пластовое давление понижается. В связи с этим становится очень важно как можно быстрее добыть нефть. Ведь если F понизится, то будет невозможно проводить определенные операции.

За состоянием пластового давления, всеми его изменениями происходит постоянное наблюдение.

В случае быстрого снижения начинают использоваться искусственные способы поднятия давления пласта, примером тому может служить поддержка пластового давления.

Скорость уменьшения пластового давления, считающегося энергетической характеристикой ресурса пласта скважин, в огромной степени зависит от скорости забора пластовой жидкости. Это могут быть:

На уменьшение давления влияет также и существование искусственного поддержания конкретного пластового давления. Эти критерии не имеют никакого отношения к реальным факторам. Объем пластовой энергии, скорость уменьшения F сильно зависят от натуральных факторов:

Чему равно забойное давление при простое скважины: что это такое, величина, какие факторы влияют на параметр, как определить, формула и алгоритм расчета, причины снижения, изменения дебита при повышении и понижении

Схема разработки месторождения угля.

  1. Образовавшаяся газовая шапка. Ее энергия расширения помогает разрабатывать месторождение.
  2. Количество упругой энергии, существующей в пластовом механизме.
  3. Объем газа, содержащегося в нефти. Благодаря его энергии расширения жидкость начинает перемещаться непосредственно к скважине.
  4. Присутствие источника, который регулярно питает пласт водой.
  5. Фактор гравитации. Он с большим эффектом способствует удалению из пласта имеющейся нефти, причем образуется большой угол падения.

Описанные выше факторы, зависящие от реальных условий, влияют на возникновение месторождения, они не находятся в зависимости от человека. Некоторые факторы выполняют главную роль, когда происходит разработка месторождения, другие находятся в подчиняющей роли.

Капиллярные силы оказывают серьезное влияние на пористые среды, имеющие большую удельную поверхность. Они выполняют блокирующую функцию очистки пластовой воды. По этой причине совместно со всеми описанными факторами поверхностные силы становятся определяющими критериями интенсивности подхода жидкости к скважинным забоям.

Режимы, используемые специалистами

Чему равно забойное давление при простое скважины: что это такое, величина, какие факторы влияют на параметр, как определить, формула и алгоритм расчета, причины снижения, изменения дебита при повышении и понижении

Оборудование, зависящее от характеристик продуктивного пласта и скважины.

Совокупность натуральных факторов, синтетических способов, определяющих массу процессов, относящихся к пористым пластам во время дренажа системы, называется режимом пласта скважин. Специалисты пользуются несколькими режимами:

  • водонапорный, который, в свою очередь, может быть искусственным или натуральным;
  • растворенный газ;
  • газонапорный;
  • упругий;
  • гравитационный.

Грамотно оценить режим дренирования можно с учетом:

  • технологических норм, устанавливающих предельно допустимые значения величин отбора жидкости;
  • забойного давления;
  • расчета гидродинамических показателей;
  • расчета объема добычи;
  • коэффициента нефтеотдачи.

Надо заметить, что точно определить, какой необходим режим залежи, иногда бывает очень сложно. Дело в том, что некоторые факторы, влияющие на определение режима, возникают в одно и то же время.

Пластовое давление, когда только начинает образовываться, полностью зависит от динамики жидкости, присутствующей в горных породах.

Обычно объем газа в месторождениях очень мал, если сравнивать его с количеством воды.

Нефтяные залежи, где содержится жидкость, всегда меньше количества воды.

Жидкость является не только той средой, через которую нефть обязана двигаться, чтобы в дальнейшем накопиться в залежах. Она выполняет функцию базового агента, который передает давление участкам.

Иначе говоря, вода – это своеобразная соединительная ткань, работающая непрерывно и пропитывающая все горные породы. В глинистых породах и породах, имеющих низкую проницаемость, жидкость выглядит, как пленка толщиной в несколько микрон.

В водоносных породах вода занимает порой 40% объема всей породы. Нефтяные месторождения всегда имеют в наличии подземные воды. Поэтому многочисленные нюансы пластового давления относятся к гидрогеологии. Их исследуют в нефтяной геологии.

Тема 2. Основные понятия о давлениях в скважине

Основным
условием начала газонефтеводопроявления

является превышение пластового давления
вскрытого горизонта, продуктивного
пласта над забойным давлением.

Давление,
(Р)
– определяется как сила, действующая на
единицу площади, измеряется в МПа;
кгс/см2.
Давление в любой точке ствола скважины
одинаково во всех направлениях.

  • Гидростатическое
    давление, (Pг)

    — это давление, определяется весом
    столба жидкости (бурового раствора)
    выше рассматриваемого сечения,
    приходящегося на единицу площади.
  • где
    r — плотность флюида, г/см3;
  • H — глубина скважины,
    м;

G –
ускорение свободного падения (9.8
м/с2).

В
наклонных скважинах глубина скважины
H определяется как вертикальная
составляющая длины ствола.

Давление
гидравлического сопротивления, (Pг.c.)

— это давление, которое необходимо
создать, чтобы прокачать весь объём
флюида с определённой скоростью через
данную систему, скважина — насос. Это
давление возникает только при прокачивании
флюида и суммируются со всеми другими
давлениями, действующими в интересующей
нас точке.

Избыточное
давление, (Риз.)

— это есть давление (противодавление),
действующее на закрытую или открытую
(в динамике) систему, определяемое иными,
чем гидростатическое давление,
источниками. В нашем случае избыточным
давлением в закрытой при газонефтеводопроявлении
скважине будет давление в трубах Pиз.т.
и технической колонне (эксплуатационной
колонне) Pиз.к.

Избыточным
давлением в динамических условиях будут
гидравлические потери на дросселе
+Pг.c.

Избыточное давление добавляется к давлению, действующему в рассматриваемой точке в статических и динамических условиях. Это положение является основополагающим в понимании методики глушения скважины

Избыточное
давление в насосно — компрессорных
трубах. (Pиз.т.)

— это давление на стояке (буфере) при
закрытой скважине, без циркуляции оно
равно разнице между пластовым давлением
и гидростатическим давлением столба
бурового раствора в бурильных трубах.

Избыточное
давление в эксплуатационной колонне,
(Pиз.к.)
— это
давление в затрубном, (кольцевом)
пространстве на устье закрытой скважины
при отсутствии циркуляции оно равно
разнице между пластовым давлением и гидростатическим давлением в затрубном
пространстве.

Пластовое
давление, (Pпл)

— это давление газа, нефти, воды, или их
смесей (флюида) в рассматриваемом пласте.

Нормальное
пластовое давление

— это давление равное гидростатическому
давлению столба воды плотностью равной
q
= 1
г/см3
от кровли пласта до поверхности по
вертикали. Аномальные
пластовые давления характеризуются
любым отклонением от нормального.

Забойное
давление, (Рзаб)

в
скважине во всех случаях зависит от
величины гидростатического давления
раствора заполняющего скважину, и
дополнительных операций (репрессий или
депрессий) обусловленных проводимыми
на скважине работами. Это есть общее
давление на забое скважины (или под
инструментом) в любых условиях.

Согласно
ПБНГП
требуется, чтобы гидростатическое
давление превышало пластовое в
следующих размерах, (на
величину DР):

  • для скважин с глубиной до 1200м на 10-15% (12-18 кгс/см2), но не более 15 кгс/см2
  • для скважин с глубиной до 2500м на 5-10% (12,5-25 кгс/см2) но не более 25 кгс/см2
  • для скважин с глубиной свыше 2500м на 4-7% (10-17,5 кгс/см2) но не более 35 кгс/см2

Определение
забойных давлений ( Р заб ):

  • Забойное давление при механическом бурении и промывке:

где:
Рг.с.к.
— гидравлическое сопротивление кольцевого
пространства.

Ориентировочно,
для неглубоких скважин оно составляет
:

где:
Рг.с.
— полное гидравлическое сопротивление
без учета перепада давления на турбобуре.

При
промывке скважины после спуска труб
или длительных простоях без промывки
забойное давление может снижаться за
счет подъема по стволу газированных
пачек бурового раствора и резкого
увеличения их объема к устью.

  • Забойное давление после остановки циркуляции первое время равняется гидростатическому:
  • Забойное давление при отсутствии циркуляции снижается за счет явлений седиментации, фильтрации, контракции, а так же температурных изменений в неподвижном буровом растворе на величину D Рс.т., которую определяют:
  1. При
    остановках до 10 часов:
  2. где:
    Н1
    — высота столба бурового раствора,
    находящегося без движения.

Рс.т. = (0,02 ¸0,05) rg Н1

При
отсутствии циркуляции более 10 часов
для растворов с статическим напряжением
сдвига более 2
кгс/см2,
при наличии хорошо проницаемых коллекторов
в разрезе ствола скважины в расчет
принимают снижение давления равное:

  • Рзаб = РгDРд.п.DРс.т.r g Dh
    Забойное давление при подъеме бурильной колонны определяют:

где: DРд.п.
— гидродинамическое давление под долотом
при движении колонны труб вверх

(
эффект поршневания );

DРс.т.- снижение
забойного давления за счет явлений
седиментации и др. В зоне, где нет движения
бурового раствора

  • r
    g
    Dh
    — понижение
    забойного давления за счет недолива
    скважины при подъеме,
  • где Dh
    — величина
    недолива.

DРд.п.= 4(qL) / (D – dн) + rc(V- V0)Sт/S

Гидродинамическое
давление под долотом при движении
колонны труб определяют:

  1. где:
    q — статическое напряжение сдвига за 10
    мин, кгс/см2;
  2. L — длина колонны бурильных труб находящихся
    в скважине;
  3. D — диаметр скважины, м;
  4. dн — наружный диаметр бурильных труб, м;
  5. r — плотность бурового раствора, г / см3;
  6. с — скорость распространения ударной
    волны по кольцевому пространству, м/с.
  7. Для
    обсаженного ствола, заполненного водой
    С
    = 1350 м/с;
  8. буровым
    раствором С
    = 1100 м/с.
  9. Для
    необсаженного ствола заполненного
    буровым раствором С=
    800 м/с.
  10. V
    — достигнутая скорость движения труб
    за время распространения ударной волны
    от забоя до устья скважины, м;

  11. — начальная скорость движения колонны
    бурильных труб, м;

  12. — площадь кольца трубы, м2;
  13. S
    — площадь кольцевого пространства
    скважины, м2;
  14. DРст
    — при непрерывном подъеме = 0,02
    rgН,
    МПа;
  15. Dh
    — безопасная величина недолива. Согласно
    РД 39-0147009-544-87 определяют :
  16. для
    скважин с глубиной до 1200м Dh
    = 0,03 Н
  17. для
    скважин с глубиной до 2500м Dh
    =0,02 Н
  18. для
    скважин с глубиной свыше 2500м Dh
    = 0,03 Н
  • Рзаб = Рг ± DРд.с.DРст
    Забойное давление при спуске бурильного инструмента:

где: ±
DРд.с.
— гидродинамическая сила при спуске.

При спуске каждой
свечи бурильного инструмента под долото
возникают знакопеременные гидродинамические
давления. В начале спуска свечи с ростом
скорости давление под долотом нарастает,
а после начала торможения и при большом
отрицательном ускорении давление с
положительного переходит в отрицательное,
т.е. под долотом имеет место снижение
забойного давления ниже гидростатического.

Величина
репрессии + DРд.с.
— определяют
по формуле как рассчитывают DРд.п.

Величина
депрессии —
DРд.с.
при скорости спуска
меньшей 1м/с составляет 0,01qgL, при скорости спуска больше 1м/с:

Допустимое
давление (Ргр)
— это давление
при котором не происходит разрыв пласта,
поглощение раствора, нарушение целостности
колонн (спущенных в скважину),
грифонообразования, нарушение целостности
устьевого, противовыбросового
оборудования, целостности фланцевого
соединения противовыбросового
оборудования (между собой) с устьем
скважины.

Для
того, чтобы не возникало газонефтеводопроявление
при наличии вскрытого продуктивного
горизонта необходимо, чтобы во всех
случаях забойное давление превышало
пластовое:

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

  • Cтраница 1
  • Величина забойного давления должна исключать, РІ первый период эксплуатации, возможность выпадения Рё накопления конденсата РІ призабойной Р·РѕРЅРµ вследствие опасности проявления запирающего эффекта конденсатной РїСЂРѕР±РєРё РІ низкопроницаемых коллекторах данного месторождения.  [1]
  • РџРѕ величине забойного давления, откуда было зарегистрировано начала притока, как РѕС‚ пулевой точки отсчитывается величина притока Рё строится кривая зависимости скорости поступления продукции РІ функции забойного давления.  [2]
  • Одновременно регистрируется величина забойного давления.  [3]

Р’ общем величины динамического забойного давления, вычисленные различными методами, близко совпадают РґСЂСѓРі СЃ РґСЂСѓРіРѕРј. Соответствие между замеренными Рё вычисленными величинами также удовлетворительное. Однако РІСЃРµ замеренные величины ниже вычисленных, что, РїРѕ-РІРёРґРёРјРѕРјСѓ, свидетельствует Рѕ какой-то систематической ошибке РІ измеренных величинах или РІ данных, использованных для вычислений.  [5]

  1. Существенно снизить величину забойного давления РІ скважинах, внешних эксплуатационных СЂСЏРґРѕРІ РЅРµ позволяло существующее скважинное оборудование для отбора жидкости, Р° повышение величины забойного давления РІ скважинах, внутренних эксплуатационных СЂСЏРґРѕРІ связано СЃРѕ снижением существующего СѓСЂРѕРІРЅСЏ добычи нефти.  [6]
  2. Существенно снизить величину забойного давления РІ скважинах внешних эксплуатационных СЂСЏРґРѕРІ РЅРµ позволяло существующее скважинное оборудование для отбора жидкости, Р° повышение величины забойного давления РІ скважинах внутренних эксплуатационных СЂСЏРґРѕРІ связано СЃРѕ снижением существующего СѓСЂРѕРІРЅСЏ добычи нефти.  [7]
  3. Определенная таким образом величина забойного давления является приближенной, так как РІ результате РїСЂСЏРјРѕР№ промывки ( рабочий агент подается РІ затрубное пространство Рё изливается РёР· скважины через РќРљРў) РІ кольцевом пространстве возможно формирование столба нефти Рё водонефтяной смеси.  [9]
  4. Р’ зависимости РѕС‚ величины забойных давлений РїСЂРё эксплуатации РѕР±РѕРёС… пластов РјРѕРіСѓС‚ быть применены РґРІР° варианта этой схемы.  [10]
  5. Р�мея данные Рѕ величинах забойных давлений Рё дебитов продукции скважины, можно выразить аналитически зависимость дебита продукции РѕС‚ забойного давления.  [11]
  6. Условием фонтанирования является достаточность величины забойного давления для подъема газожидкостной смеси Рё обеспечения необходимого давления РЅР° устье скважины.  [12]

Ниже рассмотрена задача оценки величины забойного давления по замерам их динамического уровня и затрубного давления.

Для решения этой задачи разработан и апробирован алгоритм расчета гидростатического давления в скважине с учетом газа, выделяющегося из нефти.

Показано, что этот алгоритм может быть использован также для интерпретации результатов исследования скважин СЃ ЭЦН, оборудованных датчиками давления РЅР° приеме Рё регуляторами частоты вращения двигателя.  [13]

РџСЂРё СЃРїСѓСЃРєРѕ-подъемных операциях РЅР° величину забойного давления РїСЂРё движении труб РІ скважине влияют следующие факторы: скорость движения колонны труб, особенно ниже 1000 Рј; величина ускорения; площадь — кольцевого зазора; степень заполнения колонн жидкостью РёР· скважины; реологическая характеристика жидкости. Наибольшие давления развиваются РїСЂРё СЃРїСѓСЃРєРµ труб СЃ обратным клапаном.  [14]

Первая РіСЂСѓРїРїР° методов предполагает снижение величины забойного давления Рё увеличение репрессии.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

Определение пластового и забойного давления в нефтяной и газовой скважинах

  • Освоение добывающих и нагнетательных скважин.
  • Вызов притока – технологический процесс снижения противо­давления на забое простаивающей скважины, ликвидации репрес­сии на пласт и создания депрессии, под действием которой начинается течение флюида из пласта в скважину.
  • Освоение скважины – комплекс технологических и организаци­онных мероприятий, направленных на перевод простаивающей по той или иной причине скважины в разряд действующих.
  • Основной целью вызова притока и освоения является снижение противодавления на забое скважины, заполненной специальной жидкостью глушения, и искусственное восстановление или улучше­ние фильтрационных характеристик призабойной зоны для получе­ния соответствующего дебита или приемистости.
  • Под действием репрессии часть жидкости глушения может поглощаться пластом. Процесс снижения противодавления на пласт может быть осуществлен разными техническими средствами; при этом возможны следующие последовательно реализуемые вариан­ты изменения забойного давления:
  • 1 Рост забойного давления до максимальной величины Рзабmax – первая фаза вызова притока, при которой поглощение пластом жидкости глушения возрастает.
  • 2 Снижение забойного давления до величины пластового давления (Рзаб= Рпл) – вторая фаза вызова притока, при которой поглощение пластом жидкости глушения снижается до нуля.
  • 3 Снижение забойного давления ниже величины пластового и создание определенной депрессии – третья фаза вызова притока:
  • ΔP = Pпл – Pзаб
  • Таким образом, первая и вторая фазы – фазы поглощения, а третья – фаза притока; физические основы вызова притока и ос­воения скважины заключаются в исследовании степени и характе­ра изменения противодавления на пласт, что связано с необходи­мостью проведения ряда гидродинамических расчетов технологи­ческих процессов вызова притока и освоения.

Известно несколько методов и много способов вызова притока и освоения. Выбор того или иного из них зависит от ряда критери­ев, основные из которых представлены ниже.

1 Величина пластового давления (с нормальным пластовым давлением, с АНПД, с АВПД). При выборе метода вызова притока скважин, вскрывших зале­жи с АНПД или АВПД, указанный критерий следует рассматри­вать как определяющий.

2 Коэффициент проницаемости призабойной зоны скважины, насыщенной различными флюидами (хорошей или низкой проницаемостью). При этом необходимо учитывать изменение проницаемости в течение всего периода времени от первичного вскрытия до начала вызова притока.

  1. 3 Механическая прочность коллектора (слабо- и хорошосцементированные).
  2. 4 Фильтрационные характеристики призабойной зоны (коэф­фициенты подвижности k/μ и гидропроводностиkh/μ).
  3. 5 Имеющиеся в распоряжении технические средства снижения забойного давления.
  4. Учет вышеприведенных основных критериев при выборе мето­да вызова притока позволит получить наилучший технико-эконо­мический эффект.
  5. Можно дать следующую классификацию методов вызова при­тока и освоения скважин:
  6. I Метод облегчения столба жидкости в скважине (жидкости глу­шения).

Реализуется различными способами, но наибольшее распростра­нение получили промывки (прямая, обратная, комбинированная; промывки осуществляются различными жидкостями).

При промывке скважины в период вре­мени достижения уровнем раздела жидкостей башмака НКТ возникает 1 фаза (фаза роста поглощения пластом жидкости глуше­ния). Вследствие этого происходит дополнительное изменение филь­трационных характеристик ПЗС.

Именно поэтому выбору жидко­сти глушения должно уделяться особое внимание, исходя из требо­вания сохранения фильтрационных характеристик ПЗС. В период 2 фазы (фазы снижения поглощения) объем поглощаемой пластом жидкости снижается.

Таким образом, жидкость глушения поглощается пластом, а объем поглощенной жидкости в этот период можно рассчитать, зная коэффициент приемистости Кпр величину пластового давления Рпл и характер из­менения забойного давления Pзаб(t). 3 фаза – фаза притока жид­кости из пласта за счет создания депрессии ΔР.

При данном методе также используются закачки газообразного агента и пенных систем.

II Метод понижения уровня.

Особенностью данного метода является отсутствие первой фазы, что делает его предпочтительнее, благодаря меньшему «загрязне­нию» ПЗС в период вызова притока. Метод реализуется тартанием желонкой, свабированием, понижением уровня глубинным насосом.

III Метод «мгновенной» депрессии.

Особенностью данного метода является кратковременность вто­рой фазы. К методу относятся:способ падающей пробки;задавка жидкости глушения в пласт. Особенностью данного метола является кратковременность вто­рой фазы (t1-t2).

Если целью освоения эксплуатационной скважины является получение возможно большего коэффициента продуктивности при данных параметрах пласта, то цель освоения нагнетательной скважины – получение возможно большего коэффициента поглощения или приемистости, который можно определить как отношение изменения количества нагнетаемой воды к соответствующему изменению давления нагнетания

или в дифференциальном виде

Определение пластового и забойного давления в нефтяной и газовой скважинах.

Пластовое давление – это давление, под которым находятся жидкость (нефть, вода) и газ, насыщающие поровое пространство и (или) трещины коллекторов нефтяных и газовых месторождений. Оно является существенным показателем для характеристики режима экс­плуатации нефтяных и газовых месторождений.

Для определения пластовогодавления в нефтяных сква­жинах в настоящее время широко применяют глубинные манометры. На основании полученных значений по скважинам строят карты пластовых давлений или карты изобар, которые имеют большое значение для выявления характерных особенностей отдельных участков данного месторождения.

Для построения карт изобар измерения пластовых давлений должны быть выполнены за возможно короткий промежуток времени с тем, чтобы выявить распределение давлений в залежи на определенную дату разработ­ки и эксплуатации месторождения.

В тех случаях, когда измерения пласто­вых давлений по скважинам продолжаются в течение продолжительного времени, для приведения пластового давления к определенной дате вводят­ся поправки к давлению для каждой отдельной скважины по кривой паде­ния пластового давления, свойственной данному участку пласта.

При невозможности непосредственного измерения давления на тре­буемой глубине в последующем делаются пересчеты давлений по глуби­не.

Если уровень жидкости в скважине расположен ниже ее устья, о чем можно судить по отсутствию избыточного давления на устье скважины, то Рпл можно рассчитать по формуле:

Если в неработающей скважине имеется избыточное давление (фонтанирующая скважина), то Рпл определяют по формуле:

Следует иметь в виду, что плотность жидкости, заполняющей скважину, меняется с глубиной из-за изменения давления и температуры в скважине. Поэтому расчет Рпл сопровождается некоторой погрешностью, а точное его значение можно определить только при непосредственном измерении скважинным манометром.

В газовых скважинах, ствол которых заполнен легкосжимаемым газом, Рпл вычислить по барометрической формуле:

  • где
  • где расстояние от устья до середины интервала перфорации;
  • относительная плотность газа по воздуху;
  • средняя температура газа в стволе скважины;
  • коэффициент сверхсжимаемости газа, определяемый при средних значениях давления и температуры по стволу скважины.
  • Нельзя определить среднее давление по стволу скважины при неизвестном Рпл, поэтому средний коэффициент сверхсжимаемости и Рпл рассчитывают методом последовательных приближений. В качестве средней температуры берут температуру, вычисляемую по формуле:
  • где соответственно абсолютные температуры на забое и устье скважины.

Забойное давление – давление флюида на забое эксплуатируемой нефтяной, газовой или водяной скважины. Оно характеризует энергию пласта, обусловливающую подъём жидкости (или газа) в стволе скважины.

Для измерения забойного давле­ния применяются специальные глубинные манометры, спускаемые на забой скважины на проволоке или на колонне насосно-компрес­сорных труб (лифтовые манометры).

Для спуска глубинных прибо­ров в скважину, эксплуатируемую фонтанным, газлифтным или насосным (когда в скважину насосное оборудование спущено на колонне НКТ) способом, используют специальное устройство на устье скважины, называемое лубрикатором (в этом случае спуск приборов осуществляется без остановки скважины).

  1. Однако не всегда имеется возможность спуска прибора на забой скважины, в этом случае используют расчетные формулы, вид которых зависит от способа эксплуатации скважины.
  2. Забойное давление в нефтяной фонтанной скважине:
  3. где  – избыточное давление на устье скважины;
  4. средневзвешенная плотность газожидкостной смеси в скважине;
  5.  – ускорение свободного падения;
  6.  – глубина скважины.
  7. Забойное давление в нефтяной простаивающей скважине:
  8. где статический уровень жидкости в скважине (определяется методомэхолотирования).
  9. Забойное давление в нефтяной скважине с механизированными способами добычи:
  10. где динамический уровень жидкостив скважине (определяется методом эхолотирования).
  11. Забойное давление простаивающей газовой скважины:
  12. где коэффициент сверхсжимаемости газа;
  13.  средняя температура в скважине;
  14.  средневзвешенная плотность газа в стволе скважины.
  15. Забойное давление газовой скважины при ее эксплуатации:
  16. где
  17. где газовая постоянная;
  18. коэффициент гидравлического сопротивления;
  19. внутренний диаметр фонтанных труб.

Также можно провести приближенный расчет забойного давления в скважине. Он обычно проводится путем пересчета высоты столба динамического (статического) уровня жидкости (Ндин) на давление.

Мы поможем в написании ваших работ!

Расчет забойного давления в скважине

 Забойное
давление в нефтяной артезианской скважине

Рзаб = Ру + rж.g.Н,                         
     (7.4.1)

где Ру
– избыточное давление на устье скважины; rж – плотность
жидкости в стволе скважины.

Забойное
давление в нефтяной фонтанной скважине

 Рзаб = Ру
+ rж (H).g.Н,                               (7.4.2)

где rж (H) –
средневзвешенная плотность газожидкостной смеси 
в скважине.

Забойное
давление в нефтяной простаивающей скважине

Рзаб =  rж (H).g.(Н – hст),                              (7.4.3)

где hст – статический уровень жидкости в скважине (определяется
методом эхолотирования).

Забойное
давление в нефтяной скважине с механизированными способами добычи

Рзаб =  rж (H).g.(Н – hдин),                           
(7.4.4)

где hдин – динамический уровень жидкости в скважине (определяется
методом эхолотирования).

Давление на забое
простаивающей газовой скважины

Приближенный расчет забойного давления в скважине
обычно проводится путем пересчета высоты столба динамического (статического)
уровня жидкости (Ндин) на давление.

Для этого целесообразно принять
следующую схему, при которой ствол скважины делится на три
участка: 1 — от устья до динамического (статического) уровня жидкости; 2 – от
динамического (статического) уровня жидкости до глубины спуска НКТ или насоса;
3 – от насоса до забоя скважины.