Чему равно забойное давление при промывке скважины
Задача 1. Определить забойное давление при освоении скважины разными способами — Студопедия
Определить забойное давление при освоении скважины разными способами
Исходные данные:
| Варианты | ||||||
| 1-5 | 6-10 | 11-15 | 16-20 | 21-25 | 26-30 | |
| Н, м | ||||||
| L, м | ||||||
| hст, м | ||||||
| Рпл, МПа | 15,5 | 16,5 | 17,5 | |||
| ρж, кг/м3 | ||||||
| ρв , кг/м3 | ||||||
| D, м | 0,125 | 0,15 | 0,125 | 0,15 | 0,125 | 0,15 |
| dт, м | 0,040 | 0,040 | 0,050 | 0,050 | 0,062 | 0,062 |
| dк, м | 0,0185 | 0,0185 | 0,0185 | 0,0185 | 0,0185 | 0,0185 |
| h, м | ||||||
| u1, м/с | 1,8 | 1,85 | 1,90 | 1,95 | 2,0 | 2,2 |
| u2, м/с | 4,8 | 4,85 | 4,90 | 4,95 | 5,0 | 5,2 |
| Ру, МПа |
Н,м – глубина скважины
L,м - глубина спуска подъемных труб
hст,м - статический уровень жидкости
Рпл,МПа – пластовое давление
ρж,кг/м3 – плотность заполняющей скважину жидкости
ρв ,кг/м3 - плотность воды, заполняющей подъемные трубы
D, м – диаметр эксплуатационной колонны
dт,м - внутренний диаметр насосно-компрессорных труб
dк,м - диаметр каната
h, м - среднее погружение поршня под уровень
u1, м/с – скорость спуска поршня
u2, м/с – скорость подъема поршня
Ру, МПа – устьевое давление
1. Снижение устьевого давления до нуля. Забойное давление определяется по формуле Рзаб= ρжgH+Ру, Па , в этом случае Ру=0. Следовательно, забойное давление в скважине будет
Рзаб= ρжgH, Па (1)
Сравнить Рпл и Рзаб, сделать вывод
2. Снижение плотности жидкости в скважине.
Этого можно достичь, например, за счет применения «мертвой» или аэрированной нефти. В первом случае при ρж = 850 кг/м3 забойное давление составит
Рзаб1= ρж1gH, Па (2)
Во втором случае при газированной нефти плотностью ρж = 500 кг/м3 забойное давление снизится до
Рзаб2= ρж2gH, Па (3)
Сравнить Рпл и Рзаб, сделать вывод
3 Компрессорный способ. Максимальное забойное давление при этом способе будет равно сумме рабочего давления воздуха, газа) у башмака подъемных труб и давления столба жидкости от башмака до забоя, т. е.
Рзаб= ρвgL+ ρжg(H-L), Па (4)
Сравнить Рпл и Рзаб, сделать вывод
4 Поршневание скважины. Определим приближенно, через сколько времени можно вызвать приток жидкости из пласта в скважину без учета поступления жидкости на забой в процессе поршневания.
Количество жидкости, подлежащее извлечению при помощи поршня, можно определить по формуле
Q1=0,785D2hст,м3 (5)
Количество жидкости, извлекаемое за каждый рейс поршня, определяется по формуле
Q2 = p( dт- dк)h/4, м3 (6)
Средняя глубина спуска поршня
hср= hст+0,5h,м (7)
При средних скоростях спуска u1 и подъема u2 поршня найдем необходимое время:
на спуск поршня
t1 = hср/u1, сек (8)
на подъем поршня h
t2 = hср/u2, сек (9)
Время на один рейс с учетом 30 сек на процессы замедления скоростей в начале пуска поршня вниз и при подходе поршня к устью скважины
t= t1+ t2+30, сек (10)
Общее время на откачку всего столба жидкости до статического уровня
Т = t(Q1/ Q2), час (11)
studopedia.ru
Что может привести к возникновению ГНВП? — КиберПедия
+ Бурение скважин при удельном весе БПЖ ниже проектного
- Постоянное поддержание заданного уровня жидкости в скважине
- Отсутствие необходимого объема доливной БПЖ
51. Статическое давление в бурильной колонне, зарегистрированное при нахождении долота на забое скважины, используют для:
+ Увеличения плотности бурового раствора с целью уравновешивания пластового давления
- Градиента притока
- Начального давления циркуляции
Определить пластовое давление при поступлении в скважину пачки газа высотой 100 м. Скважина заполнена жидкостью плотностью 1000 кг/м?
- 20 МПа
- 19 МПа
+ 22 МПа
Справедливо ли утверждение, что наибольшее давление на башмак обсадной колонны возникает тогда, когда давление в межтрубном пространстве у поверхности максимально?
+ Да
- Нет
54. При вымыве газовой пачки через дроссельную линию объем бурового раствора в наземном резервуаре:
- Уменьшится
- Увеличится
+ Останется неизменным
55. Единицы измерения плотности:
+ Г/смз
- Г/м2
- Кг/см2
Сколько должно быть на буровой шаровых кранов при вскрытии газовых пластов с АВД?
- Один
- Два
+ Три
От каких параметров не зависит гидростатическое давление?
+ Диаметр и длина скважины
- Плотность
- Высота столба жидкости в скважине
58. Условие установки превентора со срезающими плашками:
+ Ризб. ниже 35Мпа и 6% сероводорода
- Ризб. ниже 25Мпа и 6% сероводорода
- Ризб. выше 25Мпа и 6% сероводорода
Допускаются ли отступления в обвязке устья бурящихся скважин?
- Не допускаются
- Допускаются с разрешения проектной организации
+ Допускаются по специальному разрешению Ростехнадзора
В каких случаях устанавливается три или четыре превентора?
- На нефтяных скважинах
- На газовых скважинах
+ На скважинах с АВД
Сколько должно быть на буровой шаровых кранов при вскрытии нефтяных и газовых пластов?
- Один
+ Два
- Три
Чему равно забойное давление в закрытой скважине при ГНВП?
- Рз = Ргс
+ Рз = Ргс+ Ри (кп)
- Рз = Ргс+ Ркп
63.Подъем бурильной колонны при невозможности устранения поршневания:
- Запрещается
- Осуществляется на пониженной скорости
+ Осуществляется с промывкой и вращением
При помощи какого устройства регулируется давление в затрубном пространстве?
- Обратный клапан
- Насадки долота
+ Дроссель
На какое давление опрессовывается превенторная установка после монтажа
На устье скважины?
- На наименьшее рабочее давление одного из превенторов установки
+ На давление опрессовки обсадной колонны
- На наибольшее рабочее давление одного из превенторов установки
Какие параметры приемной емкости влияют на чувствительность уровнемера?
- Высота емкости
+ Площадь поверхности жидкости
- Форма поверхности жидкости
Как обозначается плашечный превентор?
+ ППГ-350х35
- ПУГ-230х35
- ПВ-350х35
cyberpedia.su
Пластовое и забойное давление при разработке — Студопедия
Энергетические ресурсы залежи на каждом этапе ее разработки характеризуются значением пластового давления Рпл тек.
С началом эксплуатации залежи в результате отбора из нее нефти (газа) в зоне отбора происходит снижение пластового давления.
Пластовое давление в продуктивном горизонте на какую-либо дату, устанавливающееся при работе практически всего фонда скважин, называют текущим или динамическим пластовым давлением.
В процессе разработки на одних участках залежи давление может снижаться, на других – стабилизироваться, на третьих – возрастать. Рост давления после некоторого периода его снижения может быть обусловлен уменьшением отбора жидкости из пластов или искусственным воздействием на пласты.
При фонтанном или компрессорном способе эксплуатации, когда невозможно применить глубинный манометр, пластовые (забойные давления) определяют расчетным путем.
|
Использовать для контроля за изменением пластового давления абсолютные его значения неудобно, особенно при большой высоте залежи, поскольку значение начального пластового давления тесно связано с глубиной залегания пласта – оно увеличивается с возрастанием глубины. В процессе разработки на одних участках залежи давление может снижаться, на других – стабилизироваться, на третьих – возрастать. Рост давления после некоторого периода его снижения может быть обусловлен уменьшением отбора жидкости из пластов или искусственным воздействием на пласты.
При контроле за энергетическим состоянием залежи, подсчете запасов, проектировании и анализе разработки обычно пользуются значениямиприведенного пластового давления.
Приведенное пластовое давление – это давление, замеренное в скважине и пересчитанное на условно принятую горизонтальную плоскость. Обычно это плоскость, соответствующая значению средней абсолютной отметки начального ВНК или ГВК. В некоторых случаях могут быть использованы и другие горизонтальные плоскости, например, при большой высоте залежи – плоскость, делящая объем залежи пополам.
Приведенное давление Рпл.пр. вычисляют по формуле:
Рпл.пр=Рпл.з ± rh/102,
где Рпл.з – замеренное в скважине пластовое давление;
h – расстояние между точкой замера и условной плоскостью;
r – плотность воды, нефти или газа (в зависимости от того, в какой скважине – нагнетательной, добывающей нефтяной или газовой – сделан замер).
Поправку rh/102 вычитают при положении точки замера давления ниже условной плоскости и прибавляют при ее положении выше этой плоскости. На рис. 50 в законтурных водяных скв. 1 и 2 замеры давления произведены ниже условной плоскости, поэтому поправка должна вычитаться из замеренной величины. В водяной законтурной скв. 3 замер по техническим причинам выполнен выше условной плоскости, поэтому поправка прибавляется к значению замеренного давления. В этих трех скважинах поправку определяют с учетом плотности пластовой воды. По всем остальным скважинам замеры выполнены выше условной плоскости, поэтому поправку прибавляют к замеренным значениям, при этом учитывают плотность: по скв. 4, где пласт обводнен в процессе разработки, – воды, по скв. 5 – нефти.
-------------------------------------------
Характер распределения приведенного текущего пластового давления в пределах залежи можно показать в виде схематического профиля. На рис. 60 горизонтальная линия 1 соответствует приведенному начальному пластовому давлению, имеющему одинаковые значения по площади залежи. При вводе в эксплуатацию первой скважины в пласте происходит радиальное движение жидкости или газа к ней и вокруг скважины образуется локальная (местная) воронка депрессии давления. В пределах воронки давление изменяется по логарифмической кривой 2. При этом начальное пластовое давление остается практически постоянным. Линия 2 в сочетании с линией 1 отражает распределение давления в пласте после ввода первой скважины.
Давление в пласте у забоя скважины при ее работе называют забойным давлением Pзаб. (Под забойным подразумевается давление на забое скважины, которое замеряется во время установившейся работы скважины. Забойному давлению соответствует динамический уровень в скважине).
По мере разбуривания залежи, дальнейшего ввода скважин в эксплуатацию и увеличения таким путем общего отбора жидкости из залежи воронки депрессии давления на забоях скважин сближаются, одновременно происходит постепенное снижение пластового давления в залежи в целом.
Образуется общая для залежи воронка депрессии давления, осложненная локальными воронками скважин.
Повышенное положение точек на кривой давления между действующими скважинами соответствует значению текущего (динамического) пластового давления.
Кривая 3 на рис. 60, проходящая через эти точки, характеризует текущее пластовое давление в залежи. Видно, что приведенное текущее пластовое давление снижается от контура питания к центральной части залежи.
 |
Вопросы для самопроверки
1. Что такое горное давление, из чего оно складывается?
2. Что такое геостатическое давление?
3. Пластовое давление?
4. Что такое пьезометрический уровень, п. поверхность?
5. Как рассчитывается Р пл в скважинах с устьями ниже пьезометрического уровня?
studopedia.ru
Что не входит в состав противовыбросового оборудования? — КиберПедия
- Превенторная установка
- Пульты управления
+ Дегазатор
- Выкидные линии со всем их оснащением
Какое применяется крайнее решение во время глушения скважины, если произошла полная закупорка насадок долота
- Увеличивают давление на насосах.
- Перфорируют бурильную колонну.
+ Задавить флюид обратно в проявляющий пласт
Какие возможны решения во время глушения скважины, если объем поступившего пластового флюида превышает предельное значение?
- Увеличивают давление на насосах.
+ Задавить флюид обратно в проявляющий пласт
- Перфорируют бурильную колонну
125. Перед обнаружением ГНВП обычно наблюдаются следующие признаки:
- Увеличение давления нагнетания
+ Увеличение расхода бурового раствора, объема бурового раствора и снижение давления нагнетания
- Снижение скорости бурения
При каком режиме всплытия газа его скорость наименьшая?
- При кольцевом режиме
+ При пузырьковом режиме
- При снарядном режиме
127. Причиной большинства выбросов является неспособность буровой бригады:
- Правильно установить и испытать ПВО
- Поддерживать достаточно большую плотность раствора
+ Поддерживать ствол скважины заполненным во время подъема инструмента из скважины
Для защиты от большинства отказов ПВО обычно предусматриваются резервные системы
- Да
+ Нет
129. При монтаже ПВО все кольцевые канавки фланцевых соединений следует очистить и заполнить смазкой:
+ Да
- Нет
130. Что произойдет с забойным давлением при второй циркуляции по методу бурильщика, если давление в межтрубном пространстве поддерживалось постоянным, пока раствор для глушения не достиг поверхности:
+ Увеличиться
- Уменьшиться
- Останется постоянным
Газированный буровой раствор максимально снижает забойное давление, когда газ:
- Находиться вблизи поверхности
+ Находиться на забое или вблизи него
- Находиться примерно посередине скважины
- Все вышеперечисленное
Какое падение давления в системе циркуляции оказывает воздействие на пласт?
- Падение давления в наземном оборудовании
+ Падение давления в затрубном пространстве
- Падение давления в бурильной колонны
Что подразумевается под АВПД?
- Давление столба жидкости глушения значительно превышает пластовое давление.
+ Пластовое давление превышает нормальное гидростатическое давление.
- Повышение давление прокачки.
134. Если при вымыве выброса циркуляцией подача насоса увеличивается, а давление в бурильной колонне поддерживается постоянным путем регулирования штуцера, то забойное давление:
- Увеличиться
- Уменьшиться
+ Останется неизменным
135. Первоначальное давление циркуляции следует поддерживать постоянным в течение всей процедуры вымыва флюида, если увеличение плотности бурового раствора не происходило:
+ Да
- Нет
Какое оборудование применяется для герметизации устья скважины при ГНВП?
- Фонтаная арматура
+ Превентор
- Дроссель
Что должно быть на мостках при разноразмерной бурильной колонне?
- Бурильная труба необходимого размера
- Переводник и шаровый кран
+ Бурильная труба, переводник и шаровый кран
138. В какие сроки проводится проверка знаний и переподготовка кадров по курсу «Контроль скважины...»?
+ Не реже одного раза в три года
- Не реже одного раза в пять лет
- Перед вскрытием пластов с АВД
Блиц-опрос
Вопросы для проверки знаний работников бригад бурения
Сколько шаровых кранов на буровой необходимо иметь при вскрытии нефтяных коллекторов без АВПД?
- 1
+ 2
- 3
- 4 (3 рабочих, 1 в резерве)
Первое действие бурильщика при выявлении прямых признаков ГНВП?
+ Загерметизировать устье скважины
- Проинформировать бурового мастера и супервайзера Заказчика
- Остановить циркуляцию, проверить скважину на перелив
+ Объявить тревогу «ВЫБРОС»
- Эвакуировать персонал буровой вахты в место сбора при ЧС
К прямым признакам ГНВП относится?
+ Перелив жидкости из скважины при остановленных насосах
- Увеличение газопоказаний
+ Увеличение объема вытесняемого бурового раствора (против расчетного) в приемной емкости при спуске бурильной колонны
- Снижение плотности бурового раствора
Какие способы глушения скважин Вы знаете?
+ Метод бурильщика
- Метод помощника бурильщика
+ Метод ожидания и утяжеления
- Метод глушения
+Объемный метод
- Все способы верны
cyberpedia.su
