8 800 333-39-37
Ваше имя:
Номер телефона:

Какое давление замеряется на устье скважины


Давление в устье скважины, МПа

    Следующей операцией является освоение скважины с целью создания условий для притока нефти. Для этого постепенно начинают уменьшать плотность глинистого раствора, разбавляя его водой (снижать гидростатическое давление столба жидкости в скважине) до полной замены глинистого раствора на воду. При снижении давления в скважине нефть (газ) из пласта через перфорации начинает поступать в ствол скважины, постепенно вытесняя воду, и выходит на поверхность. Чтобы сделать этот процесс безопасным и контролируемым (особенно при аномально высоких пластовых давлениях), устье скважины плотно закрывают крышкой, прикрепленной болтами к фланцу верхней обсадной трубы. Через эту крышку в скважину пропускают эксплуатационную колонну труб, а снаружи к ней крепят систему труб и задвижек (фонтанная арматура) и выходной штуцер, через который из скважины отбирается нефть. [c.31]
    Задача промысловой подготовки заключается в доведении качества нефти до требований стандартов. В настоящее время существует много разновидностей систем сбора и подготовки нефти, газа и воды в зависимости от климатических и топографических условий, качества нефти (содержания парафинов, смол, асфальтенов). Принципиальная усредненная схема сбора и подготовки нефти на промысле приводится на рис. 6.1. Система изолирована и работает под избыточным давлением устья скважины. [c.257]

    Определить профиль гидродинамического давления над точкой инжекции газа. Этот профиль может основываться на максимальном располагаемом значении объема инжектируемого газа (максимальный ГЖФ), минимальной градиентной кривой продукта (отсутствует ограничение по объему инжектируемого газа) или на глубине установки пакера. Профиль начинается у кривой гидродинамического давления устья скважины и должен быть продлен до точки пересечения кривой давления инжектируемого газа на кривой глубины,если только линия профиля не пересекла предварительно точку глубины установки пакера. [c.211]

    В тех случаях, когда давление природного газа на устье скважины недостаточно, для повышения полноты абсорбции и уменьшения капиталовложений на установку газ сжимают компрессорами приблизь [c.23]

    Для гидравлического разрыва пласта используют насосные агрегаты высокого давления типа ЧАН-700 и пескосмесительные установки для смешения жидкости с песком. Жидкостями, используемыми при разрыве, могут быть вязкая нефть, мазут, керосин и дизельное топливо, загущенные специальными добавками, водный раствор сульфат-спиртовой барды (ССБ), соляная кислота и др. Гидравлический разрыв производят с помощью насосных агрегатов, подключаемых к устью скважины через специальную головку. Чтобы предохранить обсадную колонну от действия высокого давления, над продуктивным пластом устанавливают пакер, изолирующий затрубное пространство. [c.45]

    Более эффективны различные напорные системы с многоступенчатой сепарацией газа (рис. 1.3, б). Нефть проходит через замерные пункты на центральный сборный пункт за счет собственного давления на устье скважины. Отделение газа от нефти проводится в несколько ступеней непосредственно возле групповой замерной установки — в сепараторе С-1 (первая ступень) — и н а [c.15]


    Повышенная плотность сточной воды позволяет развивать на выкиде центробежных насосов дополнительное давление. По этой же причине при равном давлении нагнетания иа устье скважин создается разное забойное давление, которое растет с увеличением плотности воды. [c.126]

    Более заметное термодинамическое воздействие испытывают нефти при движении по подземным трубам скважин. В процессе добычи в скважине, по мере удаления от забоя и приближения к устью, происходит охлаждение нефти и нарушение ее агрегативной устойчивости. Основной причиной снижения температуры нефти является теплообмен между стенкой трубы и более холодной окружающей ее породой. Менее существенно, но влияет на снижение температуры нефти также ее частичное разгазирование в результате снижения давления в системе по мере приближения к устью скважины. Было установлено /55/, что доля снижения температуры в скважинах из-за разгазирования в промысловых условиях составляет 23-37 % от общего изменения температуры в скважине. Разгазирование изменяет состав нефти, что также сказывается на растворимости в ней твердых компонентов. [c.120]

    Так, на месторождениях Краснодарского края основ ными коррозионными компонентами в добываемой про дукции являются углекислый газ (0,4—6,25 об. % и уксусная кислота (до 98 г/м ). Температура и давле ние в скважинах снижаются от забоя к устью скважин тем самым способствуя конденсации воды. Зависимости интенсивности разрушения труб от глубины скважины сопоставленные с изменениями температур и давлений показывают, что возрастание поражений начинается с момента появления в скважине конденсационных вод (точка росы), т. е. с появлением возможности образования углекислоты за счет растворения углекислого газа в конденсационной воде. [c.129]

    При фонтанном способе нефть благодаря высокому пластовому давлению и действию газа, переходящего из растворенного состояния в свободное при поступлении нефти из пласта в скважину, поднимается к устью скважины и поступает через специальную арматуру и трубы в закрытые резервуары. [У  [c.7]

    При компрессорном способе (фиг. 2) в скважину с обсадной колонной труб 3 опускают колонну нагнетательных труб 2. Внутри нее находится колонна 4 труб меньшего диаметра. В колонну 2 компрессором 1 нагнетается сжатый газ — воздух или нефтяной газ. Давлением сжатого газа нефть оттесняется к нижнему концу внутренней колонны труб 4, называемых подъемными. Искусственно созданная газо-нефтяная смесь имеет меньшую плотность, чем пластовая нефть 5. Поэтому, а также вследствие избыточного давления в пласте газо-нефтяная смесь поднимается по внутренней колонне труб к устью скважины на поверхности земли. Эта нефть содержит в себе пластовый нефтяной газ и газ, принудительно нагнетаемый в скважину. В трапе газ 7 отделяется от нефти 8. [c.7]

    Концентрация компонентов в газе, отбираемом на устье скважин, вследствие перепадов давления в призабойной зоне и стволе скважины и изменения температуры может меняться в широких пределах. [c.19]

    Вся система закрыта и работает под избыточным давлением устья скважинь около 1 МПа. 

www.chem21.info

ДАВЛЕНИЕ НАГНЕТАНИЯ НА УСТЬЕ СКВАЖИНЫ

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

общее значение как потери давления в системе циркуляции, исключая долото. Такие потери давления обозначают pp.

Специальные линейки (палетки) для расчета рр можно заказать в фирмах, выпускающих долота. Эти линейки нельзя применять для расчетов потерь давления в кольцевом прост-

ранстве по двум причинам:

1)потери давления в затрубном пространстве обычно малы, и их значения могут оказаться за пределами шкалы линейки;

2)давления в кольцевом пространстве создаются ламинарным потоком, а большинство счетных линеек используют модели турбулентного потока.

В опубликованной в журнале «Уорлд Ойл» статье предлагается экспресс-метод расчетов

потерь давления в системе. Для учета потерь давления в кольцевом пространстве между бурильными трубами и скважиной в расчеты вводится 10 %-ный коэффициент, т. е. потери

умножают на 1,1. Для неглубоких скважин этот метод удовлетворителен, однако для глубоких скважин потери давления в затрубном пространстве необходимо вычислять с помощью модели степенного закона или уравнений пластической модели Бингхэма.

Когда потери давления в системе рр определены, необходимо найти допустимое давление

на долоте рд. Величина рд зависит от максимально допустимого давления нагнетания на устье.

Большинство буровых установок имеют ограничения максимального давления нагнетания на устье, особенно при использовании высоких расходов бурового раствора, превышающих 31,5 л/с. В этом случае применяют два насоса для обеспечения такого высокого расхода. Для буровых установок на суше обычные ограничения давления нагнетания на устье изменяются в пределах 17,6—21,1 МПа при глубине 3658 м. Для глубоких скважин используют высоко мощные насосы, которые могут иметь давление до 35,2 МПа.

Для большинства операций бурения существует ограничение для давления нагнетания на устье, и критерии, определяющие методы оптимизации гидравлики долота, должны учиты-

вать эти особенности.

ОПТИМИЗАЦИЯ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ РАСЧЕТОВ Существуют два критерия оптимизации гидравлики долота:

1)максимальная гидравлическая мощность долота ВННР;

2)максимальная ударная сила IF.

Для каждого критерия характерны различные значения перепада давления на долоте и разные диаметры насадок. Перед инженером ставится задача выбора критерия. Для большинства операций бурения скорость циркуляции уже установлена для обеспечения соответствующей скорости восходящего потока бурового раствора. Таким образом,

оптимизации требует лишь одна переменная величина—перепад давления на долоте рд. Рассмотрим детально эти критерии и экспресс-метод оптимизации гидравлики долота.

МАКСИМАЛЬНАЯ ГИДРАВЛИЧЕСКАЯ МОЩНОСТЬ ДОЛОТА Потеря давления в долоте представляет собой разность между давлением на стояке и рр.

Для оптимальной гидравлической программы перепад давления на долоте должен составлять определенную часть максимально возможного давления нагнетания на устье. Для данного расхода жидкости оптимальная гидравлическая программа достигается в случае, когда гид-

равлическая мощность долота составляет некоторую часть мощности на поверхности. Гидравлическая мощность на устье (ННР)у есть сумма гидравлической мощности на

долоте (ВННР) и гидравлической мощности в циркуляционной системе (ННР)ц. С математической точки зрения это может быть выражено следующим образом:

откуда

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

При ограниченном давлении на устье максимальный перепад давления в долоте как функция допустимого устьевого давления дает возможность обеспечивать максимальную гидравлическую мощность на долоте при оптимальном расходе жидкости. Таким образом, первый член уравнения (7.27) необходимо максимально увеличить, чтобы достигнуть максимального значения ВННР. Уравнение (7.27) можно записать в виде

где ру — максимальное действительное устьевое давление, а также давление на стояке в

соответствии с показаниями манометра на устье, МПа; рц — потери давления в циркуляционной системе, МПа; Q — расход жидкости, л/с.

Зависимость перепада давления в циркуляционной системе от Q следующая:

где К.— константа; n — показатель степени турбулентности в системе циркуляции.

Из уравнений (7.28) и (7.29) получаем

Дифференцируя уравнение (7.30) по Q, находим для критических условий

откуда

или, учитывая соотношение (7-29), имеем

Кроме того,

Подставляя уравнение (7.34) в уравнение (7.33), получим

В литературе предложено несколько значений N, причем все они находятся в пределах 1,8—1,86. Если принять л=1,86, то по уравнению (7.35) перепад давления на долоте рд=0,65

ру. Таким образом, для оптимизации гидравлики перепад давления на долоте должен

составлять 65 % общего допустимого давления нагнетания на устье.

Фактическое значение n можно определить в промысловых условиях при работе бурового

насоса на нескольких скоростях, снимая показания результирующих давлений. Затем вычерчивают зависимость рц=ру—рц от Q. Наклон кривой принимается за показатель n

.

МАКСИМАЛЬНАЯ УДАРНАЯ СИЛА При ограниченном давлении на устье Л. Робинсон [2] доказал, что для максимальной

ударной силы перепад давления в долоте рд определяется по уравнению

Читатель сам может вывести уравнение (7.36) (см. задачу 1 в конце этой главы).

Ударная сила долота (И) может быть представлена как функция Q и рд

следующим уравнением:

studfile.net

3. Измерение давления в скважине. Скважинные манометры.

Глубинные манометры предназначены для измерения и регистрации давления в стволе скважины на любой глубине (включая забой устье). Используя результаты измерения можно решать различные задачи связанные с технологическими режимами разработки и эксплуатации нефтяных месторождений:1. Определять зависимость дебита скважин от давления на забое. 2. Определять коэффициент продуктивности. 3. Оценивать количество функционирования и гидропроводности пласта. 4.Выявлять пластовое давление и динамику его изменения для прогнозирования изменения давления в различных точках пласта и выявление эффективности его поддержания.

Глубинный манометр геликсный.

Давление измеряемой среды через отверстие 16 в корпусе действует на сильфон 14, соединенный капилляром 13 с геликсной пружиной 12. Внутренняя полость сильфона и геликсной пружиной заполнены маловязкой жидкостью. Через жидкость давление от сильфона передается геликсной пружине, которая раскручивается на угол пропорциональный величине измеряемого давления. Угловое перемещение пружины преобразуется в электрический сигнал и передается по кабелю на поверхность.

Образец диаграммы записи давления глубинного манометра.

Диаграмма имеет вид замкнутого контура, состоящего и ломаных линий. Линия AF называется нулевой и записывается при включении механизма привода до спуска прибора в скважину и соответствует атмосферному давлению. Расстояние l1 характеризует буферное давление, когда прибор помещен в лубрикатор при закрытой буферной задвижке перед началом спуска его в скважину. Линия ВС показывает давление возрастающее от буферного на устье до забойного при спуске манометра в скважину. Расстояние l2 соответствует давлению забоя скважины. Закругление в т.С вызвано температурным фактором, оказывающее влияние на изменение упругих свойств геликсной многоветковой трубчатой пружины во время нагрева манометра при температуре забоя скважины. Фактическое давление на забое необходимо измерять на некотором расстоянии от т.С линией CD. Линия DE соответствует давлению при подъеме манометра от забоя до устья скважины, а т.Е характеризует буферное давление. Линия EF показывает что при закрытой буферной задвижке давление в лубрикаторе снизилось до атмосферного . В проекции линий AB,BC,DE и EF на нулевую линию определяют время пребывания прибора.

КЛАССИФИКАЦИЯ

3.1 По способу выдачи измерительной информации манометры подразделяют на:

- автономные манометры с записью показаний на диаграммном бланке или магнитном носителе;

- скважинные дистанционные преобразователи с электрическим выходным сигналом, передаваемым по кабелю.

3.2 В зависимости от вида чувствительного элемента манометры подразделяют на:

- трубчато-пружинные;

- сильфонные;

- пружинно-поршневые;

- электрические.

3.3 По стойкости к механическим воздействиям манометры подразделяют на:

- ударопрочные;

- вибропрочные.

3.4 В зависимости от конструктивного исполнения манометры могут иметь вид:

-единой конструкции, в том числе со сменяемыми манометрическими блоками на разные пределы измерений;

- комплекта, состоящего из конструктивно отдельных приборов: скважинных и наземных.

studfile.net

В конце времени эксплуатации скважины устьевое давление равно нулю, так как скважина истощена.

Pукэ=0;

Уровень жидкости в скважине определится из уравнения.

0=Рплкэ -н g (L-z);

;

По полученным данным строится график внутренних давлений (Рис.2пр.)

Затем строятся графики избыточных давлений. (Рис. 3пр)

Внутренние избыточные давления равны разности давления при опрессовке и наружных давлений после цементирования:

Рви = Рв - Рн

Рис.1. График внутренних давлений действующих на обсадную колонну.

Наружные избыточные давления равны разности наружных давлений после ОЗЦ (давление поровой жидкости цементного камня) и внутреннего давления в конце эксплуатации.

Рни = Рнозц -Рвкэ

Схема 2. Графики наружных давлений, действующих на обсадную колонну.

Схема 3. Графики избыточных давлений.

Примечание:

Необходимо также учитывать коэффициент разгрузки К, с которым расчетная формула принимает вид:

Рни = (Рнцем -Рвкэ)). (1-К).

К в данной задаче равно - 0,25

Расчет обсадной колонны (Решение)

Компоновку эксплуатационной колонны ведем по эпюре (рис. 3) Рни с учетом Рви и Рстр построенной с учетом коэффициента разгрузки. Первая секция колонны должна перекрыть продуктивный пласт плюс 50 м. Поэтому м. Наибольшее значение Рни на уровне верхнего конца I-й секции колонны

L =2980 м равна МПа.

С учетом коэффициента запаса прочности n1 = 1,3 трубы первой секции должны выдержать давление По приложению 2 находим, что такое давление выдерживают трубы группы прочностиD с толщиной стенок  = 10,7 мм (D 10,7), Ркр = 40,2 МПа.

По условию задачи берем трубы исполнения Б, с треугольной удлиненной резьбой. Вес I – й секции Q1 = q1. l1 = 360 . 170 = 61200 Н (q1=360 н/м. Прил. 12). Проверим трубы на действие внутренних избыточных давлений (Прил. 4).

Для второй секции выбираем трубы D = 9,5 при n1=1 МПа,=1510кн Определим для труб второй секции с учетом растягивающих нагрузок от весаI –й секции.

Для того, чтобы определить длину второй секции выбираем трубы для третьей секции D=8,5 c МПа, . Эти трубы могут быть установлены с глубины 2000 м. Следовательно, 2 = 2980 – 2000 = 980 м.

Определим с учетом растягивающих нагрузок от веса труб I и II секций колонны

По эпюре уточняем глубину с которой должны быть установлены трубы III – й секции и соответственно наносим на рисунок уточненную длину второй секции. Трубы III – й секции должны быть установлены с глубины 1800 м.

м.

Находим уточненный вес II-й секции

Четвертую секцию составляем из труб D 7,7 c Pкр = 24 МПа. Эти трубы могут быть установлены с глубины 1700 м.

Отсюда м.

Найдем

Поэтому трубы IV секции могут быть установлены с глубины 1450 м. Уточненная длина III секции

Длину IV секции выбираем по формуле .

стр=813 кН., Прил. 5) n3 = 1,3.

Вес первых трех секций

Проверим трубы IV секции на действие Рви.

Рт = 34,3

С глубины 1147 м должны быть установлены трубы V секции.

Возьмем труб ы D7.

Найдем

Поэтому трубы D7 не могут быть применимы в V – й секции обсадной колонны.

Возьмем трубы D8.5, тогда [P5]=

На глубине 886 м действует Рви= 26МПа

Для шестой секции возьмем трубы D9,5 c и Кн.

Кн

м

Для каждой седьмой секции возьмем трубы К 10,7

м

Возьмем м; .

№№

секции

Группа

проч-ности

Длина,

м

Pкр,

МПа

РТ,

МПа

Рстр,

Кн

,

мм

q,

н/м

1

Д

170

40,2

47,7

1196

10,7

360

2

Д

1180

33,8

42,4

1039

9,5

323

3

Д

350

28,4

37,9

912

8,5

292

4

Д

303

24

34,3

813

7,7

267

5

Д

261

28,4

37,9

912

8,5

292

6

Д

302

33,8

42,4

1039

9,5

323

7

К

584

51,3

62,8

1569

10,7

360

Пример 2

Условие задачи:

Обосновать параметры цементного раствора, рассчитать количество материалов, цементировочной техники и разработать схему ее обвязки при цементировании эксплуатационной колонны в разведочной скважине. Конструкция скважины: кондуктор диаметром 426,0 мм спущен на глубину 350м, первая промежуточная колонна диаметром 323,9 мм спущена на глубину 1400м, вторая промежуточная колонна диаметром 244,5 мм спущена на глубину 2000 м, эксплуатационная колонна диаметром 168,3 мм спущена на глубину 4300м. Диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну – 215,9 мм. Толщина стенки труб эксплуатационной колонны - 10,6 мм, второй промежуточной – 10,0 мм. Индекс давления поглощения в интервале 2000 – 2500 м равен 1,68; в интервале 2500 – 4200 равен 1,87; в интервале продуктивного пласта 4200 – 4300 равен 1,73. Для вскрытия продуктивного пласта использован глинистый раствор плотностью 1450 кг/м3. Забойная температура 920С.

Решение.

Для цементирования интервала продуктивного пласта и выше него необходимо применить тампонажный раствор нормальной плотности (1850 кг/м3). С учетом забойной температуры в интервале 2500 – 4300 м рекомендуется использовать тампонажный портландцемент ПЦТ - 1- 100 ГОСТ 1581- 96, с водоцементным отношением 0,5. Для регулирования свойств тампонажного раствора использованы ССБ - 0,2%, хромпик - 0,2%.

В интервале 0 – 2500 м необходимо использовать облегченный тампонажный цемент, плотность которого определяется из условий (9.2). Согласно этих рекомендаций нижняя граница плотности тампонажного раствора должна быть на 200 кг/м3 больше плотности промывочной жидкости, т.е. 1650кг/м3. Далее, необходимо проверить возможность подъема цементного раствора выбранных рецептур до устья. Сначала проверяется отсутствие поглощения тампонажного раствора в интервале слабого пласта (Рскв ‹ Ргст + Ргд). Поскольку расчет гидродинамических давлений достаточно сложен, их величину в конце цементирования можно принять равными 5-10 % от гидростатического давления.

При этом давление поглощения на глубине 2500м будет равно =10009,8125001,68=41,2МПа. Условие недопущения поглощения будет выражаться уравнением 1,1.

1,1 = 1,116509,812500 = 44,5МПа › 41,2 МПа.

Следовательно, при выбранной плотности цементного раствора возможен недоподъем цементного раствора. Примем ρоцр = 1500кг/м3, и еще раз проведем проверку.

1,1 = 1,115009,812500 = 40,5МПа ‹ 41,2 МПа. Условие выполняется.

Такая же проверка проводится и для продуктивного пласта.

=10009,8143001,73 = 73МПа

1,1= 1,1((15009,812500) + (18509,811800)) = 76,45МПа › 73,0 МПа.

Поскольку существует опасность поглощения в продуктивном пласте, приходится уменьшать высоту интервала зацементированного чистым цементом, принимаем его равным 1000м и проводим повторную проверку.

1,1= 1,1((15009,813300) + (18509,811000)) = 66,7МПа ‹ 73,0 МПа.

2. Определение объемов тампонажных растворов:

Объем цементного раствора

=(-)l1,

где -диаметр эксплуатационной колонны,-объем цементного стакана.

=1,1=1,10,216=0,237м,

=(0,2372 – 0,1682)1000 + 0,25 = 22,2м3,

Объем облегченного цементного раствора

=[(0,2372 – 0,1682)1300 + (0,2252 – 0,1682)2000] = 63,7 м3,

Объем продавочной жидкости

= (-+0,5)= (1,274300/100 - 0,25 + 0,5)1,05 = 57,6,

Sкп = (-) = 0,02 м3.

Объем буферной жидкости взят с таким расчетом, чтобы ее высота в кольцевом пространстве составила не менее 150 м. =0,02150=3

3. Определение количества цемента и воды для затворения.

Количество цемента для приготовления 1 м3 цементного раствора определяется из уравнения:

где плотность цементного раствора, кг/м3;

В/Ц – водоцементное отношение.

Тогда

Объем воды, необходимый для затворения этого количества цемента

studfile.net

2.2. Расчет устьевых давлений при нефтегазоводопроявлениях.

При бурении скважины возможны следующие проявления: нефтепроявления в интервале 2160-2870 м, газопроявления в интервале 3100-4000 м.

Составим сводную таблицу свойств проявляющихся флюидов, пластовых температур и давлений:

Таблица 2.2. - Результатырасчетов устьевых давлений при НГВП.

Глубина, м

Стратиграфия

grad P, кПа/м

Плотность флюида (жидкость), кг/м3

Характеристика газа

Давление, МПа

Относительная плотность

m

gradТ, град/100 м

Рпл

Руст

0

 

 

 

 

 

 

 

 

2160

D3fr нефть

10,2

600

 

 

 

22,03

9,32

2870

D2 нефть

10,2

600

 

 

 

29,27

12,38

3100

S2 газ

10,9

 

0,7

0,6

2,7

33,79

23,50

4000

S1 газ

10,9

 

0,7

0,6

2,7

43,60

27,98

Устьевое давление рассчитывалось в предположении полного вытеснения раствора из скважины флюидом по формулам:

для нефти – (2.5)

для газа – (2.6)

где . Принимая, получим

(2.7)

Все расчеты ведем по кровле и подошве каждого проявляющего пласта. На основе полученных значений строим графики распределения давления в скважине при выбросах.

2.3. Построение графиков эквивалентов градиентов давлений.

Расчеты проводились по следующим формулам:

(2.8)

где градиент в кПа/м.

(2.9)

Для наглядности изображаем графики изменения плотностей бурового раствора – минимальной и максимальной по требованиям "Правил безопасности при бурении нефтяных и газовых скважин".

Минимальная плотность рассчитывается по формуле:

(2.10)

кб – коэффициент запаса. При H<1200 м, кб =1.10 и репрессия не должна превышать 1,5 МПа, при H>1200 м, кб =1.05 и репрессия не более 2,5-3 МПа

Далее рассчитываем плотность из условия репрессии на пласт:

(2.11)

- максимально допускаемая по правилам безопасности репрессия на пласт.

При H<1200м, =1,5МПа; ПриH>1200м =2,5-3 МПа

Окончательно выбираем минимальную из этих двух плотностей т.е. .

По полученным данным строим графики эквивалентов градиентов давлений.

Рассмотрим все графики, полученные из данных расчетов.

2.4. Обоснование конструкции скважины.

Конструкция скважины должна обеспечивать доведение строительства скважины до проектной глубины без аварий и осложнений, заданные способы вскрытия пластов, минимум затрат на проводку ствола скважины. Количество обсадных колонн для обеспечения вышеназванных условий, проектируют исходя из несовместимости отдельных интервалов бурения скважины, а также исходя из условия недопущения гидроразрыва пластов в результате выброса, полученных по совмещенным графикам давлений и графикам эквивалентов и плотностей.

Построив графики совмещенных давлений и графики эквивалентов, определяем количество спускаемых обсадных колонн.

1) Выбираем минимальное число спускаемых обсадных колонн на основании интервалов совместимых для бурения (на графике эквивалентов – заштрихованные области).

По графику требуется 3 колонны: две промежуточных и одна эксплуатационная. Глубина спуска 1-ой промежуточной колонны 1150 м, 2-ой промежуточной колонны 3100 м.

Уточним конструкцию скважины с учетом допустимых глубин при НГВП.

2) Глубину спуска направления назначаем равной 30м. Направление служит для закрепления приустьевой части скважины от размыва и обрушения. Для обвязки устья скважины с циркуляционной системой. Ось вышки должна совпадать с осью направления.

3)Кондуктор спускаем на глубину 350 м. Кондуктор необходим для перекрытия неустойчивых в верхней части отложений, перекрытие водоносных интервалов, а также для изоляции зоны ММП.

4) Из ГСЭ видно, что несовместимый интервал бурения находится на глубине 1150 м. На графике ГСД при выбросе видно, что на глубине 1250 м произойдет гидроразрыв в результате нефтепроявления, из условий безопасности добавляем 50 м. Поэтому первую промежуточную колонну необходимо спустить на глубину 1300 м. Также промежуточная колонна служит для перекрытия неустойчивых подваливающихся пород и для установки на устье скважины противовыбросового оборудования.

5) Рассмотрим график совмещенных давлений при выбросе. Из него видно, что вторая промежуточная колонна необходима для того чтобы предупредить гидроразрыв пород на глубине 2200 м в результате газопроявления с продуктивного пласта. На ГСЭ видно, что второй не совместимый интервал бурения находится на глубине 3100 м, поэтому вторую промежуточную колонну спускаем на глубину 3100 м.

6) Эксплуатационная колонна служит для разобщения продуктивных горизонтов от остальной части разреза, а также для раздельного испытания потенциально продуктивных горизонтов. Спускается до глубины 4000 м.

studfile.net

Напорная характеристика скважины. Распределение давления вдоль ствола скважины для жидкости и гжс.

Глубина подвески насоса определяется:

1) глубиной динамического уровня жидкости в скважине Нд при отборе заданного количества жидкости;

2) глубиной погружения ПЦЭН под динамический уровень Нп, минимально необходимой для обеспечения нормальной работы насоса;

3) противодавлением на устье скважины Ру, которое необходимо преодолеть;

4) потерями напора на преодоление сил трения в НКТ при движении потока hтр;

5) работой выделяющегося из жидкости газа Нг, уменьшающего необходимый суммарный напор. Таким образом, можно записать

. (11.1)

По существу все слагаемые в (11.1) зависят от отбора жидкости из скважины.

Глубина динамического уровня определяется из уравнения притока или по индикаторной кривой.

Если уравнение притока известно

,

то, решая его относительно давления на забое Рс и приведя это давление в столб жидкости получим

(11.2)

или

, откуда , (11.3)

где ρср - средняя плотность столба жидкости в скважине от забоя до уровня; h - высота столба жидкости от забоя до динамического уровня по вертикали.

Вычитая h из глубины скважины (до середины интервала перфорации) Hc, получим глубину динамического уровня Hд от устья

. (11.4)

Если скважины наклонны и φ1 - средний угол наклона относительно вертикали на участке от забоя до уровня, а φ2 - средний угол наклона относительно вертикали на участке от уровня до устья, то необходимо внести поправки на кривизну скважины.

С учетом кривизны искомое Hд будет равно

. (11.5)

Здесь Нс - глубина скважины, измеренная вдоль ее оси.

Величина Нп - погружение под динамический уровень, при наличии газа определяется сложно. Об этом будет сказано несколько дальше. Как правило, Нп принимается таким, чтобы на приеме ПЦЭН обеспечить за счет давления столба жидкости газосодержание β потока, не превышающее 0,15 - 0,25. В большинстве случаев это соответствует 150 - 300 м.

Величина Ру/ρg есть устьевое давление, выраженное в метрах столба жидкости плотностью ρ. Если продукция скважины обводнена и n - доля воды в единице объема продукции скважины, то плотность жидкости определяется как средневзвешенная

. (11.6)

Здесь ρн, ρн - плотности нефти и воды.

Величина Ру зависит от системы нефтегазосбора, удаленности данной скважины от сепарационных пунктов и в некоторых случаях может составлять значительную величину.

Величина hтр рассчитывается по обычной формуле трубной гидравлики

, (11.7)

где С - линейная скорость потока, м/с,

. (11.8)

Здесь Qн и Qв - дебит товарной нефти и воды, м3/сут; bн и bв - объемные коэффициенты нефти и воды для средних термодинамических условий, существующих в НКТ; f - площадь сечения нкт.

Как правило, hтр - малая величина и составляет примерно 20 - 40 м.

Величину НГ можно определить достаточно точно. Однако такой расчет сложный и, как правило, проводится на ЭВМ.

Приведем упрощенный расчет процесса движения ГЖС в НКТ. На выкиде насоса жидкость содержит в себе растворенный газ. При снижении давления газ выделяется и способствует подъему жидкости, снижая тем самым необходимый напор на величину Нг. По этой причине в уравнение (11.1) Нг входит с отрицательным знаком.

Рис. 11.7. Напорные характеристики скважины:

1 - глубина (от устья) динамического уровня, 2 - необходимый напор с учетом давления на устье, 3 - необходимый напор с учетом сил трения, 4 - результирующий напор с учетом «газлифтного эффекта»

Рис. 11.8. Согласование напорной характеристики скважины (1) с Н(Q),

характеристикой ПЦЭН (2), 3 - линия к. п. д.

Величину Нг можно приближенно определить по формуле, следующей из термодинамики идеальных газов, подобно тому, как это может быть сделано при учете работы газа в НКТ в скважине, оборудованной ШСН.

Однако, при работе ПЦЭН для учета большей производительности по сравнению с ШСН и меньших потерь скольжения можно рекомендовать более высокие значения коэффициента полезного действия для оценки эффективности работы газа.

при добыче чистой нефти η = 0,8;

при обводненной нефти 0,2 < n < 0,5 η = 0,65;

при сильно обводненной нефти 0,5 < n < 0,9 η = 0,5;

При наличии фактических замеров давления на выкиде ЭЦН величина η может быть уточнена.

Для согласования H(Q) характеристики ЭЦН с условиями скважины строится так называемая напорная характеристика скважины (рис. 11.7)

(11.9)

в зависимости от ее дебита.

На рис. 11.7 показаны кривые изменения слагаемых в уравнении (11.9) от дебита скважины и определяющих результирующую напорную характеристику скважины Hскв(2).

Линия 1 - зависимость Нд(2), определяемая по формуле (11.5) и (11.3) и строится по точкам для различных произвольно выбранных Q. Очевидно, при Q = 0 Hд = Hст, т. е. динамический уровень совпадает со статическим.

Рис. 11.9. Согласование напорной характеристики скважины и ПЦЭН путем снятия ступеней

Прибавляя к Hд величину буферного давления, выраженного в м столба жидкости (Pу/ρg), получим линию 2 - зависимость этих двух слагаемых от дебита скважины. Вычисляя по формуле (11.7) для разных Q величину hтр и прибавляя вычисленные hтр к ординатам линии 2 получим линию 3 - зависимость первых трех слагаемых в (11.9) от дебита скважины. Вычисляя по формуле величину Нг и вычитая ее значение от ординат линии 3, получим результирующую линию 4, называемую напорной характеристикой скважины.

На напорную характеристику скважины накладывается Н(Q) - характеристика насоса для отыскания точки их пересечения, определяющей такой дебит скважины, который будет равен подаче. ПЦЭН при совместной работе насоса и скважины (рис. 11.8).

Точка А - пересечение характеристик скважины (рис. 11.8, кривая 1) и ПЦЭН (рис. 11.8, кривая 2). Абсцисса точки А дает дебит скважины при совместной работе скважины и насоса, а ордината - напор H, развиваемый насосом.

Для эффективной и экономичной работы необходимо подобрать ПЦЭН с такими характеристиками, чтобы точка пересечения характеристик совпала бы с максимальным к. п. д. (рис. 11.8, кривая 3) (точка В) или, по крайней мере, лежала бы в области рекомендованных режимов работы данного насоса (см. рис. 11.8, штриховка).

В некоторых случаях для согласования характеристики скважины и ПЦЭН повышают противодавление на устье скважины с помощью штуцера или снимают лишние рабочие ступени в насосе и заменяют их направляющими вкладышами (рис. 11.9).

Как видим, точка А пересечения характеристик получилась в этом случае за пределами заштрихованной области. Желая обеспечить работу насоса на режиме ηmax (точка Д), находим подачу насоса (дебит скважины) Qскв, соответствующую этому режиму. Напор, развиваемый насосом при подаче Qcкв на режиме ηmax , определяется точкой В. В действительности при этих условиях работы необходимый напор определится точкой С.

Разница ВС = ΔН есть избыточный напор. В этом случае можно повысить давление на устье скважины на ΔР = ΔН·ρ·g установкой штуцера или снять часть рабочих ступеней насоса и заменить их вкладышами. Число снимаемых ступеней насоса определяется из простого соотношения

. (11.10)

Здесь Z0 - общее число ступеней в насосе; Но - напор, развиваемый насосом при полном числе ступеней.

С энергетической точки зрения штудирование на устье для согласования характеристик невыгодно, так как приводит к пропорциональному снижению к. п. д. установки. Снятие ступеней позволяет сохранить к. п. д. на прежнем уровне или даже несколько повысить его. Однако разобрать насос и заменить рабочие ступени вкладышами можно лишь в специализированных цехах.

При описанном выше согласовании характеристик скважины насоса необходимо, чтобы Н(Q) характеристика ПЦЭН соответствовала действительной характеристике при его работе на скважинной жидкости определенной вязкости и при определенном газосодержании на приеме. Паспортная характеристика Н(Q) определяется при работе насоса на воде и, как правило, является завышенной. Поэтому важно иметь действительную характеристику ПЦЭН, прежде чем согласовывать ее с характеристикой скважины. Наиболее надежный метод получения действительной характеристики насоса - это его стендовые испытания на скважинной жидкости при заданном проценте обводненности.

studfile.net

Способ определения текущего гидродинамического давления на забое в процессе бурения скважин

 

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности при строительстве скважин, в частности к способам определения текущего гидродинамического давления на забое в процессе бурения скважин с горизонтальным окончанием в высокодренированных песчаных коллекторах малой мощности. Изобретение позволяет снизить стоимость определения текущего гидродинамического давления при повышении оперативности его определения. Способ включает спуск в скважину компоновки для замера величин давлений при циркуляции бурового раствора с расходом, на котором предполагается вести бурение. Новым является то, что в скважину в посадочное устройство спускают скважинный прибор телесистемы "Пеленг" и в процессе бурения по изменению значений гамма-импульсов естественной радиоактивности проходимых пород с помощью датчика гамма-каротажа, установленного в скважинном приборе, определяют наличие песчаных пропластков в проходимом разрезе, по данным датчика дифференциального давления, также установленного в скважинном приборе, определяют величину давления при циркуляции бурового раствора в забойном двигателе и долоте, а величину давления в бурильной колонне при циркуляции рассчитывают, величину давления нагнетания буровыми насосами при циркуляции фиксируют по показаниям манометра, установленного на буровой или по станции контроля бурения и по полученным данным рассчитывают величину давления в затрубном пространстве, затем рассчитывают величину давления способа бурового раствора на данной глубине, и текущее гидродинамическое давление на забое в процессе бурения определяют математическим выражением.

Изобретение относится к области бурения в нефтяной и газовой промышленности при строительстве скважин, в частности к способам определения текущего гидродинамического давления на забое в процессе бурения скважин с горизонтальным окончанием в высокодренированных песчаных коллекторах малой мощности.

Известен способ определения гидродинамического давления расчетным путем /1/. Однако, ввиду сложности в определении режима течения бурового раствора в затрубном пространстве из-за большого наличия в нем твердой фазы (до 60%) результаты этих расчетов часто отличаются от своих истинных значений, полученных в результате прямых замеров этих величин, что снижает их точность. Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ прямого замера величины давления при циркуляции глубинными манометрами /2/. Недостатком известного способа является то, что применение его возможно только после подъема долота из скважины, спуска в нее компоновки с блоком глубинных манометров и прокачки через нее бурового раствора с расходом, на котором предполагается вести бурение. Затем компоновку извлекают из скважины, данные глубинных манометров расшифровывают, после чего принимают решение о корректировке (при необходимости) расхода или плотности бурового раствора. То есть при этом способе необходим как минимум дополнительный рейс (спуск - замер - подъем инструмента), что, естественно, снижает оперативность процесса принятия решений и приводит к удорожанию бурения. Целью настоящего изобретения является повышение оперативности определения и снижение стоимости. Поставленная цель достигается тем, что в скважину в посадочное устройство спускают скважинный прибор телесистемы "Пеленг", и в процессе бурения по изменению значений гамма- импульсов естественной радиоактивности проходимых пород с помощью датчика гамма-каротажа, установленного в скважинном приборе, определяют наличие песчаных пропластков в проходимом разрезе, по данным датчика дифференциального давления, также установленного в скважинном приборе, определяют величину давления при циркуляции бурового раствора в забойном двигателе и долоте, а величину давления в бурильной колонне при циркуляции рассчитывают, величину давления нагнетания буровыми насосами при циркуляции фиксируют по показаниям манометра, установленного на буровой, и по полученным данным рассчитывают величину давления в затрубном пространстве, затем рассчитывают величину давление столба бурового раствора на данной глубине, и текущее гидродинамическое давление на забое в процессе бурения определяют из выражения Pг=Pст+[Pу-(Pб+Pз+Pд)], МПа где Pст - величина давления столба бурового раствора на данной глубине, МПа; Pу - величина давления нагнетания буровыми насосами при циркуляции, МПа; Pб - величина давления в бурильной колонне при циркуляции, МПа; Pз - величина давления в забойном двигателе, МПа; Pд - величина давления в долоте, МПа; Сущность изобретения заключается в следующем. Включают промывку. На устье скважины через винтовой двигатель и долото прокачивают буровой раствор с расходом, на котором планируется бурение в данном интервале. Затем в скважину спускают скважинный прибор телесистемы "Пеленг", состоящий из самого скважинного прибора с комплектом датчиков, блока коммутации, персонального ЭВМ, выносного пульта бурильщика и посадочного устройства для скважинных приборов /3/. В процессе бурения по изменению значений гамма-импульсов естественной радиоактивности проходных пород с помощью датчика гамма-каротажа, установленного в скважинном приборе, определяют наличие песчаных пропластков в проходимом разрезе на предмет нефтегазонасыщенности. По данным датчика дифференциального давления, установленного также в скважинном приборе, определяют величину давления при циркуляции бурового раствора в забойном двигателе Pз и долоте Pд. Величину давления Pб в бурильной колонне, где заведомо турбулентный режим и расчетные данные практически не отличаются от фактических данных, рассчитывают по методическим указаниям /4 /. Величину давления в нагнетательной линии при нагнетании бурового раствора буровыми насосами фиксируют по показаниям манометра, установленного в буровой, или по данным станции контроля бурения. Затем определяют величину давления в затрубном пространстве: Pзп=Pу-(Pб+Pз+Pд), МПа где Pз - величина давления в забойном двигателе, МПа;
Pд - величина давления в долоте, МПа;
Pб - величина давления в бурильной колонне при циркуляции, МПа;
Pу - величина давления нагнетания буровыми насосами при циркуляции, МПа. Величину давления столба бурового раствора на данной глубине определяют
Pст= 10-6gh, МПа,
где - плотность бурового раствора, кг/м3;
h - данная глубина, м;
g - ускорение свободного падения, 9,81 м/с. После этого определяют величину гидродинамического давления Pг на забое бурового раствора плотностью на глубине h

Далее определяют градиент гидродинамического давления

величину которого сравнивают с градиентом гидроразрыва
GradPгр
Если GradPгGradPгр, то в скважине возможно поглощение бурового раствора и необходимо либо уменьшить его плотность, либо расход, или то и другое вместе. Пример. В процессе бурения на плотности бурового раствора = 1200 кг/м3 скважины "Юбилейная" долотом 215,9 МСЗГАУ на глубине h = 3950 м были проведены работы по определению величины давления в затрубном пространстве Pзп. При этом величина давления нагнетания буровыми насосами при циркуляции Pу по данным манометра, установленного в буровой, или по станции контроля бурения составила Pу = 11,3 МПа. Расчетное значение давления в бурильной колонне при циркуляции Pб = 8,2 МПа определяли по методическим указаниям, а сумму давлений в забойном двигателе и долоте (Pз+Pд) = 1,8 МПа определяли по результатам замера скважинного прибора. С учетом этого величина давления в затрубном пространстве Pзп была определена из выражения
Pзп=Pу-(Pб+Pз+Pд)=11,3- (8,2+1,8)=1,3, МПа
Величину давления столба бурового раствора на данной глубине определяли из выражения
Pст= 10-6gh, МПа.
Тогда гидродинамическое давление определяли из выражения:

Использование предлагаемого способа позволит повысить оперативность и точность определения текущего гидродинамического давления на забое в процессе бурения наклонных и горизонтальных участков скважины. Предлагаемый способ позволит предотвращать поглощение бурового раствора в песчаных высокодренированных пропластках. Источники информации
1. Б. И. Есьман, Г.Г.Габузов. Термогидравлические процессы при бурении скважин. -М.: Недра, 1991, с. 105. 2. Б. И. Есьман, Г.Г.Габузов. Термогидравлические процессы при бурении скважин. -М.: Недра, 1991, с. 163-177-прототип. 3. Телеметрический комплекс для проводки скважин с горизонтальным окончанием ствола "Пеленг". Проспект РАО "Газпром" НТЦ п "Кубаньгазпром", 1998 г. 4. Инструкция по составлению гидравлической программы бурения (оптимизированный вариант). РД-39-0147009-516-86, с. 10-17.


Формула изобретения

Способ определения текущего гидродинамического давления на забое в процессе бурения скважин с горизонтальным окончанием, включающий спуск в скважину компоновки для замера величины давлений при циркуляции бурового раствора с расходом, на котором предполагается вести бурение, отличающийся тем, что в скважину в посадочное устройство спускают скважинный прибор телесистемы "Пеленг" и в процессе бурения по изменению значений гамма-импульсов естественной радиоактивности проходимых пород с помощью датчика гамма-каротажа, установленного в скважинном приборе, определяют наличие песчаных пропластков в проходимом разрезе, по данным датчика дифференциального давления, также установленного в скважинном приборе, определяют величину давления при циркуляции бурового раствора в забойном двигателе и долоте, а величину давления в бурильной колонне при циркуляции рассчитывают, величину давления нагнетания буровыми насосами при циркуляции фиксируют по показаниям манометра, установленного на буровой и по полученным данным рассчитывают величину давления в затрубном пространстве, затем рассчитывают величину давления столба бурового раствора на данной глубине, и текущее гидродинамическое давление на забое в процессе бурения определяют из выражения
Pг = Pст + [Py - (Pб + Pз + Pд)], МПа,
где Pст - величина давления столба бурового раствора на данной глубине, МПа;
Py - величина давления нагнетания буровыми насосами при циркуляции, МПа;
Pб - величина давления в бурильной колонне при циркуляции, МПа;
Pз - величина давления в забойном двигателе, МПа;
Pд - величина давления в долоте, МПа.

findpatent.ru

17.Методы определения пластовых и забойных давлений. Карты приведённых давлений.

Пластовое давление определяет состояние жидкости, а также тот запас естественной энергии, в ре­зультате использования которого пластовые жидкости извлекаются на поверхность. Значения его в различных точках одной и той же залежи неодинаковы. Они меняются также во времени и в процессе разработки.

Под пластовым давлением понимается давление в некоторой точке пласта, не подверженной воздействию воронок депрессии со­седних скважин. Однако в связи с тем, что непосредственный замер пластового давления возможен лишь с помощью скважин, можно считать, что под пластовым давлением фактически понимается статическое забойное давление, т. е. давление на забое остановлен­ной скважины, начиная с того момента, когда после ее остановки в пласте (в районе расположения этой скважины) установилось от­носительное статическое равновесие.

За начальное пластовое давление обычно прини­мается статическое забойное давление первой скважины, вскрывшей пласт, замеренное до нарушения статического равновесия, т. е. до отбора из пласта сколько-нибудь значительного количества пла­стовой жидкости. Естественно, что этот один или несколько замеров характеризуют начальное пластовое давление лишь в определенных точках пласта и не могут быть приняты для залежи в целом. Для определения среднего начального пластового дав­ления полученные замеры по первой скважине (или по первым сква­жинам) должны быть пересчитаны на среднюю точку объема залежи, на середину этажа нефтеносности, или приведены к поверхности начального водо-нефтяного контакта .

Для наблюдения за процессом раз­работки пласта необходимо систематически замерять пластовые давления в эксплуатируемых скважинах. Эти замеры лучше всего производить глубинными манометрами. Существуют глубинные ма­нометры двух типов: 1) максимальные и 2) регистрирующие с не­прерывной записью показаний. Измерение пластовых давлений манометром по стволу скважины дает возможность определить истинную плотность жидкости и газа при данных давлении и температуре с учетом нали­чия растворенного газа в водо-нефтяной, смеси. Это может оказать помощь при по­строении карт изобар.

В тех случаях, когда при фонтанном или компрессорном способе эксплуатации невозможно применить глубинный манометр, пла­стовые (забойные) давления определяют расчетным путем по формулам. Эти формулы позволяют получить величины, приближающиеся к действитель­ным пластовым давлениям.

При глубиннонасосной эксплуатации для определения забойных давлений расчетным путем используют данные о статических уровнях в скважинах. Уровни в скважинах (в затрубном пространстве) замеряют либо специальной желонкой, спускаемой при помощи лебедки Яковлева, либо эхолотом. Знания уровней нефти и воды в скважине дают возможность подсчитать забойное да­вление.

Для наблюдения за поведением пласта в процессе разработки необходимо изучать характер изменения и распределения пластовых давлений. Для этого строят карты изобар, т. е. карты равных пла­стовых давлений. Данными для этого служат замеры давлений в скважинах после их поочередной остановки при работе всех других скважин.

При замерах давления с целью построения карт изобар в каждой скважине должно быть свое время выдержки на забое глубинного манометра, обусловленное системой взаимодействия пласт — сква­жина и физическими свойствами пород и флюидов.

При всем многообразии условий работы пласта и скважин прак­тически не представляется возможным найти универсальные зависи­мости для определения времени выдержки глубинного манометра при замере пластового давления в скважинах. Поэтому можно при­нять такое время выдержки глубинного манометра для каждой сква­жины, в течение которого забойное давление в ней восстановится до среднего значения давления в пределах некоторой прилегающей к скважине области, или же определять непосредственно величину этого среднего давления в пределах участка, примыкающего к сква­жине при работе всех скважин пласта.

При наличии данных о давлениях по скважинам построение карт изобар не вызывает затруднений и методически аналогично построе­нию структурных карт с той лишь разницей, что для них исполь­зуют не приведенные глубины залегания пласта, а величины стати­ческих пластовых давлений по скважинам. При построении карт изобар необходимо учитывать:

  1. наличие, как правило, исходных данных о давлениях на раз­ личные даты и необходимость приведения их на дату построения карты изобар;

  2. зависимость давлений от глубины залегания пласта (давление связано с углом падения пород) и необходимость приведения их

к избранной условной поверхности; 3) отсутствие в пласте статиче­ского равновесия и необходимость применения в связи с этим соответ­ствующих приемов интерполяции и особенно экстраполяции давлений. Рассмотрим особенности построе­ния карт изобар более детально.

Рис. Схема графического

приведения давлений на дату

составления карты изобар.

7 — давления по скважинам; 2 — зредняя (хронологическая) кривая падения давления; 3 — точки давле­ний по рачетным скважинам; 4 — ис­комые давления.

Приведение пластовых давлений по скважинам на дату построения карты изобар проще всего осуще­ствлять графическим методом, кото­рый обеспечивает достаточную для практических целей точность. Сущ­ность метода заключается в следу­ющем. Все замеры пластовых давле­ний на различные даты наносят в виде точек на график (рис. ). По полученным точкам (диаграмме «мушиных» точек) строят среднюю (хронологическую) кривую падения

давления. Затем, полагая, что указанный средний темп падения да­вления характеризует всю залежь, и следуя этому темпу, прибли­женно определяют давление на искомую дату в любой скважине. Например, требуется определить давления в скв. 1 и 2 на дату составления карты изобар (на январь, соответствующего года). В этом случае, следуя параллельно средней кривой падения да­вления, находят искомые давления.

Совершенно очевидно, что предлагаемый метод является прибли­женным. В связи с этим давления следует приводить к искомой дате лишь по близким скважинам, не используя для расчетов данные скважин, полученные задолго (например, за шесть месяцев) до даты, на которую приводятся давления для построения карты изобар. При неравномерных замерах пластовых давлений по скважинам и сосредоточении фактических данных по отдельным локальным участкам пласта более точные результаты при приведении давлений к одной дате достигаются использованием индивидуальных кривых изменения пластовых давлений по скважинам. Метод приведения давлений на искомую дату по индивидуальным кривым отдельных скважин аналогичен изложенному выше методу. Использование сред­ней кривой падения давлений по пласту для приведения давлений по скважинам на определенную дату в случае неравномерных изменений давлений по отдельным скважинам может привести к неточным резуль­татам, так как неравномерный отбор жидкости из скважин и литоло-го-физические особенности коллектора (особенно его проницаемость) создают различный темп падения давления по отдельным скважинам.

Давления необходимо приводить к уров­ню моря во всех случаях, когда изменения давлений вследствие падения пород пре­вышают принятую точность (0,5 кПсм2 карты изобар.

Давления, приведенные к уровню моря, в дальнейшем будем называть приведенными изобарами.

studfile.net

2. ИСТОЧНИКИ ПЛАСТОВОЙ ЭНЕРГИИ

ЗКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

2.1. Пластовые давления

Для правильного понимания всех технологических процессов и явлений, связанных с эксплуатацией нефтяных месторождений и скважин, необходимо уяснить ряд терминов для давлений, которые определяют или влияют на эти технологические процессы.

2.1.1. Статическое давление на забое скважины

Статическое давление - это давление на забое скважины, устанавливающееся после достаточно длительной ее остановки. Оно равно гидростатическому давлению столба жидкости в скважине высотой (по вертикали), равной расстоянию от уровня жидкости до глубины, на которой производится измерение. Обычно за такую глубину принимается середина интервала вскрытой толщины пласта. С другой стороны, это давление равно давлению внутри пласта, вскрытого скважинами, и поэтому оно называется пластовым давлением.

2.1.2. Статический уровень

Уровень столба жидкости, установившийся в скважине после ее остановки при условии, что на него действует атмосферное давление, называется статическим уровнем.

Если устье скважины герметизировано, то обычно в верхней части скважины скапливается газ, создающий некоторое давление на уровень жидкости. В этом случае уровень жидкости не называется статическим, хотя соответствует статическим условиям скважины, и давление на забое скважины равно сумме гидростатического давления столба жидкости и давления газа.

2.1.3. Динамическое давление на забое скважины

Это давление устанавливается на забое во время отбора жидкости или газа из скважины или во время закачки жидкости или газа в скважину. Динамическое давление на забое очень часто называют забойным давлением в отличие от статического, которое называют пластовым давлением. Однако и статическое, и динамическое давления в то же время являются забойными.

2.1.4. Динамический уровень жидкости

Уровень жидкости, который устанавливается в работающей скважине при условии, что на него действует атмосферное давление (межтрубное пространство открыто), называется динамическим уровнем.

При герметизированном затрубном пространстве динамическое давление будет равно сумме гидростатического давления столба жидкости от уровня до забоя и давления газа, действующего на уровень. Высота столба жидкости измеряется по вертикали. Поэтому в наклонных скважинах при вычислении гидростатических давлений должна делаться соответствующая поправка на кривизну скважины.

2.1.5. Среднее пластовое давление

По среднему пластовому давлению оценивают общее состояние пласта и его энергетическую характеристику, обусловливающую способы и возможности эксплуатации скважин. Статические давления в скважинах, расположенных в различных частях залежи и характеризующие локальные пластовые давления, могут быть неодинаковыми вследствие разной степени выработанности участков пласта, его

studfile.net

3 Определение забойного давления

Created by SuhOFFF

Все технологические процессы, происходящие в пласте, стволе скважины и в сис- теме сбора и подготовки газа, требуют знания характера изменения давления газа. С ним связаны запасы газа, изменение состава пластовой смеси, темп вторжения воды в залежь, парциальное давление отдельных компонентов, конструкция скважин и т.д.

Отправной точкой гидродинамических расчётов являются устьевые, забойные и пластовые давления и температуры. С одной стороны, забойные термобарические условия могут быть определены непосредственно на забое скважины с помощью специальных из- мерительных комплексов, в частности, глубинных манометров и термометров, с другой – они могут быть определены аналитически.

Для определения пластового давления расчётным путём исходят из условия равно- весия избыточного давления на устье с пластовым давлением. Если известно давление на устье неработающей скважины, то статическое забойное давление равно пластовому, и может быть определено с помощью решения следующей системы уравнений:

ìpпл = pз = pстeS

 

 

 

 

ï

 

 

 

 

 

 

pпр

(3.1)

í

æ

 

æ

ö

 

ö

 

 

ср

ïzср

= ç

0,4lg

ç Tпр ÷

+ 0,73

÷

 

+ 0,1pпр

î

è

 

è

ср ø

 

ø

 

ср

Здесь pст - статическое устьевое давление (или давление на устье остановленной

скважины), МПа; S = 0,03415ρL ; zср - средний по скважине коэффициент сверхсжимае-

zсрTср

мости;

T

=

 

Tср

 

, p

 

 

=

pср

 

- средние по скважине приведённые температура и давление;

 

 

пр

 

 

 

пр

 

Tкр

 

 

 

pкр

 

 

 

 

 

ср

 

 

 

ср

 

 

 

 

 

+ Tз

 

 

 

pст + pз

 

pст + pпл

 

T =

ст

ст

, p

 

=

=

- средние по скважине температура и давление, K и

 

 

 

 

ср

 

 

ср

2

 

 

 

 

 

 

 

2

 

2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

МПа, соответственно.

Давление на забое работающей скважины определяется с помощью решения сле- дующей системы уравнений:

ì

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

=

p

2

2S

+ θQ

2

 

 

 

 

ïpз

уe

 

 

 

 

 

 

ï

æ

 

 

 

æ

ö

 

ö

ср

(3.2)

í

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

pпр

 

ïzср = ç

0,4lgçTпр ÷ + 0,73

÷

 

+ 0,1pпр

ï

è

 

 

 

è

ср ø

ø

 

ср

î

 

 

 

 

 

 

 

 

 

studfile.net


Смотрите также