Какие давление замеряются на устье скважины

Какие давление замеряются на устье скважины

Нефтегазовая библиотека

ЗабойНефтегазовая библиотека Основные понятия о давлениях в скважине

Основные понятия о давлениях в скважине

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

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

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 необъодимо 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, Pизкгс/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, P плкгс/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, Рзабкгс/см.2 Забойное давление есть общее давление на забое скважины (или под долотом) в любых условиях. Рзаб=Рr+Pr. ск+Риз.

Рзаб. в зависимости от условий может быть равно пластовому давлению, больше или меньше его:
– в нормальных условиях бурения Рзаб>Рпл;
– при ГНВП, когда скважина закрыта, Рзаб=Рпл.

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

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 ).

ЕТПБ требуют, чтобы гидростатическое давление ( Р г ) превышало пластовое ( Р пл ) в следующих размерах:
для скважин с глубиной до 1200м Р=10-15% Р пл, но не более 1,5 МПа
для скважин с глубиной до 2500м Р=5-10% Р пл, но не более 2,5 Мпа
для скважин с глубиной свыше 2500м Р=4-7% Рпл, но не более 3,5 Мпа

При известном пластовом давлении горизонта необходимая плотность промывочной жидкости, на которой должен вскрываться этот горизонт определяют:

Определение забойных давлений ( Р заб )

Забойное давление при механическом бурении и промывке

Ргск – гидравлическое сопротивление кольцевого пространства.

Ориентировочно, для неглубоких скважин оно составляет :

Ргс – 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 длительное время снижается за счет явлений седиментации, фильтрации, контракции, а так же температурных изменений бурового раствора на величину D Рст

При спуске каждой свечи бурильного инструмента под долото возникают знакопеременные гидродинамические давления. В начале спуска свечи с ростом скорости спуска нарастает и репрессия под долотом. После того, как скорость выровнялась – репрессия достигает максимума и остается постоянной до момента начала торможения. При резком торможении репрессия снижается до «О» и переходит в депрессию.
Величина репрессии + DРдс – определяют по формуле ( X ).
Величина депрессии – DРдс при скорости спуска меньшей Iм/с составляет 0,01qgL при скорости спуска большей I м/с.

Читайте также:  Какое давление масла должно быть тойота ленд крузер

DРдс = ( 0,02 – 0,05 ) rgL

Для того, чтобы не возникало ГНВП при наличии вскрытого продуктивного горизонта необходимо, чтобы во всех случаях забойное давление превышало пластовое Рзаб > Рпл.

Допустимое давление, – кгс/см. кв.Допустимое давление – это давление, при котором не происходит разрушения скелетной решетки пласта или поглощения бурового раствора. Обычно Рr. p>>Pпл.

Основные принципы анализа давлений

Давлениями, которые мы можем регулировать и контролировать при промывке скважины во время ликвидации проявления, являются:
– гидростатическое давление – Рr;
– гидростатические потери – Pr. c;
– избыточное давление – Pиз.

Общее давление в любой точке скважины будет складываться из этих трех давлений Pобщ=Рr+Рr. c+Pиз, поэтому представляет интерес рассмотреть вопрос, как рассчитать каждое из этих давлений, а также четко уяснить, как и где эти давления будут способствовать или отрицательно влиять на процесс ликвидации проявлений.

Источник

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 пластового давления 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:

где

плотность жидкости;

ускорение свободного падения;

высота столба жидкости в скважине.

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

где

высота столба жидкости в скважине, равная расстоянию от устья до середины пласта;

устьевое давление.

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).

Однако не всегда имеется возможность спуска прибора на забой скважины, в этом случае используют расчетные формулы, вид которых зависит от способа эксплуатации скважины.

Забойное давление в нефтяной фонтанной скважине:

где

– избыточное давление на устье скважины;

Читайте также:  Какие заболевания почек вызывают повышение давления

средневзвешенная плотность газожидкостной смеси в скважине;

– ускорение свободного падения;

– глубина скважины.

Забойное давление в нефтяной простаивающей скважине:

где

статический уровень жидкости в скважине (определяется методом эхолотирования).

Забойное давление в нефтяной скважине с механизированными способами добычи:

где

динамический уровень жидкостив скважине (определяется методом эхолотирования).

Забойное давление простаивающей газовой скважины:

где

коэффициент сверхсжимаемости газа;

средняя температура в скважине;

средневзвешенная плотность газа в стволе скважины.

Забойное давление газовой скважины при ее эксплуатации:

где

где

газовая постоянная;

коэффициент гидравлического сопротивления;

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.

Дата добавления: 2018-05-25 ; просмотров: 10626 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Источник

Источник

Расчет допустимого давления на устье скважины

Расчёт приведённого пластового давления.

Основы разработки и эксплуатации

Нефтегазовых месторождений

Лабораторная работ № 4

Расчёт приведённого пластового давления.

Пластовое давление.

Давление, под которым находятся жидкости и газы в пласте, называют пластовым.

Начальное пластовое давление (до начала разработки залежи), как правило, зависит от глубины залегания пласта. Его можно приближённо определить по формуле:

(1.1)

где L — глубина точки пласта, м.

Пласты, для которых приближенно соблюдается это равенство, называют пластами с нормальным (гидростатическим) давлением. Они, так или иначе, свя­заны с поверхностью земли.

Однако существуют пласты с давлением аномальным, обычно превы­шающим гидростатическое давление (Западный Казахстан, Туркмения, Западная Сибирь). Такие пласты не связаны или очень слабо связаны с дневной поверхно­стью и чаще всего встречаются в складчатых районах.

При вскрытии продуктивного пласта скважиной в том случае, когда её ствол заполнен жидкостью до устья, начальное пластовое давление на забое можно более точно определить по формуле:

(1.2)

Здесь рж— плотность жидкости, кг/м 3 ;

g — ускорение свободного падения, м/с 2 ;

Ру— давление на устье скважины, Па.

Установленные по формулам (1.1) и (1.2) пластовые давления одинаковы для всех точек пласта, расположенных на одной горизонтальной плоскости.

В двух точках пласта, не лежащих на этой плоскости, пластовое давление будет отличаться от найденного значения.

Расчёт приведённого пластового давления.

Для удобства анализа изменения пластового давления в процессе эксплуатации залежи пластовое давление обычно относят к какой-либо одной условной плоскости, например плоскости ВНК.

Рисунок 1.1 — К примеру, расчета приведённых давлений.

Давление, отнесённое к этой плоскости, называется приведённым пла­стовым давлением. Его определяют по формуле:

Рпр =Рпл± 0,00981

∆Н ρн,

где Рпл — измеренное пластовое давление в скважине, Па;

∆Н — расстояние точки измерения от условной плоскости (приведения) по вертикали, м.

Знак плюс соответствует случаю, когда точка измерения расположена вы­ше плоскости приведения, знак минус — когда эта точка находится ниже плоско­сти приведения

Задача 1. Рассчитать пластовое давление в безводной остановленной скважи­не для следующих условий (табл. 1.1).

1) Так как скважина безводная, то после остановки она заполнена только нефтью. Рассчитываем высоту столба нефти по формуле:

Таблица 1.1.

Наименование параметраЗначение параметра
Варианты заданий
Глубина скважины Lnм
Статический уровень м
Плотность дегазированной нефти рнд, кг/м 5
Плотность пластовой нефти рпр кг/м 3
Наименование параметраЗначение параметра
Варианты заданий
Глубина скважины Lnм
Статический уровень м
Плотность дегазированной нефти рнд, кг/м 5
Плотность пластовой нефти рпр кг/м 3

Скважина эксплуатировалась при забойном давлении большем давления насы­щения, м 2

2) Вычисляем среднюю плотность нефти:

3) Пластовое давление будет равно:

Pпл=hн

н g 10 -6 =1833837,5 9,81 10 -6 =15,06 МПа

Задача 2. Определить пластовое давление в остановленной безводной фонтанной скважине для следующих условий (табл 1.2):

Наименование параметраЗначение параметра
Варианты заданий
2
Глубина скважины Lc, м
Давление на устье остановленной скважины pyМПа8,67,47,78,99,17,57,38,2
Давление насыщения рнас, МПа11,312.911.48.79,39,311,18,69,5
Забойное давление pзаб, МПа11,312,911,48,79,39,311,18,69,5
Температура на устье остановленной скважины tу°С
Пластовая температура tпл °С
Коэффициент сжимаемости нефти βн10 -4 МПа -16,55,86,25,46,46,46,56,16,26,36,1
Наименование параметраЗначение параметра
Варианты заданий
Глубина скважины Lc, м
Давление на устье остановленной скважины pyМПа8,57,37,69,18,28,79,37,67,48,5
Давление насыщения рнас, МПа11,312.911.48.79,39,311,18,69,5
Забойное давление pзаб, МПа11,312,911,48,79,39,311,18,69,5
Температура на устье остановленной скважины tу°С
Пластовая температура tпл °С
Коэффициент сжимаемости нефти βн10 -4 МПа -16,45,76,15,36,36,56,46,26,36,46,2
Читайте также:  Капельница калий магний при каком давлении назначается

Зависимость плотности нефти от давления и температуры представлены на рис. 1.2

Решение. Для расчёта пластового давления в данном случае необходимо ис­пользовать формулу:

Pпл =

Рисунок 12 — Зависимость плотности нефти от давления и температуры.

Средняя плотность нефти в скважине pn, зависит от давления и температуры.

По существу, решение данной задачи сводится к расчёту pn(p,t).Принимая линейный закон распределения температуры по глубине остановленной скважины, рассчитаем среднюю температуру:

Используя графические зависимости р, = f (p.t) на рис. 1.2 и принимая линейное изменение плотности нефти от температуры, путём интерполяции строим зависимость плотности нефти при t = 45°С (кривая 3). Полученную кри­вую можно использовать для расчета средней плотности нефти в скважине при изменении давления от РудоPпл. По кривой 3 находим среднюю плотность неф­ти в интервале давлений отРу= 8 МПа до Pнас= 11,3 МПа; рн = 775 кг/м 3 .

Рассчитываем пластовое давление:

Pпл = 2650

775-9,81 10 -6 + 8 = 28,15 МПа.

При решении принято, что средняя плотность нефти при t = 45°С в облас­ти давлений от Рнас= 11,3 МПа до Рпл= 28,15 МПа постоянна и равна 775 кг/м 3 . Фактически, в этой области давлений плотность нефти линейно увеличивается за счет сжимаемости. Рассчитаем плотность нефти при рпл.= 28,15 МПа, если плот­ность нефти при рнас = 11,3 МПа равна 772,3 кг/м 3 (рис. 1.2 кривая 3).

Коэффициент сжимаемости нефти

принимаем равным 6,5-10 -4 /МПа. Таким образом, плотность нефти при пластовом давлении:

Средняя плотность нефти в интервале давлений от рнасдо рпл,

рнср= ( 772,5 + 781,1 ) / 2 = 776,8 кг/м 3 .

Таким образом, средние плотности нефти в интервалах давлений от

Ру= 8 МПа до Рнас=11,3 МПа и от Рнас = П,3 МПа до Рпл= 28,15 МПа соответственно равны 775 и 776,8 кг/м 3 . Для данных условий нетрудно рассчитать и сред­нюю плотность нефти в интервале от Ру= 8 МПа до Рпл= 28,15 МПа, которая равна 775,9 кг/м 3 .

Вычисляем пластовое давление с учетом изменения плотности нефти при

Рпл = 2650

776,8 9,81·10 -6 + 8 = 28,19 МПа.

Оценим ошибку δ вносимую а расчет пластового давления, пренебрежением влияния давления на плотность нефти в области Рпл.>Рнас:

Таким образом, ошибка составляет всего 0,16%, поэтому в практических расчётах можно пренебрегать влиянием изменения плотности нефти за счет ее сжимаемости в области давлений от Рнас до Рпл.

Задача 1.3Определить приведённые давления на отметке ВНК в скважинах 1, 2 и 3 (рис. 1.1). Давление замерено в точках А, В, С. Исходные данные приведены в табл. 1.3:

Рисунок 1.1 — К примеру, расчета приведённых давлений.

Наименование параметраАбсолютное значение Варианты заданий
1. Глубина отметки ВНК НВНК, м
2. Пластовое давление в точках, МПа:
Ра17,916,818,918,019,917,916,818,918,019,918,9
Рв16,515,617,317,118,516,515,617,317,118,518,3
pc17,216,218,217.619,217,216,218,217.619,218,9
3. Глубина замеров пластового давления в точках, м:
Lc
4. Альтитуда скважин в точках, м:
Ал1
Ал2
Ал3
5. Плотность нефти в пластовых условиях рн, т/м 30,760,780,740,730,750,760,780,740,730,750,76
6 Плотность воды в пластовых условиях рв, т/м 31,11,071,091,061,091,11,071,091,061,091,1

Решение. 1) Определим приведённое давление на отметке ВНК (рвнк) по дан­ным замера давления в т.А. Предварительно находим разницу между отметками точки А и ВНК (hA).Гипсометрическая отметка т.А будет при этом равна:

Из рис. 1.1 видим, что

Так как в интервале между т.А и ВНК пласт насыщен водой, определяем

Рвнк= Ра — 0,00981- hA

ρв = 17,9 — 0,00981·79·1,1 = 17,05 МПа.

2) Определим рвнкпо данным замера давления в т.В. Рассуждая аналогич­но, найдём:

Замечая, что между т.В и ВНК пласт насыщен нефтью, определим:

РBHK = РB+ 0,00981· hB

ρn = 16,5 + 0,00981 71 0,76= 17,03 МПа.

3) Аналогично определим Рвнк по данным замера давления в т.С.

Рвнк= 17,2 — 0,00981

18 1,1 = 17,01 МПа.

Таким образом, значения рассчитанных приведённых давлений по всем трём точкам совпали достаточно точно. Определим среднеарифметическое Рвнк.

Рвнк=

ОФОРМЛЕНИЕ ЛАБОРАТОРНО РАБОТЫ:

Министерство образования и науки Российской Федерации

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Источник

Источник