Каким должно быть давление на устье
Содержание статьи
Что такое допустимое давление для устья скважины
Давление в нефтяном пласте при бурении скважины
Представляете, доросла до того, что пишу статью в раздел «По просьбам трудящихся», сама в приятном шоке. И еще под одной из моих прошлых статей чуть не началась драка на тему пластового давления, было весело)
А некоторые меня ругают за слишком длинные вступления, в корне с этим не согласна. Мои собственные мысли и отделяют блог от учебника, поэтому люблю немного с вами поговорить в начале
Сегодня поговорим о пластовом давлении
Нефть, газ и вода находятся в пласте под давлением, которое называется пластовым . До того, как человек воздействует на пласт, вся система находится под начальным пластовым давлением
Величину начального пластового давления ориентировочно принимают равной давлению столба воды высотой равной глубине залегания пласта, т.е. гидростатическому давлению
В жизни и в природе ничего идеального нет, и из-за давления вышележащих горных толщ и тектоники пластовое давление отличается от гидростатического на практике
Пластовое давление, превышающее гидростатическое, называют аномально высоким пластовым давлением (АВПД)
Пластовое давление меньшее гидростатического называют аномально низким пластовым давлением (АНПД)
С терминологией разобрались. Теперь представим, что пришел человек и начал техногенно вмешиваться в жизнь пласта — бурить скважину
В процессе бурения на вскрываемые пласты действует давления столба бурового раствора, и здесь очень важно балансировать с пластовым давлением — с помощью плотности бурового раствора
В случае, когда давление столба бурового раствора превышает пластовое давление, мы бурим на репрессии
Если давление столба бурового раствора меньше пластового давления, мы бурим на депрессии
Знаете, когда я защищала свой первый диплом (это происходило на кафедре и плюс под камерами в режиме онлайн) я очень нервничала, и в своей речи перепутала два этих понятия. Мне стало так стыдно, но я не растерялась, исправилась, зато на всю жизнь запомнила
Теперь, когда говорю о репрессии и депрессии, в голове всплывают картинки, как я стою перед камерами, дядьками-буровиками и ладошки потеют)
Изменяя плотность бурового раствора буровик использует совмещенный график давлений, где отмечен «коридор», в пределах которого возможно регулировать плотность
Если давление бурового раствора меньше пластового давления, то буровой раствор не будет качественно выполнять своей функции, говоря «на пальца» — будет недостаточно давить на стенки скважины
Если давление бурового раствора больше давления поглощения — раствор просто уйдет в пласт, а это серьезное осложнение в процессе бурения, которое так и называется поглощение
Статья про осложнения и аварии будет. И про фонтан тоже
На графике для простоты используют не давления, а коэффициенты
Коэффициент аномальности — отношение пластового давления к гидростатическому (синий график)
Относительная плотность бурового раствора — отношение его плотности к плотности воды
Коэффициент поглощения — отношение давления, при котором возможно поглощение, к гидростатическому (красный график)
Также используя этот график, определяют конструкцию скважины, т.е. количество обсадных колонн и глубину их спуска
Касательно ППД — друзья, это относится к разработке нефтяного месторождения, когда уже ведется добыча, об этом расскажу в следующих статьях. Все будет
Буду рада конструктивной беседе в комментариях, а также лайку за статью и подписке на канал!
Источник
Максимально допустимые давления на устье скважины.
Гидростатическое давление, Pr — Мпа; кгс/см.кв.. . Гидростатическим давлением принято называть давление, определеяемое весом столба раствора выше рассматриваемого сечения, приходящегося на единицу площади.
где r — плотность флюида, г/см 3 ;
H — глубина скважины, м.
В наклонных скважинах глубина скважины H определяется как вертикальная составляющая длины ствола.
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.
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.
Рзаб. в зависимости от условий может быть равно пластовому давлению, больше или меньше его:
— в нормальных условиях бурения Рзаб>Рпл;
— приГНВП , когда скважина закрыта , Рзаб=Рпл.
Дата добавления: 2015-08-05 ; просмотров: 41 ; Нарушение авторских прав
Источник
МАКСИМАЛЬНО ДОПУСТИМЫЕ ДАВЛЕНИЯ ПРИ ГЛУШЕНИИ СКВАЖИН
Все операции по глушению скважин любым способпм должны обеспечивать безопасность работ и исключать
появление дополнительных осложнений, связанных с разрушением устьевого оборудования, порывом обсадных труб,
гидроразрыв’ом пород в необсаженной части ствола скважины, грифонообразованием и потерей циркуляции.
Давление в затрубном пространстве при глушениискважин СРИз. i-Jtd не должны превышать 80%. давления
последней опрессовки обсадной колонны и устья скважины ОПР
3.3. Допустимое давление на устье с точки зрения обеспечения безопасности гидроразрыва пород UРиз. к!г. р не должно превышать допустимую прочность пород в наиболее слабом участке ствола скважины.
где Pr _- давление гидрораэрыва наименее прочных пород.
К — глубина залегания наименее прочных пород, м; р — плотность бурового раствора в затрубном пространстве, г/смз.
Значение Р , как правило, известно из проекта на бурение скважины или устанавливается опытным путем в процессе её углубления.
Плотность бурового раствора (или флюида) в эатрубном пространстве р берется фактическая.
3.4. В случае, если давление гидроразрыва пластов неизвестно, то допустимое давление [Риз. к1г. р устанавли -веется из следующих зависимостей:
ГР 1 =0,23 h — если в затрубном пространстве
Гр 1 =0, 115fr — если в затрубном пространстве
L из.к-lr.p — *
буровой раствор плотностью менее 1, 15 г/см 3 или вода.
В случае, если плотность бурового раствора в эатрубном пространстве выше 1, 15 г/см 3 , то следует пользо -ваться зависимостью
Допускаемое давление на устье скважины Ризк прини мается меньшее по [Р]13.к] т. р » [ р из.к1г.р
3. 5. Это общее правило полностью и однозначно рас -пространяется на всо случаи флюлдопроявлений в момент закрытия скьажгны. В этот период в колонне, по крайней мере, в р.ерхнон её части находится буровой раствор плотностью рн . поэтому зависимость
[Р ] —Р -РнЬ О, 1 — верна.
L нз.кт.р г.р ‘ н v
Это выражение Dcpno и во всех случаях жидкостных проявлении, так как максимальные давления при их ликвидалии создаются в момент закрытия скважины. В случае глушения газопроявлений, в период, когда пачка газа подходит к устью, давление в колонне резко растёт. Но затрубное пространство (выше башмака колонны или самого слабого горизонта) заполнено в это время газом, давление столба которого мало. Проведенные исследования и практика работ показывают, что давление на пласты при этом практически не меняется по сравнению с давлением по сравнению с давлением при закрытии скважины.
В этом случае I Риз.к! принимается равным допустимому давлению [Риз.к)тр-
Устье скважины, оборудованное превенторной установ -кой, испытывалось вместе со спущенной на глубину 500 м 324-мм обсадной колонной давлением в 120 кгс/см^.
При дальнейшем, углублении скважины в интервале 700-850 м были встречены отложения, имеющие градиент гидроразрыва, равный 0,18 кгс/см^/м, т. е. давление гидроразрыва на глубине 700 м равно 126 кгс/см^. Ниже вновь залегают более консолидированные породы с большим градиентом гидроразрыва.
На глубине 2000 м, когда плотность раствора составляла 1,3 г/см 3 , началось проявление.
Определить максимально допустимое давление в колон -не при ее глушении.
* °’ 8 * Р опр Рг.р-Р* 0 — 1 ‘
Значит, максимально допустимое давление в колонке при закрытии скважины не должно превышать 35кгс/смЯ
Давление на устье имеет два ограничения :
· рабочее давление блока превенторов и устьевого оборудования или прочность последней обсадной колонны ;
· давление гидроразрыва пласта ниже башмака последней обсадной колонны (в случае негерметичности обсадной колонны).
Дата добавления: 2015-08-05 ; просмотров: 21 ; Нарушение авторских прав
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 параметра | Значение параметра |
| Варианты заданий | |
| Глубина скважины Lnм | |
| Статический уровень м | |
| Плотность дегазированной нефти рнд, кг/м 5 | |
| Плотность пластовой нефти рпр кг/м 3 | |
| Наименование параметра | Значение 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 параметра | Значение параметра | ||||||||||
| Варианты заданий | |||||||||||
| 2 | |||||||||||
| Глубина скважины Lc, м | |||||||||||
| Давление на устье остановленной скважины pyМПа | 8,6 | 7,4 | 7,7 | 8,9 | 9,1 | 7,5 | 7,3 | 8,2 | |||
| Давление насыщения рнас, МПа | 11,3 | 12.9 | 11.4 | 8.7 | 9,3 | 9,3 | 11,1 | 8,6 | 9,5 | ||
| Забойное давление pзаб, МПа | 11,3 | 12,9 | 11,4 | 8,7 | 9,3 | 9,3 | 11,1 | 8,6 | 9,5 | ||
| Температура на устье остановленной скважины tу°С | |||||||||||
| Пластовая температура tпл °С | |||||||||||
| Коэффициент сжимаемости нефти βн10 -4 МПа -1 | 6,5 | 5,8 | 6,2 | 5,4 | 6,4 | 6,4 | 6,5 | 6,1 | 6,2 | 6,3 | 6,1 |
| Наименование параметра | Значение параметра | ||||||||||
| Варианты заданий | |||||||||||
| Глубина скважины Lc, м | |||||||||||
| Давление на устье остановленной скважины pyМПа | 8,5 | 7,3 | 7,6 | 9,1 | 8,2 | 8,7 | 9,3 | 7,6 | 7,4 | 8,5 | |
| Давление насыщения рнас, МПа | 11,3 | 12.9 | 11.4 | 8.7 | 9,3 | 9,3 | 11,1 | 8,6 | 9,5 | ||
| Забойное давление pзаб, МПа | 11,3 | 12,9 | 11,4 | 8,7 | 9,3 | 9,3 | 11,1 | 8,6 | 9,5 | ||
| Температура на устье остановленной скважины tу°С | |||||||||||
| Пластовая температура tпл °С | |||||||||||
| Коэффициент сжимаемости нефти βн10 -4 МПа -1 | 6,4 | 5,7 | 6,1 | 5,3 | 6,3 | 6,5 | 6,4 | 6,2 | 6,3 | 6,4 | 6,2 |
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 параметра | Абсолютное значение Варианты заданий | ||||||||||
| 1. Глубина отметки ВНК НВНК, м | |||||||||||
| 2. Пластовое давление в точках, МПа: | |||||||||||
| Ра | 17,9 | 16,8 | 18,9 | 18,0 | 19,9 | 17,9 | 16,8 | 18,9 | 18,0 | 19,9 | 18,9 |
| Рв | 16,5 | 15,6 | 17,3 | 17,1 | 18,5 | 16,5 | 15,6 | 17,3 | 17,1 | 18,5 | 18,3 |
| pc | 17,2 | 16,2 | 18,2 | 17.6 | 19,2 | 17,2 | 16,2 | 18,2 | 17.6 | 19,2 | 18,9 |
| 3. Глубина замеров пластового давления в точках, м: | |||||||||||
| Lа | |||||||||||
| Lв | |||||||||||
| Lc | |||||||||||
| 4. Альтитуда скважин в точках, м: | |||||||||||
| Ал1 | |||||||||||
| Ал2 | |||||||||||
| Ал3 | |||||||||||
| 5. Плотность нефти в пластовых условиях рн, т/м 3 | 0,76 | 0,78 | 0,74 | 0,73 | 0,75 | 0,76 | 0,78 | 0,74 | 0,73 | 0,75 | 0,76 |
| 6 Плотность воды в пластовых условиях рв, т/м 3 | 1,1 | 1,07 | 1,09 | 1,06 | 1,09 | 1,1 | 1,07 | 1,09 | 1,06 | 1,09 | 1,1 |
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
Ожидаемое давление на устье скважины расчет
Расчет забойного давления в скважине
Забойное давление в нефтяной артезианской скважине
где Ру – избыточное давление на устье скважины; rж – плотность жидкости в стволе скважины.
Забойное давление в нефтяной фонтанной скважине
где rж (H) – средневзвешенная плотность газожидкостной смеси в скважине.
Забойное давление в нефтяной простаивающей скважине
где hст – статический уровень жидкости в скважине (определяется методом эхолотирования).
Забойное давление в нефтяной скважине с механизированными способами добычи
где hдин – динамический уровень жидкости в скважине (определяется методом эхолотирования).
Давление на забое простаивающей газовой скважины
, (7.4.5)
где z – коэффициент сверхсжимаемости газа; Т – средняя температура в скважине; rг – средневзвешенная плотность газа в стволе скважины.
Давление на забое газовой скважины при ее эксплуатации
, (7.4.6)
где
; ; R – газовая постоянная; l — коэффициент гидравлического сопротивления; d – внутренний диаметр фонтанных труб.
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 (см. рис. 6.2.1), 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.
Рис. 7.4.1. – Схема ствола скважины
На первом участке находится свободный газ, поэтому давление столба газа (Р1) у уровня жидкости можно определить по формуле
, (7.4.7)
где Рзатр – давление газа в затрубном пространстве; S – показатель степени
. (7.4.8)
В формуле (7.3.8) приняты следующие обозначения:
— относительная (по воздуху) плотность попутного газа; Zcp— коэффициент сжимаемости газа при среднем давлении;Тср – средняя температура газа, К; Ндин – динамический (статический) уровень жидкости.
На втором участке при длительной эксплуатации скважины находится чистая нефть. Потому давление у башмака НКТ или у приема насоса рассчитывают по формуле
, (7.4.9)
где
— средняя плотность нефти на участке 2. Величину можно приближенно определить, как
, (7.4.10)
rн.пл и rн.дег – соответственно плотности пластовой и дегазированной нефти.
На третьем участке при отсутствии в работающей скважине «хвостовика» находится вода. Поэтому вся нефть, которая поступает в скважину из пласта барбатируется через этот слой воды. Давление столба жидкости третьего участка приближенно оценивается как
, (7.4.11)
где rж – плотность жидкости на третьем участке. Величина rжрассчитывается по правилу аддитивности
, (7.4.12)
где b – обводненность продукции скважины, доли ед. При высоких значениях обводненности продукции вместо величины rжможно использовать плотность воды.
Таким образом, суммарная величина забойного давления скважины определится как сумма давлений всех интервалов ствола скважины
. (7.4.13)
Источник
Расчет возможных изменений давлений в скважине
Осложнения и аварии при бурении нефтяных
И газовых скважин
по выполнению практических работ
Иркутского национального исследовательского технического университета
Рекомендовано к изданию редакционно-издательским советом ИРНИТУ
Рецензент
канд. техн. наук, зав. кафедрой нефтегазового дела ФГБОУ ВО «ИРНИТУ» Н.А. Буглов
Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин: метод. указания по выполнению практических работ / сост.: В.Г. Заливин – Иркутск : Изд-во ИРНИТУ, 2018. – 40 с.
Предназначены для подготовки студентов 23.03.01 «Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин» заочной формы обучения.
© ФГБОУ ВО «ИРНИТУ», 2018
Осложнения и аварии при бурении нефтяных
И газовых скважин
по выполнению практических работ
Составитель:
Заливин Владимир Григорьевич
В авторской редакции
Вид учебной работы
Трудоемкость в академических часах (Один академический час соответствует 45 минутам астрономического часа)
Курс №3
Наименование раздела и темы дисциплины
Вид контактной работы
Курс №4
Наименование раздела и темы дисциплины
Вид контактной работы
Контрольный опрос, тестирование,
Отчёт по практи-ческим работам
Перечень практических занятий
| № п/п | Темы практических (семинарских) занятий | Кол-во акад. часов |
| 1 | Расчет возможных изменений давлений в скважине | 2 |
| 4 | Расчеты по ликвидации поглощения бурового раствора | 3 |
| 5 | Заполнения листа глушения. Метод ожидания и утяжеления | 3 |
| Итого | 8 |
1. Расчет возможных изменений давлений в скважине. 4
2. Расчеты по ликвидации поглощения бурового раствора …………………. 24
3. Заполнения листа глушения. Метод ожидания и утяжеления. 37
Расчет возможных изменений давлений в скважине
Цель:изучить виды давлений в скважине, научиться рассчитывать максимально допустимое давление на устье скважины если на забое есть зоны интенсивных поглощений.
Задание: на основе примера 1 и таблицы с исходными данными выполнить расчет давлений в скважине.
Запроектированная конструкция скважины должна обеспечить: долговечность скважины как технического сооружения; надежную изоляцию всех проницаемых горизонтов и сохранность жидких и газообразных полезных ископаемых; возможность бурения до проектной глубины без опасности возникновения серьезных осложнений.
Разработка конструкции скважины осуществляется на основе анализа особенностей геологического разреза и накопленного опыта строительства скважин в данном районе. При этом особое внимание обращается на возможное упрощение и облегчение конструкции скважины с учетом имеющегося опыта. Если буровые работы в данном районе ранее не проводились и имеются сомнения в достоверности представленного геологического разреза, то в конструкции первой скважины может быть предусмотрена резервная колонна на случай возникновения непредвиденной ситуации.
При изучении геологического разреза в нем выделяются осложненные интервалы (катастрофических поглощений, высокопластичных глин, соленосные и т.п.), которые необходимо изолировать обсадными колоннами, и интервалы с несовместимыми условиями бурения. Несовместимыми считаются условия в тех смежных интервалах, которые по показателям пластовых давлений (коэффициент анамальности пластового давления ka) и давлений гидроразрыва (индекс давления поглощения) невозможно проходить открытым стволом с буровым раствором одной плотности без угрозы возникновения осложнений в виде перетоков.
В первой части курсовой работы построить график совмещенных давлений по стволу скважины на основании пластового, гидростатического, коэффициента анамальности, давлениям: поглощения и гидроразрыва пласта. По результатам расчета определить оптимальную плотность бурового раствора и по результатам выявить области несовместимых условий бурения и определить глубины спуска обсадных колонн.
Давления в скважине и околоствольном пространстве
Практически все осложнения и большинство аварий возникает в результате того, что давление в скважине не соответствует необходимому. Так, например, если давление на забое ниже требуемого, то возможны проявления различной тяжести, обвалы стенок скважины. При высоком давлении возникает поглощение бурового раствора. Поэтому необходимо рассмотреть вопросы, связанные с действующими в скважине давлениями, их влиянием на процесс бурения, методикой определения, изменением во времени, способами регулирования.
Горное (геостатическое) давление
Горное давление Ргор это давление, создаваемое весом вышележащих горных пород. Оно может быть определено из выражения
МПа
где Н – глубина залегания пласта, м;
— средневзвешенный удельный вес горных пород вышележащих горизонтов, Гс/см 3 .
Удельный вес горных пород может быть определен геофизическими методами или по керну.
На площадях с незначительной тектонической активностью градиент горного давления, т.е. величина его повышения с углублением на единицу длины, составляет примерно 22620 Па/м, а в тектонически активных зонах 18100 Па/м.
Напряжения, возникающие в массиве горных пород под действием горного давления, после бурения скважины существенно изменяются. Это приводит к деформации стенок ствола и, как следствие, к осложнениям.
Пластовое (поровое) давление
Поровое давление — это давление, создаваемое флюидом (вода, газ, нефть или их смесь) на стенки пор горной породы. Если поры соединены между собой (порода проницаема), то давление чаще называется пластовым. Нормальное пластовое давление Рпл равно гидростатическому давлению столба слабосоленой воды на данной глубине, т.е.
,
где
— плотность воды;
g – ускорение свободного падения.
Градиент нормального пластового давления составляет порядка 10500 Па/м. Однако в результате различных геологических процессов залежь углеводородов после ее формирования может переместиться относительно поверхности земли вверх или вниз. При этом пластовое давление при увеличении горного давления может возрасти в результате деформации (уплотнения) скелета породы. Однако если порода сильно сцементирована, то уплотнение ее не происходит. При возрастании температуры поровое давление возрастает, так как коэффициент температурного расширения жидкостей, а тем более газов, во много раз больше, чем твердых тел. В результате этих процессов в замкнутых продуктивных пластах, т.е. в пластах, не имеющих гидродинамической связи с окружающими породами, пластовое давление может стать больше или меньше первоначального нормального. В результате оно становиться аномально высоким (АВПД) или аномально низким (АНПД). Степень этой аномальности оценивается коэффициентом Ка, равным отношению фактического пластового давления к нормальному, т.е.
. Коэффициент аномальности не может быть меньше 0 и больше индекса горного давления Кг, определяемого по формуле .
Для большинства месторождений коэффициент аномальности колеблется в пределах от 0,8 до 1,2. Его максимальное известное значение равно приблизительно 2. При бурении скважин на новых площадях Ка принимается равным 1,2. Коэффициент анормальности всегда существенно больше в кровле пласта и прилегающих породах, чем в подошве.
Величина пластового давления определяется на стадии разведки месторождения с помощью глубинных манометров. В процессе бурения, если начинается поступление флюида в скважину, то пластовое давление можно определить следующим образом. Устье скважины герметизируется превентором, и определяется давление бурового раствора на стояке Рст. Пластовое давление будет равно
где ρ – плотность бурового раствора.
Однако следует учесть, что с течением времени внутрь колонны бурильных труб может попасть флюид, в результате чего плотность раствора уменьшится, а величина ее будет неизвестна. Поэтому давление на стояке необходимо зафиксировать в течение нескольких минут после закрытия превентора. Нельзя держать скважину закрытой длительное время, так как в этом случае давление на устье может стать равным пластовому.
В процессе разработки месторождения пластовое давление снижается, однако если используются различные методы его поддержания (ППД), то оно сохраняется или даже повышается.
Давление в скважине, создаваемое столбом бурового раствора, называется гидростатическим Ргс, и может быть определено из выражения
Для предотвращения поступление пластового флюида в скважину гидростатическое давление должно быть больше пластового. Необходимая плотность бурового раствора при известном пластовом давлении определяется по формуле
,
где
— необходимое превышение давления над пластовым.
Нормативно установлено, что при глубине скважины до 1200 м это превышение должно составлять 10‑15 % от пластового, но не более 1,5 МПа, при глубине до 2500 м 5‑10 %, но не более 2,5 МПа, при глубине более 2500 м 4-7 %, но не более 3,5 МПа.
Следует отметить, что с увеличением глубины, а следовательно, и давления, плотность раствора увеличивается, а с увеличением температуры уменьшается. При глубинах до 3000 м эти явления взаимоисключают друг друга и их можно не учитывать. При больших глубинах влияние температуры более весомо, что приводит к ощутимому снижению плотности раствора.
Гидростатическое давление в скважине может снижаться по следующим причинам.
Во первых, из-за снижения плотности раствора в процессе бурения, поэтому необходим постоянный контроль этого параметра в соответствии с регламентом.
Во вторых, за счет опорожнения скважины при подъеме инструмента, поэтому необходим долив раствора.
В третьих, при отсутствии циркуляции бурового раствора за счет седиментации шлама, температурных изменений, фильтрации, контракции. Величина снижения давления ΔРгс при остановках до 10 час принимается равной
.
При остановках более 10 час.
.
В четвертых, за счет частичного ухода раствора в окружающие породы во время ремонтов, простоев, геофизических исследований.
Давление гидроразрыва — это давление, при котором нарушается целостность горной породы в стенках скважины, и образуются искусственные трещины. При добыче углеводородного сырья гидроразрыв используется для интенсификации притока флюида к скважине. В процессе бурения гидроразрыв крайне нежелателен, так как это приводит к уходу бурового раствора в окружающие породы. Давление гидроразрыва зависит от:
— величины горного давления;
— естественной трещиноватости горных пород;
— реологических свойств и расхода жидкости разрыва.
С увеличением глубины давление гидроразрыва увеличивается и приближается к горному. Как показывают визуальные наблюдения (на нефтяных шахтах) и специальные исследования, раскрытие искусственных трещин при гидроразрыве может доходить до 20 мм, а их протяженность до нескольких десятков и даже сотен метров.
Рис. 1. Зависимость да