что такое линейное давление в скважине

Тема 1.1. Основные понятия о давлениях в скважине

Тема 1. Основные понятия о ГНВП и фонтанах.

Лекций по программе

Курс

«Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях».

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

n потеря бурового и другого оборудования

n непроизводственные материалы и трудовые затраты;

n загрязнение окружающей среды (разливы нефти или минерализованной воды, загазованность и др. ) ;

n перетоки внутри скважины, вызывающие истощение месторождения и загрязнение вышележащих горизонтов;

n случаи человеческих жертв.

Несмотря на совершенствование противовыбросового оборудования и технологию проводки, освоения и ремонта скважин количество открытых фонтанов и убытки от них сокращаются медленно. Чаще всего причиной этого является отсутствие должного контроля за поведением скважины, при которой невозможно определить начало ГНБП и своевременно принять меры по его ликвидации, а так же неграмотные работы по глушению проявления. Каждый открытый фонтан проходит стадии:

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

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

Значение гидравлических потерь определяется по существующим методикам.

Избыточное давление, P_из—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.

Рзаб. в зависимости от условий может быть равно пластовому давлению, больше или меньше его:

— в нормальных условиях бурения 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% Р пл, но не более 1,5 МПа

для скважин с глубиной более 1200м Р=5% Р пл, но не более 3,0 Мпа

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

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

Источник

Petroleum Engineers

Вы здесь

Линейное давление выше, чем на соседних скважинах

Какие действия предпринять, ели на скважине, эксплуатируемой УЭЦН типа 40ЭЦН5А-125-2500, буферное давление 22 атмосферы, линейное давление 25 атмосфер и продолжает медленно подниматься, линейное давление на двух соседних добывающих скважинах стандартное 20 атмосфер. Скважина работает в периодическом режиме по программе 4 часа в накоплении и 30 минут в работе.

Контекст

Вы уверены в данных по далениях? А то если давления эти фактические, то скважина у вас не работает

Какие действия предпринять, ели на скважине, эксплуатируемой УЭЦН типа 40ЭЦН5А-125-2500, буферное давление 22 атмосферы, линейное давление 25 атмосфер и продолжает медленно подниматься, линейное давление на двух соседних добывающих скважинах стандартное 20 атмосфер. Скважина работает в периодическом режиме по программе 4 часа в накоплении и 30 минут в работе.

Вы уверены в данных по далениях? А то если давления эти фактические, то скважина у вас не работает

Какие действия предпринять, ели на скважине, эксплуатируемой УЭЦН типа 40ЭЦН5А-125-2500, буферное давление 22 атмосферы, линейное давление 25 атмосфер и продолжает медленно подниматься, линейное давление на двух соседних добывающих скважинах стандартное 20 атмосфер. Скважина работает в периодическом режиме по программе 4 часа в накоплении и 30 минут в работе.

А почему не работает?
Это не реальная производственная задача, а просто ситуация, которую нам дали разобрать и вот, есть предположение,что неисправен линейный или буферный манометр.

Ну, во-первых, флюид истекает от большего давления к меньшему, т.е. от 25 атм к 22, и это значит, что у вас жидкость должна течь из коллектора в скважину. Вполне может быть, что у скважины, работающей циклично, пропускает обратный клапан и вся жидкость с устья обратно течёт на забой за время цикла простоя.

Могут быть другие эксцессы, но в условиях университетской задачи, скорее всего, это проверка логики мышления студентов)))

а я сразу и не понял)

Вы уверены в данных по далениях? А то если давления эти фактические, то скважина у вас не работает

Какие действия предпринять, ели на скважине, эксплуатируемой УЭЦН типа 40ЭЦН5А-125-2500, буферное давление 22 атмосферы, линейное давление 25 атмосфер и продолжает медленно подниматься, линейное давление на двух соседних добывающих скважинах стандартное 20 атмосфер. Скважина работает в периодическом режиме по программе 4 часа в накоплении и 30 минут в работе.

А почему не работает?
Это не реальная производственная задача, а просто ситуация, которую нам дали разобрать и вот, есть предположение,что неисправен линейный или буферный манометр.

Источник

Нефтяной словарь

11 NeftePedia /board/d/davlenie_geostaticheskoe/5-1-0-603 Давление геостатическое

Гидростатическое давление не определяет полностью пластового давления, хотя в платформенных районах со слабо расчлененным рельефом и малыми скоростями движения подземных вод может быть близким к нему. Отношение пластового давления к гидростатическому давлению некоторые исследователи называют коэффициентом негидростатичности. Существует также понятие условного гидростатического давления, которое равно весу столба пресной воды с плотностью 1 г/см 3 высотой от данной точки пласта до земной поверхности.

11 NeftePedia /board/d/davlenie_gidrostaticheskoe/5-1-0-604 Давление гидростатическое

Измеряется с помощью глубинного манометра или вычислением веса столба флюида в стволе скважины (плюс давление на устье, если уровень флюида устанавливается выше устья). Чем больше забойное давление отличается от пластового давления, тем интенсивнее обмен жидкостью между пластом и скважиной.

В условиях фонтанирующей скважины забойное давление регулируют с помощью специальных калиброванных штуцеров на устье скважины, изменяющих ее дебит. При насосной добыче нефти забойное давление определяется положением уровня пластовой жидкости в стволе скважины.

При одинаковых заполнителях эксплуатационных труб и затрубного пространства разность давлений должна отсутствовать. На фонтанирующей (работающей) скважине по колебаниям затрубного давления судят о колебаниях давления пластового. Однако это возможно лишь в том случае, если в процессе работы соотношение нефти и газа в заполнении межтрубного пространства не изменяется (не происходит накопления газа).

Поэтому при гидродинамических исследованиях пласта с использованием измерений, затрубное давление необходимо, чтобы затрубное пространство было заполнено чистой пластовой жидкостью (нефтью, водой), а весь накапливающийся паз должен удаляться («стравливаться»).

Фиксируется манометром, установленным на устье эксплуатационных или обсадных труб. Зависит от пластового давления, режима работы скважины и веса столба жидкости (газа). При закрытой (герметизированной) скважине численно равно разности пластового давления и давления столба жидкости (газа) высотой от устья скважины до вскрытого горизонта.

Различают давление на устье статическое — на полностью герметизированном устье скважины и давление на устье динамическое (рабочее) — при эксплуатации скважины. Статическое и динамическое давление на устье может быть измерено в эксплуатационной колонне и в межтрубном (затрубном) пространстве.

Динамическое давление на устье эксплуатационных труб называется буферным давлением, а статическое и динамическое давление в межтрубном пространстве — затрубным. Давление на устье в эксплуатационных трубах и затрубном пространстве, как правило, различаются.

Нефти и пластовые воды с давлением насыщения, равным пластовому, называются насыщенными. Разница между давлением насыщения и пластовым давлением в пределах одной залежи может меняться и достигать десятков МПа. Эта разница используется для определения времени формирования залежей нефти (см. возраст залежей).

Однако достоверность этого метода пока не обоснована. Нефти в присутствии газовой шапки, как правило, насыщенные.

Для его обнаружения (измерения) используются полупроницаемые мембраны — перегородки, пропускающие молекулы растворителя и не пропускающие молекулы растворенного вещества. В нефтегазоносных бассейнах полупроницаемостью могут обладать только глины, не потерявшие коллоидности. Их поровые просветы полностью перекрыты физически сорбированной (связанной) водой. Поэтому через глины диффундирует практически только вода, а для растворенных веществ они непроницаемы. В замкнутом в глине объеме минерализованной воды при меньшей минерализации окружающих вод возникнет осмотическое давление.

Однако минерализация вод среди глинистых пород обычно меньше, чем в окружающих породах, диффузионный осмотический поток направлен в другую сторону, в горных породах есть фильтрационно проводящие трещины и объемы с более минерализованными водами не являются замкнутыми. По этим причинам осмотически возникающие давления в природе практически не встречаются. Вместе с тем нельзя исключить возможность возникновения осмотического давления и участия его в первичной миграции УВ, когда в период генерации УВ в глинистых породах резко повышается их концентрация в воде.

Источник

Забойное давление после снижения линейного составит 19,75 МПа и тогда дебит жидкости будет равен 47,12 м 3 /сут. Таким образом прогнозный дебит при снижении линейного давления на 1,36 МПа состаит 47 м 3 /сут, т.е. увеличится на 14 м 3 /сут (42%)

При снижении линейных давлений с 1,56 МПа до 0,2 МПа буферное давление снизилось с 3,13 МПа до 2,14 МПа, дебит скважины увеличился с 33,1 м 3 /сут до 43,2 м 3 /сут т.е. на 10,1 м 3 /сут (30,5%). Обводненность увеличилась с 5% до 18%.

Скважина № 40. Речицкое месторождение.

· Дебит жидкости 81,27м 3 /сут

· Буферное давление ¾ 2,38 МПа

· Линейное давление ¾ 0,93 МПа

· Пластовое давление ¾ 23,03 МПа

· Забойное давление ¾ 21,0 МПа

· Соотношение линейного и буферного давления ниже критического равного 0,546, т.е. при снижении линейного давления буферное изменяться не будет и, следовательно, прироста дебита быть не должно.

Схема расчета следующая:

По формуле для турбулентного движения жидкости рассчитываем величину утечек при существующем режиме работы и устьевом давлении. Затем проводим расчет утечек при изменении устьевого давления на заданную величину. Разница в утечках даст величину дополнительной добычи нефти.

Скважина № 27.Золотухинского месторождения

· Дебит жидкости — 10 м 3 /сут

· Динамический уровень ¾ 1462м

· Линейное давление ¾ 1,9 МПа

· Линейное давление после снижения ¾ 0,2 МПа

· Прирост дебита жидкости при снижении линейного давления на 1,7 МПа составит 0,69 м 3 /сут (6,9%)

Скважина № 76. Золотухинского месторождения

· Дебит жидкости ¾ 9 м 3 /сут

· Динамический уровень ¾ 1120м

· Линейное давление ¾ 1,9 МПа

· Линейное давление после снижения ¾ 0,2 МПа

· Прирост дебита жидкости при снижении линейного давления на 1,7 МПа составит 0,70 м 3 /сут (7,8%)

Скважина № 108. Золотухинского месторождения

· Дебит жидкости ¾ 10 м 3 /сут

· Динамический уровень ¾ 992м

· Линейное давление ¾ 1,9 МПа

· Линейное давление после снижения ¾ 0,2 МПа

· Прирост дебита жидкости при снижении линейного давления на 1,7МПа составит 0,88 м 3 /сут (8,8%)

Скважина № 109. Золотухинского месторождения

· Дебит жидкости ¾ 12 м 3 /сут

· Динамический уровень ¾ 1440м

· Линейное давление— 1,9 МПа

· Линейное давление после снижения ¾ 0,2 МПа

· Прирост дебита жидкости при снижении линейного давления на 1,7 МПа составит 0,84 м 3 /сут (7,0%)

При проведении промыслового эксперимента проводился групповой замер дебитов по всем скважинам на ЗУ Булит.

После проведения промыслового эксперимента можно отметить следующее:

По скважинам оборудованным УШГН

средний суммарный дебит по скважинам при Р_лин = 0,2 МПа составил 29,6 м 3 /сут, при Р_лин = 1,9МПа ¾ 24,3м 3 /сут. Разница в дебитах при снижении устьевого давления на скважинах в этом случае определена примерно в 6,7 м 3 /сут при увеличении обводненности продукции по скв.№ 108 и 76 на 34,4% и 29,3% соответственно.

По фонтанным скважинам

№40 Речицкого месторождения средний дебит по скважине при Р_лин = 0,93 МПа составил 81,6 м 3 /сут, при Р_лин = 0,16 МПа ¾ 85,3 м 3 /сут, а разница в дебитах при снижении устьевого давления на 0,77 МПа в этом случае определена примерно в 4,03 м 3 /сут при увеличении обводненности продукции с 56% до 69%

№ 38 Южно-Александровского месторождения средний дебит по скважине при Р_лин = 1,56 МПа составил 36,4 м 3 / сут, а при Р_лин = 0,2 МПа – 43,6 м 3 /сут разница в дебитах при снижении устьевого давления на 1,36 МПа в этом случае определена примерно в 10,1 м 3 /сут.

По скважинам оборудованным УЭЦН

Средневзвешенный дебит по жидкости за время совместной работы на установившихся режимах составил порядка 179,9 м 3 /сут при среднем Р_сеп = 0,17МПа, что свидетельствует о повышении суммарного среднесуточного дебита по двум скважинам на 20,4 м 3 при снижении линейного давления на 2,63 МПа.

Для снижения устьевого давления на скважинах я предлагаю два способа:

Первый: Мультивазный насос

Редукторный двухвинтовой насос является ротационным насосом объемного типа, который состоит из двух винтовых валов противоположного вращения. Винты на этих валах находятся в зацеплении между собой с сохранением ограниченного зазора и свободно вращаются внутри втулки. В результате этого создается вакуумная среда (под давлением), что вызывает движение жидкости к насосу. Перекачиваемая жидкость поступает через приемное отверстие насоса, затем поток разделяется, поступает на гидравлические части насоса, а затем проходит до центра и на выкид насоса.

Оба вала удерживаются на подшипниках и выставлены по оси с не приводной стороны валов. Подшипники не подвержены никаким нагрузкам в силу осевого гидравлического баланса между винтами.

Использование мультифазных насосы целесообразнее для перекачки многофазных жидкостей, так же экономия на трубопроводах для газа.

Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).

Источник

Пластовое давление

Обычно прогноз пластового давления основан на предположении о том, что оно изменяется строго пропорционально глубине скважины, причем коэффициент пропорциональности называют часто коэффициентом (индексом) аномальности k_a:

l_пл– глубина расположения пласта (в наклонно направленных скважинах вместо глубины по стволу берут вертикальную проекцию ствола на данной глубине.), м.

Тогда получается, что для определения пластового давления вполне достаточно знать только величину k_a для различных интервалов бурения. Обычно принимают, что для некоторого интервала бурения k_a – величина постоянная. Однако то обстоятельство, что для всех интервалов бурения расчет пластового давления ведут с помощью формулы (1.1), представляющей собой уравнение прямой, исходящей их начала координат, означает, во-первых, что линии пластовых давлений являются отрезками прямых, а во-вторых, продолжения этих отрезков образуют лучи, исходящие из устья скважины.

На рис. 1 показаны четыре луча, соответствующие разным значениям индекса пластового давления k_a . У луча 0а оно минимально, а у луча 0g – максимально. На глубине L_а изменяется индекс аномальности k_a , и линия скачком переходит на другой луч и так далее. В результате образуется ломаная линия 0abcdefghi, включающая горизонтальные участки ab, cd, ef, hg. Известны случаи локального роста пластового давления на некотором интервале бурения (по сравнению с соседними пластами) с последующим возвратом на прежний (или близкий к прежнему) уровень давлений. На рис. 1. этому соответствует участок efghi.

Величина q_пл, в строгом смысле, характеризует изменение пластового давления в пределах некоторого интервала бурения или пласта, приходящееся на единицу длины (как правило, это 1 м) и вычисляется по формуле:

где p_пл2 и p_пл1 – пластовые давления соответственно на глубинах L₂и L₁ (например, в подошве и кровле пласта).

Если обнаружится, что для любых двух глубин в пределах данного интервала бурения (пласта) величина q_пл постоянна (одна и та же), то это будет означать, что пластовое давление изменяется по линейному закону.

Но это совсем не означает, что продолжение прямой пройдет точно через устье скважины, как это имеет место на рис. 1. И здесь возможны варианты (рис. 2):

1. Участок 0′ a отражает изменение р_пл в верхней части разреза, насыщенной пресными или маломинерализованными водами со статическим уровнем пластовой воды в скважине, как правило, ниже уровня земли («сухой» отрезок 0-0′). Предположим теперь, что каким-то образом удалось замерить пластовые давления в точках a’ и a. Вычисляя теперь по формуле (1.1) коэффициенты аномальности k_a (при известных давлениях и глубинах), мы бы получили разные величины k_a для указанных глубин (прямые 0а и 0а’ не совпадают). Но выше мы только что доказали, что наличие линейной связи между давлением и глубиной автоматически означает постоянство градиента давления. В этих условиях применение формулы (1.1) с коэффициентом k_a, найденным по глубине L_a, приведет к завышению р_пл для всех глубин, меньших L_a.

2. Если продолжение прямой линии пластового давления (прямая 0 с на рис. 2) проходит через устье скважины, то имеет место частный случай постоянства k_a и q_пл на всем интервале бурения. При этом расчеты по формуле (1.1) будут тоже точными.

4. Продуктивная толща газовых месторождений и некоторых, например, Прикаспийских, имеют большую протяженность (несколько сотен метров), и отдельные проницаемые участки (коллектора) имеют между собой гидродинамическую связь в вертикальном направлении. Такие залежи месторождений называют массивными. Пластовое давление в пределах продуктивных пластов распределяется не пропорционально глубине, а в соответствии с плотностью флюида в пластовых условиях. В продуктивной части газового месторождения – в зависимости от плотности сжатого газа, в нефтяных – от плотности нефти в пластовых условиях. На рис. 2 прямая fg иллюстрирует распределение давления в газовой залежи. Считается, что в подошве залежи давление близко к давлению в водоносных пластах на соответствующей глубине, зато в кровле оно существенно больше «нормального» и воспринимается как АВПД. Для таких случаев прогнозный расчет по формуле (1.1) в принципе возможен только для подошвы залежи. Что касается давления в кровле, то оно определяется по формулам (соответственно для газа и нефти):

где p_пд и p_кр – пластовое давление в подошве и в кровле пласта;

r_н— плотность нефти в пластовых условиях;

Для многопластовых месторождений нефти, когда каждый нефтеносный пласт может рассматриваться как самостоятельная залежь малой мощности (единицы метров) с собственным водонефтяным контактом, в пределах нефтеносной части распределение тоже будет по закону, описанному формулой (1.4). Однако, в связи с малой мощностью пластов, описанным эффектом аномальности в кровле пренебрегают, и пластовые давления определяют либо по формуле (1.1), либо через градиент давления q_пл, если известно давление для одной из глубин в пределах рассматриваемого интервала бурения.

На линии пластовых давлений выделяются горизонтальные площадки, что свидетельствует о скачкообразном изменении пластового давления при достижении определенных глубин. Если подходить формально, то получается, что в одной точке пласта существуют два давления, что абсурдно. Все дело в том, что в реалии переход от одного давления к другому происходит не сразу, а на некотором, относительно коротком (в несколько метров) интервале. Вследствие малости интервала переход на новое давление показывают в виде ступенек.

Существует еще один способ оценки пластового давления и его изменения, суть которого сводится к определению эквивалентной плотности жидкости, которая, находясь (условно) в скважине от рассматриваемой точки пласта на глубине L_i до устья, создает гидростатическое давление, численно равное пластовому на данной глубине:

Понятие «эквивалентная плотность» применяется не только к пластовому давлению, но используется и для описания всех других давлений, представленных в ТПД: гидростатического, давления гидроразрыва и горного. Вычисляются они по формуле (1.5) с заменой числителя на значения соответствующих давлений.

Предположим, что в кровле пласта на глубине 2000 м пластовое давление оказалось равным 21,6 МПа, а в подошве, на глубине 2500 м – 27 МПа.

— коэффициент аномальности k_a = 21,6*10 6 / (1000*9,81*2000)=1,1 (на глубине 2000 м),

— коэффициент аномальности k_a = 27*10 6 / (1000*9,81*2500)=1,1 (на глубине 2500 м),

— градиент пластового давления в интервале 2000-2500 м:
q_пл = (27-21,6)/ (2500-2000) = 0,0108 МПа/м,

Приближенный, но весьма распространенный метод прогнозирования пластового давления, предполагает использование формулы (1.1).

Более строгий метод расчета пластового давления предусматривает точное знание давления на одной из глубин в пределах пласта (интервала бурения), например, прямым измерением глубинными манометрами, и расчет давления для других глубин с использованием величины градиента давления(По определению пластовое давление – фактор природный, и его величина в принципе не может зависеть от человека. Однако бывает пластовое давление «рукотворным». Например, в результате добычи нефти имеет место уменьшение давления в продуктивных пластах. При закачке в пласт жидкости или газа для восстановления пластовой энергии оно, наоборот, увеличивается и может превысить первоначальное давление. ).

Источник