Меню

Чему равно гидростатическое давление в скважине

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

Читайте также:  Таблетки для стабилизации давления список

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

Гидростатическое давление

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

Читайте также:  Низкое давление у человека как с этим бороться

.

При остановках более 10 час.

.

В четвертых, за счет частичного ухода раствора в окружающие породы во время ремонтов, простоев, геофизических исследований.

Давление гидроразрыва

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.

Величина давления гидроразрыва может быть определена следующим образом. Устье скважины герметизируется и в колонну бурильных труб закачивается буровой раствор, при этом постоянно фиксируется его давление и объем, и строится диаграмма, показанная на рис. 1. На участке ОА пласт противостоит создаваемому давлению, в точке А начинает поглощать жидкость и зависимость «давление–объем» становится нелинейной. В точке В давление превышает напряжения в стенках скважины, что приводит к образованию искусственных трещин и резкому падению давления на устье

Это и есть давление гидроразрыва. Давление в точке С называется давлением распространения разрыва. При этом образовавшиеся трещины уходят вглубь массива горных пород.

При отсутствии фактических данных давление гидроразрыва Ргр может быть определено по следующим формулам, предложенными разными авторами

где — коэффициент Пуассона.

Его ориентировочные значения приведены ниже.

Источник

Гидростатическое давление столба бурового раствора

Плотность бурового раствора r напрямую зависит от пластового давления. Поэтому точность выбора величины плотности в значительной степени связана с точностью прогноза пластового давления по интервалам глубин. Не нуждается в доказательстве утверждение о том, что следом за изменением рпл должна меняться и величина регламентируемого r.

В пределах России выбор r осуществляется в соответствии с «Правилами безопасности….», утвержденными Госгортехнадзором РФ. И это совершенно не случайно, так как речь идет о предупреждении проявлений из проницаемых пластов при бурении с негерметизированным, открытым, устьем. При этом имеют в виду нефтяные или газовые проявления и фонтаны, поскольку именно они представляют особую опасность. В таблице 1 приведены нормативы для выбора плотности раствора, изложенные в упомянутых «Правилах».

Читайте также:  Болит голова давление в норме давит виски

Таблица 1 — Нормативы выбора плотности бурового раствора

Глубина кровли проявляюшего пласта L, м

Превышение гидростатического давления над пластовым, %

Предельно нормируемая репрессия на пласт, МПа

Допустимое отклонение фактической плотности от номинальной (±), кг/м 3

4 — 7

Пример расчета плотности бурового раствора:

Предположим, что на глубине 1700 м находится кровля газового пласта с давлением 20,8 МПа. Минимально допустимое превышение столба раствора над пластовым для этой глубины: в процентах — 5% и по величине — 2,5 МПа.

Расчет плотности по 1-му условию (по условию превышения в %):

r = [(20,8*10 6 *1,05)/ (9,81*1700)] +20 = 1330 кг/м 3 .

Комментарий: вначале определяется плотность из условия обеспечения минимально необходимого запаса (коэффициент 1,05), а затем добавляется 20 кг/м 3 для обеспечения колебания плотности в допустимых границах.

Расчет плотности по 2-му условию (по величине допустимой репрессии):

r = [(20,8+2,5)*10 6 / (9,81*1700)] -20 =1380 кг/м 3 .

Комментарий: Перед цифрой «20» стоит знак минус, так как при неизбежном колебании плотности относительно номинального значения предельно допустимая репрессия (в нашем случае это 2,5 МПа) не должна быть превышена.

Из двух результатов выбираем меньший: при плотности 1330 кг/м 3 оба условия соблюдаются.

Проектируя величину r имеют в виду, как правило, только нефте- или газопроявляющие пласты. Водопроявляющие пласты обычно в расчет не берут. Если «открытый» ствол (не обсаженный) составляет несколько сот метров, а плотность поддерживается без изменения, ориентируясь на открытый продуктивный пласт, то всегда найдутся пласты проницаемые, где рассмотренные условия не будут соблюдаться, особенно в отношении водоносных пластов. До вскрытия нефтяных или газовых пластов в достаточно изученных площадях строгое соблюдение перечисленных условий не столь обязательно. Излишняя репрессия приводит к снижению показателей работы долот и провоцирует осложнения в скважине.

График изменения гидростатического давления в скважине имеет вид ломаной линии, расположенной строго на лучах, исходящих из начала координат, так как скважина при нормальном бурении заполнена до устья.

Переход на буровой раствор другой плотности осуществляют за 30-50 м до вскрытия того пласта, пластовое давление которого требует изменения плотности (чаще – увеличения) раствора.

Источник

Adblock
detector