Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Давление в скважине нефти


Основные понятия о давлениях в скважине

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

Гидростатическое давление, Pr – Мпа; 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.

Основные понятия о давлениях в скважине

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.

Пластовое давление, P пл – кгс/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, 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;– при ГНВП, когда скважина закрыта, Рзаб=Рпл.

 
Основные понятия о давлениях в скважине

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

Основные понятия о давлениях в скважине

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 МПадля скважин с глубиной до 2500м Р=5-10% Р пл, но не более 2,5 Мпадля 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:

 
Основные понятия о давлениях в скважине

Основные понятия о давлениях в скважине

 

Определение забойных давлений ( Р заб )

Забойное давление при механическом бурении и промывке

 
Основные понятия о давлениях в скважине

Ргск – гидравлическое сопротивление кольцевого пространства.

Ориентировочно, для неглубоких скважин оно составляет :

 
Основные понятия о давлениях в скважине

 

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.

 
Основные понятия о давлениях в скважине

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.

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, {Pr. p} – 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.

14 Май

oilman.by

Рабочее давление - скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Рабочее давление - скважина

Cтраница 1

Рабочее давление скважин обычно выбирается на 3 am ниже давления в магистрали.  [1]

Нагнетание воды или газа для поддержания рабочего давления скважины называется естественным вытеснением. Использование газа под давлением для повышения давления в продуктивном пласте называется механизированной ( насосно-компрессорной) ( газовой) добычей.  [2]

Нефть нужно прокачивать периодически с обязательным контролем за рабочим давлением скважины или же после остановки ее на ремонт.  [3]

Через эту систему газ от выкидных линий ( манифольдов) скважин поступает в промысловый коллектор высокого или низкого давления ( в зависимости от рабочего давления скважин) и в дальнейшем подается на головную компрессорную станцию или непосредственно потребителям.  [4]

По истечении 48 ч рабочее давление скважины начало расти и дошло до 6 2 - 6 4 МПа.  [5]

На рис. 20 представлена обычная кривая изменения пускового давления для компрессорной скважины. Как видно из кривой / ( рис. 20), максимум ее соответствует давлению про-давки Рпр, а минимум Р - моменту, когда еще нет поступления жидкости из пласта в скважину; Яр - установившееся рабочее давление скважины. Учитывая, что отрезок времени, в течение которого давление от Рпр меняется до PI, незначителен, такой запуск скважины нельзя считать плавным.  [6]

Весь контроль, учет продукции и управление работой скважин сосредоточены на сборном пункте, обслуживающем площадь 250 га и более. Штуцеры и управляющие задвижки сосредоточены также на сборном пункте. Выкидная линия от скважины до сборного пункта находится под рабочим давлением скважины. На головке скважины устанавливается аварийный клапан, отключающий ее при разрыве или закупоривании выкидной линии. Кроме того, клапан закрывается при выключении скважины задвижкой, установленной на нефтесборном пункте.  [7]

Оно равно вообще давлению в газопроводе. Если пласт еще богат и рабочее давление большое, давление после чок-ниппеля иногда составляет лишь малую часть рабочего давления скважины. Большею частью оно бывает меньше половины рабочего давления.  [8]

Даны два участка с заранее установленным и в общем отличающимся средним давлением в одном или более линейном ряду внешних скважин по отношению к общей границе участка. Какие давления следует поддерживать на внешних рядах скважин одного участка, чтобы не иметь остаточного потока через границу последнего, если на внешних рядах скважин другого участка поддерживаются определенные и отличные давления. Эти средние давления следует; рассматривать скорее как усередненные величины давлений вблизи внешних линейных рядов скважин, чем средние давления по каждому из участков, так как эти усередненные величины вполне определяют собой все стороны взаимодействия последних. Если каждый участок имеет только один линейный ряд внешне расположенных сква-жин, то анализ показывает, что можно предупредить миграцию жидкости через границу участка, если разница в рабочих давлениях скважин, как это было указано ранее, между внешними линейными рядами равна и обратна по знаку разности между средними давлениями обоих участков.  [9]

Подземное хранение газа ( ПХГ) используется как один из основных способов компенсации сезонной неравномерности потребления газа. При использовании в случае пиковых нагрузок ( резкого возрастания потребления) газа, накопленного в периоды потребления газа ниже пропускной способности системы магистральных газопроводов, достигается равномерная загрузка этой системы, что улучшает технико-экономические показатели всей системы транспорта и распределения газа. Кроме того, подземные хранилища газа обеспечивают надежность потребления газа в случае аварийных ситуаций и могут создавать определенные его резервы. Подземные хранилища газа сооружают в районах потребления, а также по трассе магистральных газопроводов. Хранилища различаются по своему назначению, методам и условиям сооружения и эксплуатации. В основном подземные хранилища газа создают в истощенных газовых и нефтяных месторождениях, в водонапорных системах-ловушках пластовых водонапорных систем или, что реже, в горизонтальном пласте. Подземные хранилища должны быть расположены достаточно близко к потребителям газа, достаточно герметичны для исключения сколько-нибудь существенных потерь газа, иметь возможность создать давление, соответствующее условиям эксплуатации системы транспорта и распределения газа. Производительность и рабочее давление скважин должны обеспечивать эксплуатацию ПХГ при заданных параметрах.  [10]

Страницы:      1

www.ngpedia.ru

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ В НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЕ, ОБОРУДОВАННОЙ ПОГРУЖНЫМ ЭЛЕКТРОНАСОСОМ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано на нефтяных месторождениях для измерения пластового давления для контроля и управления процессом добычи нефти.

Известен «Способ определения пластового давления в нефтяной скважине», который заключается в остановке скважины, снятии с помощью глубинного манометра кривой восстановления давления, измерении забойного давления до остановки скважины с последующей интерпретацией кривой восстановления давления. (Патент РФ №2167289 от 19.01.1999 г., МПК E21B 47/06).

Недостатком данного способа является то, что необходима остановка скважины, также этот метод предназначен для фонтанных и компрессорных скважин.

Известен «Способ определения пластового давления нефтенасыщенных пластов», включающий определение балансового запаса нефти на ту скважину, в которой определяют пластовое давление. Также определяют накопленную добычу жидкости из скважины, накопленный объем закачки вытесняющего агента и накопленную величину его отбора из добывающей скважины. Пластовое давление определяют из расчетной формулы. (См. Патент №2107161 от 29.07.1996, МПК E21B 47/06).

Недостатком данного способа является усложнение поставленной задачи за счет дополнительных затрат и сбора большого количества информации по каждой скважине.

Известен «Способ гидродинамических исследований в скважине, оборудованной установкой электроцентробежного насоса» с частотно-регулируемым приводом, выполненным на мобильном транспортном средстве. Для контроля и автоматической регистрации в цифровом виде устьевых параметров скважины применяют аппаратно-программный комплекс. (См. Патент №2370635 от 18.09.2007, МПК E21B 43/00).

Недостатком данного способа является усложнение поставленной задачи за счет привлечения дополнительных транспортных и материальных средств.

Пластовое давление устанавливается в процессе его восстановления при отключении скважины до полной стабилизации. Это время составляет от 6 ч до нескольких суток, причем добыча нефти не производится.

Необходимость периодического измерения давления в большом количестве скважин приводит к заметному ущербу в добыче нефти. Кроме того, требуются технические операции по спуску приборов в скважину пластового давления.

Известные исследования по замеру пластовых давлений в скважинах, оборудованных погружными насосами, показали, что применяемый на практике расчет пластового давления дает большие погрешности. Это связано с неопределенностью определения среднего удельного веса смеси жидкостей в скважине.

Задачей данного изобретения является уменьшение времени простоя скважин при исследовании, повышение точности и надежности определения результатов пластового давления и упрощение его реализации при выводе скважины на режим после глушения.

Технический результат изобретения достигается за счет использования точки начала притока жидкости из пласта к скважине, по заранее известной, однородной по плотности, жидкости глушения, при выводе скважины на режим после ее глушения по формуле:

где ρж.гл. - плотность жидкости глушения, кг/м3;

g - ускорение свободного падения, м/с2;

Hперф. - глубина верхних отверстий перфорации, м;

Hн.притока - значение динамического уровня в скважине при выводе на режим после глушения, соответствующее переходу от прямолинейного участка изменения к криволинейному, который характеризует начало притока из пласта, м.

На фиг.1 изображена кривая вывода скважины на режим и кривая изменения плотности жидкости в межтрубном пространстве.

На фиг.2 - определение динамического уровня графическим методом.

Во время вывода скважины на режим, при спущенном практически до забоя погружном электронасосе, осуществляется фиксирование изменения уровня в межтрубном пространстве. С начала вывода динамический уровень начинает уменьшаться, первоначально (до появления притока из пласта) закон изменения динамического уровня прямолинейный. Точка перехода от прямолинейного закона изменения к криволинейному соответствует притоку жидкости из пласта. Приток из пласта возможен при условии, что забойное давление меньше либо равно пластовому давлению. Плотность жидкости в затрубном пространстве до динамического уровня, соответствующего началу притока из пласта не изменяется и равняется плотности жидкости глушения. Давление в межтрубном пространстве равняется 0 или приближено к 0. Определить пластовое давление можно по формуле (1).

Плотность жидкости глушения, глубина перфорационных отверстий и ускорение свободного падения являются известными величинами. Поэтому определение пластового давления сводится к нахождению значения динамического уровня в скважине при выводе на режим после глушения, соответствующее переходу от прямолинейного участка изменения к криволинейному, который характеризует начало притока из пласта. Определить точку Hн.притока можно приближенным методом.

Метод определения заключается в нахождении точки пересечения между двумя прямыми, первая прямая - это продление прямолинейного участка изменения динамического уровня и две первые точки при криволинейном изменении динамического уровня (вторая прямая). На пересечении получаем значение динамического уровня в скважине при выводе на режим после глушения, соответствующее переходу от прямолинейного участка изменения к криволинейному, который характеризует начало притока из пласта. Данный метод может быть графическим и аналитическим. Графический метод определения представлен на фиг.2.

Аналитический метод заключается в составлении двух линейных уравнений и нахождении их общей точки (точки пересечения). В первом случае получаем точки 1 (h2; t1) и 2 (h3; t2), во втором - 3 (h4; t3) и 4 (h5; t4). Уравнения прямых примут вид:

где

h2, h3, h4, h5 - динамический уровень в точках 1, 2, 3, 4 соответственно, м,

t1, t2, t3, t4 - время, соответствующее динамическим уровням h2, h3, h4, h5, ч,

h2(t), h3(t) - уравнения прямых, соединяющих точки 1-2 и 3-4 соответственно.

Сделав математические преобразования, получаем систему уравнений:

где

h2, h3, h4, h5 - динамический уровень в точках 1, 2, 3, 4 соответственно, м,

t1, t2, t3, t4 - время, соответствующее динамическим уровням h2, h3, h4, h5, ч,

h2(t), h3(t) - уравнения прямых, соединяющих точки 1-2 и 3-4 соответственно.

Для нахождения общей точки необходимо приравнять уравнения и найти время. Время tн.протока равно:

где

h2, h3, h4, h5 - динамический уровень в точках 1, 2, 3, 4 соответственно, м

t1, t2, t3, t4 - время соответствующее динамическим уровням h2, h3, h4, h5, час

h2(t), h3(t) - уравнения прямых, соединяющих точки 1-2 и 3-4 соответственно.

Полученные значения t по формуле (5) подставляем в любое уравнение системы (4) и получаем Hп.притока. После нахождение Hп.притока производится расчет пластового давления по известной плотности жидкости глушения по формуле (1).

Способ определения пластового давления в нефтяной скважине, оборудованной погружным электронасосом, отличающийся тем, что при расчете используют точку начала притока жидкости из пласта к скважине, по заранее известной, однородной по плотности, жидкости глушения, при выводе скважины на режим после ее глушения по формулеP=ρ·g·(H-H),где ρ - плотность жидкости глушения, кг/м;g - ускорение свободного падения, м/с;H - глубина верхних отверстий перфорации, м;H - значение динамического уровня в скважине при выводе на режим после глушения, соответствующее переходу от прямолинейного участка изменения к криволинейному, который характеризует начало притока из пласта, м. СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ В НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЕ, ОБОРУДОВАННОЙ ПОГРУЖНЫМ ЭЛЕКТРОНАСОСОМСПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ В НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЕ, ОБОРУДОВАННОЙ ПОГРУЖНЫМ ЭЛЕКТРОНАСОСОМ

edrid.ru

Забойное давление - добывающая скважина

Забойное давление - добывающая скважина

Cтраница 1

Забойное давление добывающих скважин целесообразно снижать до определенной рациональной величины, дальнейшее снижение дает не увеличение, а наоборот уменьшение дебита нефти и снижение нефтеотдачи пластов. Так, значительное снижение забойного давления ниже давления насыщения нефти газом приводит к разгазированию пластовой нефти и резкому снижению коэффициента продуктивности скважин в 2 - 3 и более раз.  [1]

Забойное давление добывающих скважин может быть равно или выше давления насыщения нефти газом, а забойное давление нагнетательных скважин ниже давления гидроразрыва пластов.  [2]

Повышение забойного давления добывающей скважины до давления насыщения довольно быстро дает значительное увеличение добычи нефти.  [3]

Снижение забойного давления добывающих скважин ниже уровня давления насыщения нефти газом и, тем более, снижение пластового давления ниже этого уровня почти всегда нецелесообразно и даже недопустимо.  [4]

При заданном неизменном забойном давлении добывающих скважин их дебит жестко прямолинейно зависит от пластового давления и забойного давления нагнетательных скважин: чем выше давление нагнетания, тем выше пластовое давление и выше дебит скважин.  [5]

Со снижением забойного давления добывающей скважины увеличивается депрессия на нефтяные пласты, однако если это давление будет ниже давления насыщения нефти газом, коэффициент продуктивности уменьшится. Учитывая это, необходимо установить рациональное забойное давление, обеспечивающее максимальный дебит нефти, для чего можно использовать фактические результаты исследования скважин.  [6]

При снижении забойного давления добывающих скважин ниже давления насыщения в окрестности скважин в нефтяных пластах происходит соответствующее снижение давления. Из нефти выделяется газ, уменьшается площадь поперечного сечения для потока нефти. Одновременно в результате выделения газа значительно повышается вязкость нефти. Кроме того, в призабойной зоне пластов происходит выпадение и накапливание парафина. Все это вызывает дополнительное уменьшение подвижности нефти и снижение продуктивности нефтяных пластов. Однако такое снижение забойного давления скважин почти не уменьшает подвижности воды по обводненным слоям и пластам. В результате резко увеличивается обводненность продукции. В этих условиях обратное увеличение забойного давления добывающих скважин до давления насыщения приводит к уменьшению обводненности продукции. В ряде случаев происходит увеличение не только доли нефти, но и дебита нефти.  [7]

Относительно определения рационального забойного давления добывающих скважин отметим следующее: если рациональное забойное давление близко к давлению насыщения, не имеет особого значения вид математической формулы, используемой для описания зависимости коэффициента продуктивности от забойного давления: она может быть линейной, показательной или какой-либо иной, коль скоро параметры а, az и другие определяют по результатам фактической устойчивой работы скважин.  [8]

В таких условиях при забойном давлении добывающих скважин выше давления насыщения применение во всех скважинах глубокой перфорации с глубиной каналов 1 м и более увеличивает средний коэффициент продуктивности и общий дебит скважин в 2 раза.  [9]

Аналогичный результат получаем при снижении забойного давления добывающих скважин ниже давления насыщения нефти газом и соответствующем снижении их коэффициентов продуктивности.  [10]

Отсюда следует, что повышение забойного давления добывающей скважины на 100 ат и осуществление мероприятий по восстановлению продуктивности увеличивают ее коэффициент продуктивности по нефти в 15 раз.  [11]

По своей сути, снижение забойного давления добывающей скважины ниже давления насыщения нефти газом представляет собой такой физический процесс, что обязательно приводит к разгазированию нефти, к выделению из нее легких компонентов - газов и выпадению тяжелых компонентов - твердых частиц асфальтенов, смол и парафинов; и обязательно приводит к увеличению фильтрационного сопротивления эксплуатируемых пластов для нефти, соответственно к снижению величины коэффициента продуктивности по нефти. Причем снижение коэффициента продуктивности происходит неминуемо. Этот факт был тысячи раз отмечен. И теперь в конкретной ситуации нам интересно установить конкретную величину a - показателя ( удельной доли) снижения коэффициента продуктивности на единицу снижения забойного давления.  [12]

Как видно, в таком случае забойное давление добывающих скважин было бы завышено и приближено к давлению насыщения нефти газом, соответственно забойное давление ниже давления насыщения снизилось бы более чем в 2 раза.  [13]

Но учитывать на математической модели снижение забойных давлений добывающих скважин ниже давления насыщения и, соответственно, снижения коэффициентов продуктивности по нефти, пока такое снижение давления не вышло за пределы ближайших прискважинных зон и не стал возрастать газовый фактор, вполне возможно.  [14]

При прочих равных условиях при повышении забойного давления добывающих скважин выше проектного уровня снижается дебит нефти, а при падении забойного давления ниже проектного уровня дебит нефти сначала будет незначительно увеличиваться, затем стабилизироваться и даже снижаться. Поэтому здесь приближенно принимают, что при снижении забойного давления ниже проектного уровня дебит нефти не увеличивается и не уменьшается, а остается постоянным.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Способ определения забойного давления в нефтяной скважине, оборудованной погружным электронасосом

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано на нефтяных месторождениях для измерения забойного давления для контроля и управления процессом добычи нефти. Техническим результатом является уменьшение времени простоя скважин при исследовании, повышение точности и надежности определения результатов забойного давления и упрощение его реализации при выводе скважины на режим после глушения. Способ заключается в измерении максимальной глубины динамического уровня заранее известной, однородной по плотности, жидкости глушения, при выводе скважины на режим после глушения по формуле

Рзаб=ρж.гл.·g·(Нперф.-Нд.макс),

где ρж.гл. - плотность жидкости глушения, кг/м3;

g - ускорение свободного падения, м/с2;

Нперф. - глубина верхних отверстий перфорации, м;

Нд.макс. - максимальное значение динамического уровня в скважине при выводе на режим после глушения, м. 3 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано на нефтяных месторождениях для измерения забойного давления для контроля и управления процессом добычи нефти.

Известно «Устройство для измерения давления на забое скважины», которое спускают в скважину для получения информации о забойном давлении (См. Ав. св. СССР №1314033, от 10.07.1985 г., МПК Е21В 47/06). Устройство отличается высокой точностью определения, но имеет ряд недостатков: замер давления на забое скважины возможно осуществить только в фонтанных и компрессорных скважинах. Исключается возможность его использования в скважинах, оборудованных погружными насосами.

Известен «Способ исследования наклонно-направленных скважин с погружным электронасосом», включающий подъем насосного агрегата, спуск скважинного прибора на забой и насосного агрегата на глубину оптимального режима работы скважины, включение его, проведение исследований и извлечение прибора в обратной последовательности (См. Ав. св. СССР №1265300, от 25.04.1985 г., МПК Е21В 47/00). Недостатком данного метода является то, что необходимо ставить на скважину бригаду подземного ремонта скважины и производить две спускоподъемных операции.

Известен «Способ определения забойного давления в скважине», который заключается в измерении уровня жидкости в скважине методом волнометрирования. При этом на устье скважины возбуждают акустический зондирующий импульс и регистрируют отраженный импульс. Затем с учетом плотности жидкости и давления затрубного газа вычисляют забойное давление. Метод является более производительным, но учитывает среднюю плотность жидкости в скважине, которую трудно определить точно (Патент РФ №2052092 от 07.09.1993 г.). Известные исследования по замеру давлений на приеме погружного насоса, а также давлений в интервале перфорации со спуском в скважину манометров показали, что применяемый на практике расчет забойного давления дает большие погрешности. Это связано с неопределенностью определения среднего удельного веса смеси жидкостей в скважине.

Задачей данного изобретения является уменьшение времени простоя скважин при исследовании, повышение точности и надежности определения результатов забойного давления и упрощение его реализации при выводе скважины на режим после глушения.

Технический результат изобретения достигается за счет измерения максимальной глубины динамического уровня, заранее известной, однородной по плотности, жидкости глушения, при выводе скважины на режим после глушения по формуле

Рзаб=ρж.гл.⋅g⋅(Нперф.−Нд.макс),                                       (1)

где ρж.гл. - плотность жидкости глушения, кг/м3;

g - ускорение свободного падения, м/с2;

Нперф. - глубина верхних отверстий перфорации, м;

Нд.макс. - максимальное значение динамического уровня в скважине при выводе на режим после глушения, м.

На фиг.1 изображена кривая вывода скважины на режим и кривая изменения плотности жидкости в межтрубном пространстве.

На фиг.2 - график определения динамического уровня первым методом.

На фиг.3 - график определения динамического уровня вторым методом.

Во время вывода скважины на режим, при спущенном практически до забоя погружном электронасосе, осуществляется фиксирование изменения уровня в межтрубном пространстве. С начала вывода динамический уровень начинает уменьшаться, достигая своего максимального значения, соответствующего установившемуся забойному давлению. Плотность жидкости в затрубном пространстве до максимальной глубины динамического уровня не изменяется и равняется плотности жидкости глушения. Давление в межтрубном пространстве равняется 0 или приближено к 0. Определить давление на забое можно по формуле (1).

Плотность жидкости глушения, глубина перфорационных отверстий и ускорение свободного падения являются известными величинами. Поэтому определение давления на забое скважины сводится к нахождению максимальной глубины динамического уровня при выводе скважины на режим после глушения. Определить точку Нд.макс. можно двумя приближенными методами.

Первый метод заключается в нахождении точки пересечения между прямыми, соединяющими две последние точки при понижении динамического уровня (первая прямая) и две первые точки при повышении динамического уровня (вторая прямая). На пересечении получаем максимальную глубину динамического уровня в межтрубном пространстве скважины при выводе скважины на режим. Данный метод может быть графическим и аналитическим. Графический метод определения представлен на фиг.2

Аналитический метод заключается в составлении двух линейных уравнений и нахождении их общей точки (точки пересечения). В первом случае получаем точки 1 (h2; t1) и 2 (Н2; t2), во втором - 3 (Н3; t3) и 4 (Н4; t4).

Уравнения прямых примут вид

h2(t)−h2h3−h2=t−t1t2−t1                                  (2)

h3(t)−h3h5−h3=t−t2t4−t2,                                (3)

где

h2, Н2, Н3, Н4 - динамический уровень в точках 1, 2, 3, 4 соответственно, м;

t1, t2, t3, t4 - время, соответствующее динамическим уровням h2, Н2, Н3, h5, ч;

h2(t), h3(t) - уравнения прямых, соединяющих точки 1-2 и 3-4 соответственно.

Сделав некоторые математические преобразования, получаем систему уравнений

{h2(t)=t−t1t2−t1⋅(h3−h2)+h2h3(t)=t−t3t4−t2⋅(h5−h3)+h3                                    (5)

где

h2, Н2, Н3, Н4 - динамический уровень в точках 1, 2, 3, 4 соответственно, м;

t1, t2, t3, t4 - время, соответствующее динамическим уровням h2, Н2, Н3, Н4, ч;

h2(t), h3(t) - уравнения прямых, соединяющих точки 1-2 и 3-4 соответственно.

Для нахождения общей точки необходимо приравнять уравнения и найти время. Время tд.макс равно:

tд.макс=(t1⋅(h3−h2)t2−t1−h2−t3⋅(h5−h4)t4−t3+h4)/(h3−h2t2−t1−h5−h4t4−t3) ,       (6)

где

h2, Н2, Н3, Н4 - динамический уровень в точках 1, 2, 3, 4 соответственно, м;

t1, t2, t3, t4 - время, соответствующее динамическим уровням h2, Н2, Н3, Н4, ч;

h2(t), h3(t) - уравнения прямых, соединяющих точки 1-2 и 3-4 соответственно.

Полученные значения t по формуле (6) подставляем в любое уравнение системы (5) и получаем Нд.макс.

Существует возможность нахождения Нд.макс. вторым методом. Во время снижения динамического уровня происходит откачка жидкости из межтрубного пространства до тех пор, пока давление на забое не достигнет постоянного значения. Отсюда получается, чтобы найти точку, соответствующую максимальной глубине динамического уровня в скважине при выводе на режим после глушения, необходимо перестроить часть кривой снижения уровня из координат H(t) в координаты Н(Qзатр). Тогда точке Нд.макс. будет соответствовать точка когда Qзатр.=0, т.е. пересечение кривой координатную ось Н.

Сделаем допущение, что перед окончанием откачки из затрубного пространства динамический уровень снижается линейно. Тогда нам необходимы всего две последних точки снижения кривой падения уровня 1 (h2; Qзатр1) и 2 (Н2; Qзатр2). Графически метод определения представлен на фиг.3.

Точнее будет решение аналитическое, заключающееся в составлении уравнения прямой по точкам 1 и 2, а после нахождения значения Н при Qзатр=0.

Уравнение запишется

H−h2h3−h2=Qзатр−Qзатр1Qзатр2−Qзатр1,                                          (7)

где

h2, Н2 - динамический уровень в точках 1, 2 соответственно, м;

Qзатр1, Qзатр2 - откачка жидкости из затрубного пространства в точках 1, 2 соответственно, м3/ч;

Н - уравнение прямой, соединяющей точки 1-2.

Преобразуем в зависимость Н(Qзатр)

H=Qзатр⋅(h3−h2)Qзатр2−Qзатр1−Qзатр1⋅(h3−h2)Qзатр2−Qзатр1+h2,                    (8)

h2, Н2 - динамический уровень в точках 1, 2 соответственно, м

Qзатр1, Qзатр2 - откачка жидкости из затрубного пространства в точках 1, 2 соответственно, м3/ч;

Н - уравнение прямой, соединяющей точки 1-2.

Подставляем Qзатр=0 и получаем Нд.макс

Hд.макс=h2−Qзатр1⋅(h3−h2)Qзатр2−Qзатр1,                                        (9)

h2, Н2 - динамический уровень в точках 1, 2 соответственно, м;

Qзатр1, Qзатр2 - откачка жидкости из затрубного пространства в точках 1, 2 соответственно, м3/ч;

Н - уравнение прямой, соединяющей точки 1-2.

После нахождение Нд.макс производится расчет забойного давления при известной плотности жидкости глушения по формуле (1).

Способ определения забойного давления в нефтяной скважине, оборудованной погружным электронасосом, отличающийся тем, что используют максимальную глубину динамического уровня заранее известной, однородной по плотности, жидкости глушения, при выводе скважины на режим после глушения по формулеРзаб=ρж.гл.·g·(Нперф.- Нд.макс),где ρж.гл. - плотность жидкости глушения, кг/м3;g - ускорение свободного падения, м/с2;Нперф. - глубина верхних отверстий перфорации, м;Нд.макс. - максимальное значение динамического уровня в скважине при выводе на режим после глушения, м.

www.findpatent.ru

Способы эксплуатации скважин.

 

В зависимости от величины пластового давления, глубины залегания пласта, физических свойств нефти, содержания в ней воды и газа, проницаемости пород пласта и.т.д. нефтяные скважины эксплуатируются различными способами.

Все известные способы эксплуатации скважин подразделяются на следующие группы:

· фонтанная, когда нефть извлекается из скважин самоизливом;

· газлифтная, когда нефть извлекается с помощью энергии сжатого газа, вводимого в скважину извне;

· насосная – извлечение нефти с помощью насосов различных типов.

 

Фонтанирование скважин обычно происходит на вновь открытых месторождениях нефти, когда запас пластовой энергии велик, т.е. давление на забоях скважин достаточно большое, чтобы преодолеть гидростатическое давление столба жидкости в скважине, противодавление на устье и давление, расходуемое на преодоление трения, связанное с движением этой жидкости.

В зависимости от режима работы залежи фонтанирование скважины может происходить за счет энергии гидростатического напора, за счет энергии расширения газа, растворенного в нефти.

Фонтанирование только за счет гидростатического давления пласта – явление довольно редкое в практике эксплуатации нефтяных скважин. В большинстве случаев главную роль в фонтанировании скважин играет газ, содержащийся вместе с нефтью в пласте.

 

Газлифтная эксплуатация нефтяных скважин является как бы продолжением фонтанного способа добычи с той разницей, что при фонтанировании источником энергии служит газ, поступающий вместе с нефтью из пласта, а при газлифтной эксплуатации подъем жидкости осуществляется при помощи сжатого газа, нагнетаемого в скважину с поверхности.

 

Разновидности газлифтной эксплуатации скважин:

1. Компрессорный (закачка газа компрессором высокого давления в поток добываемой продукции).

2. Безкомпрессорный(использование газа газовых скважин или магистрального газопровода).

3. Внутрискважинный (использование газа из пластов, расположенных выше или ниже эксплуатируемого нефтяного).

 

В зависимости от того, какой газ под давлением закачивается в скважину различают два способа компрессорной добычи нефти: газлифт (рабочий агент – природный газ) и эрлифт (рабочий агент – воздух).

 

Существует две системы подачи газа в газлифтную скважину (прямая и обратная закачка газа):

1) кольцевая система – подача газа осуществляется в затрубное пространство, подъём газожидкостной смеси осуществляется по колонне НКТ;

2) центральная система – подача газа осуществляется в НКТ, подъём газожидкостной смеси осуществляется по затрубному пространству.

 

Газлифт применяется в тех случаях, когда работа насосов осложнена высоким газосодержанием или температурой жидкости, наличием песка, отложениями парафина и солей, а также в кустовых и наклонно-направленных скважинах.

 

В настоящее время разработка нефтяных месторождений России ведется с поддержанием пластового давления (хотя это и не всегда целесообразно), а основная добыча нефти осуществляется механизированным способом, в основном, насосным, поэтому газлифтный способ не имеет широкого распространения. Это не означает, что газлифтная эксплуатация не имеет перспектив; этот способ может оказаться конкурентоспособным для разработки нефтяных оторочек газовых и газоконденсатных месторождений, а также для добычи нефти из шельфовых месторождений.

 

В мировой практике нефтедобычи получили распространение следующие глубиннонасосные установки:

1. Скважинные штанговые насосные установки (СШНУ).

2. Установки погружных центробежных насосов с электроприводом (УЭЦН).

3. Установки гидравлических поршневых насосов (УГПН).

4. Установки с винтовыми насосами и электроприводом (УЭВН).

5. Установки с диафрагменными насосами и электроприводом (УЭДН).

6. Установки со струйными насосами (УСН).

Не все из перечисленных глубиннонасосных установок играют одинаковую роль в добыче нефти.

В нашей стране наибольшее распространение по фонду добывающих скважин получили СШНУ, а по объему добычи — УЭЦН. Это связано с тем, что установки СШНУ предназначены для эксплуатации низко- и среднедебитных скважин, а установки УЭЦН — для эксплуатации средне- и высокодебитных скважин. Остальные установки (УГПН, УЭВН, УЭДН, УСН) ни по фонду добывающих скважин, ни по добыче нефти не могут пока конкурировать с СШНУ и УЭЦН и предназначены для определенных категорий скважин.

 

Похожие статьи:

poznayka.org


Смотрите также