Чему равно забойное давление при промывке скважины

Обновлено: 02.07.2024

Практическое задание №3 (вариант 26)

Задание 1. Определить забойное давление и перепад давления при освоении скважины разными способами. Исходные данные для расчета представлены в табл. 1.

Таблица 1. Исходные данные к задаче

№ варианта	Плотность жидкости в скважине , кг/м 3	Наруж. диаметр х толщ-а стенки экспл. колонны скв-ы D эк, мм	Пластовое давление P _пл,_, атм. (=> МПа)	Глубина (забой) скважины, H скв., м	Статический уровень жидкости h _{с т} _{, ,} м
3	1200	168 х 8,9	102	1015	500

Решение: Рассмотрим возможные способы снижения забойного давления при освоении данной скважины.

1 метод. Снижение устьевого давления до нуля

Забойное давление Рз в скважине будет равно:

В случае, если P_З > P_ПЛ, то притока жидкости из пласта в скважину нет. Поэтому применяется следующий способ.

2 метод. Снижение плотности жидкости в скважине.

Этого можно достичь, например, за счет применения «мертвой» или аэрированной нефти.

В первом случае при = 850 кг/м 3 забойное давление в скважине будет равно:

Во втором случае при применении газированной нефти плотность р_ж = 500 кг/м 3 забойное давление снизится до:

3 метод. Компрессорный.

Максимальное забойное давление Рз max при этом способе будет равно сумме рабочего давления воздуха (газа) у башмака подъемных труб P раб. г. (б) и давления столба жидкости от башмака до забоя P ст. (б-з), т. е.:

где h погр.- глубина погружения башмака подъемных труб под уровень жидкости, м;

Lп - глубина спуска подъемных труб, равная 1500 м;

h _{с т} - статический уровень жидкости, м.

Найти минимальное забойное давление Рз min - оно возможно при минимальной плотности жидкости (выбрать из предыдущих примеров) и при минимально возможном статическом уровне жидкости h _{с т} . для заданных условий..

4 метод. Поршневание скважины.

Определим приближенно, через какое время можно вызвать приток жидкости из пласта в скважину без учета поступления жидкости к забою скважины в процессе поршневания.

Количество жидкости, подлежащее извлечению при помощи поршня, можно определить по формуле:

где dэк – внутр. диаметр экспл. колонны, м;

h погр.- глубина погружения башмака подъемных труб под уровень жидкости, м.

Количество жидкости, извлекаемое за каждый рейс поршня, определяется по формуле:

где d_т - внутренний диаметр труб НКТ-73х5,5 мм (=>м);

d_к - диаметр каната, равный 16мм (=>м);

h_п.п.- средняя глубина погружения поршня под уровень жидкости, равная 150 м.

Средняя глубина спуска поршня:

где h _{с т} - статический уровень жидкости, м;

h_п.п. - средняя глубина погружения поршня под уровень жидкости, равная 150 м.

При средних скоростях спуска и подъема поршня соответственно v₁ = 2м/с и v₂ = 5м/с найдем необходимое время:

· на спуск поршня:

· на подъем поршня:

Время на один рейс с учетом 30 с на процессы замедления скоростей в начале спуска поршня вниз и при подходе к устью скважины:

Общее время на откачку всего столба до статического уровня:

Только после этого начинается движение жидкости из пласта в скважину. Для стабильности дебита необходимо создать определенную депрессию путем дальнейшего понижения уровня ниже статического.

Вывод: Проанализировав способы вызова притока нефти, можно сделать вывод, что приток в скважину возможен при снижении плотности жидкости до 850 и 500 кг/м 3 и при компрессорном способе. В процессе поршневания приток можно вызвать из пласта в скважину спустя 1 ч 53 мин 32 сек.

Практическое задание №3 (вариант 26)

Таблица 1. Исходные данные к задаче

№ варианта	Плотность жидкости в скважине , кг/м 3	Наруж. диаметр х толщ-а стенки экспл. колонны скв-ы D эк, мм	Пластовое давление P _пл,_, атм. (=> МПа)	Глубина (забой) скважины, H скв., м	Статический уровень жидкости h _{с т} _{, ,} м
26	1200	146 х 7,7	141	1720	500

Решение: Рассмотрим возможные способы снижения забойного давления при освоении данной скважины.

1 метод. Снижение устьевого давления до нуля

Забойное давление Рз в скважине будет равно:

В случае, если P_З > P_ПЛ, то притока жидкости из пласта в скважину нет. Поэтому применяется следующий способ.

2 метод. Снижение плотности жидкости в скважине.

Этого можно достичь, например, за счет применения «мертвой» или аэрированной нефти.

В первом случае при = 850 кг/м 3 забойное давление в скважине будет равно:

Во втором случае при применении газированной нефти плотность р_ж = 500 кг/м 3 забойное давление снизится до:

3 метод. Компрессорный.

где h погр.- глубина погружения башмака подъемных труб под уровень жидкости, м;

Lп - глубина спуска подъемных труб, равная 1500 м;

h _{с т} - статический уровень жидкости, м.

4 метод. Поршневание скважины.

Количество жидкости, подлежащее извлечению при помощи поршня, можно определить по формуле:

где dэк – внутр. диаметр экспл. колонны, м;

h погр.- глубина погружения башмака подъемных труб под уровень жидкости, м.

Количество жидкости, извлекаемое за каждый рейс поршня, определяется по формуле:

где d_т - внутренний диаметр труб НКТ-73х5,5 мм (=>м);

d_к - диаметр каната, равный 16мм (=>м);

h_п.п.- средняя глубина погружения поршня под уровень жидкости, равная 150 м.

Средняя глубина спуска поршня:

где h _{с т} - статический уровень жидкости, м;

h_п.п. - средняя глубина погружения поршня под уровень жидкости, равная 150 м.

При средних скоростях спуска и подъема поршня соответственно v₁ = 2м/с и v₂ = 5м/с найдем необходимое время:

· на спуск поршня:

· на подъем поршня:

Общее время на откачку всего столба до статического уровня:

Вывод: Проанализировав способы вызова притока нефти, можно сделать вывод, что приток в скважину возможен при снижении плотности жидкости до 500 кг/м 3 и при компрессорном способе, так же при уменьшении плотности жидкости. В процессе поршневания приток можно вызвать из пласта в скважину спустя 1 ч 25 мин 50 сек.

Нефть, Газ и Энергетика

где QГ - дебит газа в стандартных условиях, тыс.м3/сут; l - безразмерный коэффициент гидравлического трения; D - внутренний диаметр фонтанных труб (эксплуатационных колонн), см; давление р в МПа.

Формулу (7) часто записывают в виде

В первом приближении рср=ру. Вычисленное значение рср подставляется в (801). Приближения выполняются до тех пор, пока относительная погрешность вычисления z соседних итераций не окажется меньше заданной величины e .

Коэффициент гидравлического сопротивления

Коэффициент гидравлического сопротивления l зависит от режима движения газа по трубе и поверхности стенок труб. При встречающихся на практике скоростях в газовых скважинах l зависит от числа Рейнольдса Re и относительной шероховатости d . Значения этих параметров определяется по формулам

Если режим ламинарный ( Re < 2300), то l не зависит о шероховатости и его определяют по формуле

При больших скоростях (дебит больше значения минимального дебита Qmin) наступает турбулентная автомодельность и тогда l не зависит Re

В целом коэффициент сопротивления фонтанных труб, кроме шероховатости, зависит от местных сопротивлений и неровностей в местах их соединения, от наличия в потоке твёрдых и жидких примесей и других факторов. Сопротивление труб меняется в процессе эксплуатации скважины по мере изменения шероховатости поверхности труб. В области автомодельности для труб диаметром 63мм значения l колеблется в пределах 0.01 - 0.02 и при расчётах принимают равным 0.014.

При движении газа по затрубному пространству между обсадной колонной и фонтанными трубами забойное давление рассчитывается по формуле (7), в которой диаметр D заменяют эквивалентным диаметром

При одновременном движении газа по затрубному пространству и фонтанным трубам эквивалентный диаметр

В последних формулах: dвн, dн - внутренний и наружный диаметры фонтанных труб; D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны.

Неизотермическое течение газа по стволу скважины

При изотермическом течении газа по стволу скважины забойное давление можно приближенно определить по формуле

Определение забойных давлений ( Р заб )

Р_гск - гидравлическое сопротивление кольцевого пространства.

Ориентировочно, для неглубоких скважин оно составляет :

Р_гс - 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.

2. Забойное давление после остановки циркуляции первое время равняется гидростатическому

3.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 остановках до 10 часов

где Н₁ - высота столба бурового раствора, находящегося без движения.

При остановках без циркуляции более 10 часов для растворов с О > 2 Па, при наличии хорошо проницаемых коллекторов в разрезе ствола скважины в расчете принимают снижение давления равное :

4.Забойное давление при подъеме бурильной колонны

где DР_дп. - гидродинамическое давление под долотом при движении колонны труб вверх ( эффект поршневания );

DР_ст- снижение забойного давления за счет явлений седиментации и др. В зоне, где нет движения бурового раствора

r g Dh - понижение забойного давления за счет недолива скважины при подъеме, где Dh - величина недолива.

где

q - статическое напряжение сдвига за 10 мин, Па ;

L - длина колонны бурильных труб находящихся в скважине

D - диаметр скважины, м

d_н - наружный диаметр бурильных труб, м

r- плотность бурового раствора, кг / м3

с - скорость распространения ударной волны по кольцевому пространству, м/с

Для обсаженного ствола, заполненного водой С = 1350 м/с; буровым раствором С = 1100 м/с.

V - достигнутая скорость движения труб за время распространения ударной волны от забоя до устья скважины, м

V_о - начальная скорость движения колонны бурильных труб, м

S_т - площадь кольца трубы, м2

S - площадь кольцевого пространства скважины, м 2

DР_ст - при непрерывном подъеме = 0,02 rgН, Мпа

Dh - безопасная величина недолива. Согласно РД 39-0147009-544-87 определяют :

для скважин с глубиной до 1200м Dh = 0,03 Н

для скважин с глубиной до 2500м Dh =0,02 Н

для скважин с глубиной свыше 2500м Dh = 0,03 Н

5. Забойное давление при спуске бурильного инструмента:

где ± DР_дс - гидродинамическая сила при спуске.

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 + DР_дс - определяют по формуле ( X ).

Величина депрессии - DР_дс при скорости спуска меньшей Iм/с составляет 0,01qgL при скорости спуска большей I м/с.

DР_дс = ( 0,02 - 0,05 ) rgL

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

Допустимое давление, - кгс/см.кв.

- это давление, при котором не происходит разрушения скелетной решетки пласта или поглощения бурового раствора. Обычно >Pпл.

Основные принципы анализа давлений

Давлениями, которые мы можем регулировать и контролировать при промывке скважины во время ликвидации проявления, являются:

Дующим данным при ГНВП, приняв

и максимальное значение плотности бур.раствора (Yб.р),получаем:

Yпог = 1,51 Yб.р = 1,58г/см 3

Следовательно, данный интнрвал 1840-2020м является несовмести-

мым по условиям бурения и одновременное вскрытие двух пластов

коллекторов – недопустимо.

Первый вариант:

Гидростатическое давление в скважине глубиной (Н) – 4300м. составляет – 70,5МПа. Величина плотности раствора – 1.68г/см 3 . Является ли величина фактической плотности раствора в скважине -допустимой?

Рпл 70,5 70,5

Y = -------- = --------------------- = ---------- = 1,67г/см 3

Q х Н 0,00981 х 4300 42,18

Так ,как разница между плотностями бур.раствора

меньше – 0,02г/см 3 : то является - допустимой.

Второй вариант:

Гидростатическое давление в скважине глубиной –

М. составляет – 79,5МПа. Величина плотности

раствора – 1,65г/см 3 . Является ли величина факти –

ческой плотности расвора в скважине – допустимой!

Рпл 79,5 79,5

Q х Н 0,00981х 5000 49,05

Так , как разница между плотностями бур. раствора

больше – 0,02г/см 3 ; то является – не допустимой.

Определить конечное давление циркуляции

при ликвидации ГНВП для следующих данных, приняв -dР = 2,0МПа

глубина скважины (Н) – 3300м.

уд. вес раствора (Y) - 1,60г/см 3

избыточное давление (Ризб.тр) – 2,8МПа

Избыточное давление (Риз.зат.) – 4.5МПа

гидравлические сопротивления (Рг.с) – 10,08МПа.

подача насосов (Q 1 ) – 12л/сек

выбранная подача (Q 2 ) – 6,0л/сек

Определить пластовое давление – Рпл

Рпл. = q х Н х Y + Ризб.тр. = 0,00981 х 3300 х 1,60 + 2,8 =

МПа.

Определить уд.вес раствора для глушения скважины–Yгл.

Рпл. + dР 54,60 + 2,0 56,6

Q х Н 0,00981 х 3300 32,4

3.Определить гидравлические сопротивления при выбранной подаче – Р 1 г.с.

Q 2 6

Р 1 г.с. = Рг.с. х ( --) 2 =10,8 х ( --) 2 =10,8 х 0,5 2 = 10.8 х 0.25 =2,7МПа

Q 1 12

Определить конечное давление циркуляции – Рк.

Yгл. 1,76

Рк. = Р 1 г.с. х -------- = 2,7 х ------- = 2,7 х 1,1 = 3,0МПа

Yр-ра 1,60

Определить плотность поступившего в скважину

флюида при следующих исходных данных:

- плотность бурового раствора в скважине - (Yн) – 1,25г/см 3

- объем поступившего в скважину флюида - (Vо) – 2,3м 3

- площадь поперечного сечения ствола скважины в интер-

вале расположения пачки флюида - (F) – 0,0124м 2

- избыточное давление в трубном пространстве

- (Риз.тр) – 2,2МПа

- избыточное давление в затрубном пространстве -

- (Ризб.к) – 3,6МПа

( Ризб.тр – Ризб.к)

Q х hф

hф– высота столба флюида в стволе скважины –м.

Определить высоту пачки флюида

Vф 2,3

hф = ------- = ---------- = 186м.

F 0,0124

Определить плотность поступившего в скважину

Флюида.

(Ризб.к – Ризб.тр.) ( 3,6 – 2,2 )

Q х hф 0,00981 х 186

1,4

1,25 - ----- = 1,25 – 0,77 = 0,48г/см 3

1,82

Обозначения:

q – ускорение свободного падения = 0.00981см/с

допустимые объемы :

- при подъеме= 0.5м 3

- при бурении, спуске и других работах= 1.0м 3

dР - запас противодавления (превышение забойного давления над

пластовым - МПа) : 10% - для скважин глубиной от 0 до 1200м. (но не более 1.5МПа) 5% - для интервалов от 1200м до пректа (но не более 2.5 – 3.0 МПа )

Ропр. – давление опресовки (МПа, атм. кг/см 2 )

Рг.р. – давление гидроразрыва ( МПа, атм. кг/см 2 )

Рпл. – пластовое давление (МПа, атм. кг/см 2 )

Риз.тр. – избыточное давление в трубном пространстве.

Риз.к (затр) – избыточное давление в затрубном пространстве.

Рн. – начальное давление циркуляции.

Рк. – конечное давление циркуляции.

Рг.с. – гидравлические сопротивления при бурении.

Р 1 г.с. – гидравлические сопротивления при выбранной для

Ргс. – гидростатическое давление.

Yн. – плотность ( удельный вес) бур.раствора в скважине (г/см 3 )

Yф. – плотность флюида (г/см 3 )

Yк. – плотность бур.раствора для глушения скважины (г/см 3 )

Н – глубина , м. ( скважины, залегания пласта, подошвы сла –

бого пласта, спуска НКТ и т.д. )

Vо – объем поступившего в скважину флюида, м 3 .

F – площадь поперечного сечения ствола скважины , м 2 .

Fк.п. – площадь кольцевого пространства, м 2 .

Fв.с. – площадь внутреннего сечения(НКТ, бур.труб ) м 2 .

Q 1 – производительность насосов при бурении, л/с.

Q 2 – выбранная подача насоса для глушения, л/с.

Подсчитайте скорость миграции газовой пачки в закры-

Той скважине при ГНВП, при следующих исходных

данных:

- избыточное давление в трубном пространстве (Риз.тр) – 4,5МПа

- избыточное давление в затрубном пространстве (Риз.к) – 6,0МПа

- удельный вес ( плотность ) раствора ( Y) - 1,65г/см 3

- давление в бурильных трубах (Р 1 из.т) и в обсадной коллоне

(Р 1 из.к) увеличилось на – 8,9МПа за - 2 часа.

Средняя скорость миграции газа в скважине рассчитывается

по формуле:

DРу 8.9 8.9

Q х Y х t 0.00981 х 1.65 х 2 0.0324

DРу – перепад давления на устье закрытой скважины, МПа за время – t (час).

- Скорость миграции газа в трубном пространстве:

Р 1 из.тр – Риз.тр 8,9 – 4,5 4,4

Х 1,65 х 2 0,0324 0,0324

Ответ: Скорость миграции газа в трубах составляет – 136м/час

- Скорость миграции газа в затрубном пространстве:

Р 1 из.к – Риз.к 8,9 – 6,0 2,9

Х 1,65 х 2 0,0324 0,0324

Ответ: Скорость миграции газа в скважине составляет – 89,5м/час

- При бурении скважины (забой-2000м) произошло ГНВП

Из пласта расположенного на глубине–1000м. (пластовое

давление–15МПа). Плотность поступившего флюида-

600 кг/м 3 ). Высота пачки-10м. Плотность бурового раст-

вора –1400кг/м 3 . Каким будет давление на забое скважи-

Ны через 5 – 10мин?

В данной ситуации на забой будет давить:

- столб раствора – 1000м

- газовая пачка высотой – 10м; давление в

газовой пачке = пластовому давлению и

Равно - 15МПа.

Определяем давление столба бур. расвора

На забой при глубине - 1000м.

Рб.р. = q х Н х Y = 0.00981х 1000 х 1.4 = 13.7МПа

Определяем забойное давление.

Рз. = Рб.р. + Рг.п. = 13.7 + 15 = 28.7МПа

Рг.п. = Рпл.

- Каким будет избыточное давление в затрубном пространстве через 5 – 10мин. после герметизации

Устья скважины?

1. Риз.з. = Рпл. – Yб.р. х q х (Н – hф) –Yф. х q х hф. =

15 – 1.4 х 0.00981х (1000 – 10) – 0.6 х 0.00981 х 10 =

15 – (1.4 х 0.00981х 990) – 0.059 = 15 – 13.6 – 0.059 =

МПа.

В процессе миграции газовой пачки (объем пач-

ки – 2.7м 3 , плотность газа – 600кг/м 3 ) по стволу

Скважины с глубины – 2000м избыточное давле-

ние в затрубном простоанстве возросло на –

МПа за – 1час 30мин.

На сколько увеличится избыточное давление в

Ответ: на устье в трубах и в затрубном пространстве появи-

Основные понятия о давлениях в скважине

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

Забойное давление в скважине во всех случаях зависит от величины гидростатического давления бурового раствора заполняющего скважину и дополнительных репрессий вызванных проводимыми на скважине работами ( или простоями ).

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

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

Определение забойных давлений ( Р заб )

Забойное давление при механическом бурении и промывке

Ориентировочно, для неглубоких скважин оно составляет :

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

Основные принципы анализа давлений

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.

Управление процессом бурения

1. Чему равно забойное давление при промывке скважины?

а) забойное давление в скважине равно гидростатическому давлению столба буровой промывочной жидкости в бурильных трубах.

б) забойное давление в скважине равно гидростатическому давлению столба буровой промывочной жидкости в бурильных трубах минус плюс гидравлические сопротивления в затрубном пространстве.

в) забойное давление в скважине равно гидростатическому давлению столба буровой промывочной жидкости в бурильных трубах плюс гидравлические сопротивления в бурильных трубах.

г) забойное давление в скважине равно гидростатическому давлению столба буровой промывочной жидкости в бурильных трубах плюс плюс гидравлические сопротивления в затрубном пространстве.

2. Чему равно забойное давление в закрытой скважине при гнвп?

а) забойное давление в скважине равно давлению проявляющего пласта.

б) забойное давление равно гидростатическому давлению столба промывочной жидкости в бурильных трубах .

в) забойное давление в скважине равно гидростатическому давлению столба буровой промывочной жидкости в заколонном пространстве плюс давление пачки газа.

3. На какую величину (в соответствие с требованиями Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности) гидростатическое давление должно превышать пластовое:

а) Независимо от глубины скважины на 1 0-15%, но не более 1,5 МПа.

б) Для скважин с глубиной до 1200м на 4-7%, но не более 1,5 МПа.

Для скважин с глубиной до 2500м на 5-10% , но не более 2,5 МПа.

Для скважин с глубиной свыше 2500м на 1 0-15%, но не более 3,5 МПа.

в) Для скважин с глубиной до 1200м на 10%, но не более 1,5 МПа.

Для скважин с глубиной более 1200м на 5% , но не более 2,5-3,0 МПа

4. Укажите явные (прямые) признаки гнвп при бурении скважины

а) Резкое кратное увеличение механической скорости бурения; увеличение веса на крюке.

б) Игольчатая форма шлама; увеличение температуры выходящего из скважины бурового раствора.

в) Уменьшение плотности глинистого шлама; снижение давления на выкиде буровых насосов.

г) повышение расхода (скорости) выходящего потока БПЖ из скважины при неизменной подаче буровых насосов; увеличение объема (уровня) БПЖ в приемной емкости

5. Укажите явные (прямые) признаки гнвп при спуско-подъемных операциях.

а) Уменьшение объема доливаемой в скважину БПЖ при подъеме колонны труб; увеличение объема доливаемой в скважину БПЖ при спуске колонны труб.

б) Увеличение количества глинистого шлама; уменьшение плотности глинистого шлама.

в) Увеличение веса на крюке; увеличение температуры выходящего из скважины бурового раствора.

Что называется пластовым давлением?

+ Наличие признаков пластового флюида в выходящем из скважины буровом растворе; повышение расхода (скорости) выходящего потока БПЖ из скважины при неизменной подаче буровых насосов; увеличение объема (уровня) БПЖ в приемной емкости

При каком способе глушения наблюдается наиболее высокие давления в

Скважине?

- Способ ожидания и утяжеления

- Способ непрерывного глушения

При каком способе ликвидации ГНВП не требуется заполнения листа (карты)

Глушения скважины?

- Способ ожидания и утяжеления

- Способ непрерывного глушения

Какое пластовое давление является нормальным?

Какой способ глушения проводится в две стадии?

- Способ ожидания и утяжеления

- Способ непрерывного глушения

45. Единицы измерения давления:

Можно ли открыть универсальный превентор с основного пульта?

От каких параметров зависит гидростатическое давление?

- Диаметр и длина скважины

- Подача бурового насоса, гидравлические сопротивления

+ Плотность и высота столба жидкости в скважине

Чему равно забойное давление при промывке скважины?

Как обозначается плашечный превентор с перерезывающими плашками?

Организация стока поверхностных вод: Наибольшее количество влаги на земном шаре испаряется с поверхности морей и океанов (88‰).

Опора деревянной одностоечной и способы укрепление угловых опор: Опоры ВЛ - конструкции, предназначенные для поддерживания проводов на необходимой высоте над землей, водой.

Механическое удерживание земляных масс: Механическое удерживание земляных масс на склоне обеспечивают контрфорсными сооружениями различных конструкций.

Забойное давление

ЗАБОЙНОЕ ДАВЛЕНИЕ (а. bottom hole pressure; н. Abbaudruck, Sohlendruck, Воhrlochsohlendruck; ф. pression au front; и. presion en el fondo pozo) — давление флюида на забое эксплуатируемой нефтяной, газовой или водяной скважины; характеризует энергию пласта, обусловливающую подъём жидкости (или газа) в стволе скважины. Рассчитывается по формуле (для неподвижного столба однокомпонентной жидкости)

где Рз — давление на забое скважины, Па; Н — высота столба жидкости в скважине, м; rж — плотность жидкости, кг/м3; Py — давление на устье скважины, Па. Забойное давление работающей скважины называется динамическим, остановленной — статическим (давление длительно простаивающей скважины называется пластовым).

В связи с тем, что продуктивные пласты залегают не только горизонтально, забойное давление в гидродинамических расчётах обычно приводят к какой-либо горизонтальной плоскости, учитывая давление столба пластовой жидкости между этой плоскостью и забоем. В соответствии с этим различают истинное и приведённое забойное давление. Забойное давление измеряют в основном глубинным манометром.

Читайте также: