Что такое вдп в скважине

Обновлено: 07.07.2024

Аномальное пластовое давление (abnormal seam pressure)

При сверхвысоком давлении все горные породы проницаемы.

Гидростатическое давление - давление столба пресной воды плотностью 103 кг/м 3 , по высоте равного глубине пласта в точке замера.

Различают пластовые давления:

нормальные, близкие к условному гидростатическому давлению с градиентом 0,01 МПа/м (в диапазоне отношений Pпл/Pу.г. 0,90 - 1,10) ,
аномальные, с коэффициентом аномальности более 1,10 и менее 0,90.

Пластовые давления, превышающие гидростатическое, называют аномально высокими (АВПД), меньше гидростатического - аномально низкими (АНПД).

Аномально пластовое давление существует в изолированных системах.

Генезис аномально пластового давления не до конца изучен.

Основными причинами образования аномально пластового давления считают:

уплотнение глинистых пород,
процессы осмоса,
процессы катагенетического преобразования пород и содержащегося в них органического вещества,
процессы тектогенеза,
геотермические условия земных недр,
температурный фактор, тк коэффициент теплового расширения флюидов, заключенных в изолированном объеме пород, значительно больше, чем у минеральных компонентов горных породах.

Аномально пластовые давления установлены бурением многочисленных скважин на суше и в акваториях при поиске, разведке и разработке нефтяных и газовых залежей в различных отложениях по геохронологической шкале в широком интервале глубин.

Гидродинамические исследования скважин

3 Методы расчетов распределения давлений по стволу доб. и нагн. скважин?

Если есть какая-нибудь информация напишите или скиньте литературку где это можно найти! ПОЖАЛУЙСТА. Очень нужно!

05 Сен 2008 Активность участников MUXA пишет:

1) методы и способы замеров Рпл на добывающих (Фонтан, ЭЦН, ШГН) и нагнетательных

2 Методы пересчета Рзаб и Рпл на зеркало ВНК и на кровлю пласта;

3 Методы расчетов распределения давлений по стволу доб. и нагн. скважин?

1) Фонтан - спуск глубинного прибора. ЭЦН - только по глубинной тееметрии (с пересчетом на перфорацию). ШГН - хз. Нагнет - глуб прибор.
2) Р=ро * g * H - вот и вся наука.
3) При спуске глубинки распределение по стволу и пропишешь, че его рассчитывать. В любом лучае для расчета надо знать хотябы тенденцию (т.е. дельту Р). North_Rain пишет:

Случаем незнаешь где найти инфу про эти самые приборы(желательно новинки). (точность, диапазон измерений)

MUXA пишет:

Случаем незнаешь где найти инфу про эти самые приборы(желательно новинки). (точность, диапазон измерений)

Фирмы (например) СИАМ, МИКОН - в яндексе набери и посмотри официальные сайты, там много инфы MUXA пишет:

Случаем незнаешь где найти инфу про эти самые приборы(желательно новинки). (точность, диапазон измерений)

На ЭЦН пластовое давление еще замеряют:
1. После остановки скважины (и перераспределения Р) манометром
в НКТ, потом пересчитывают на верхние дыры перфорации и ВНК.
Плотность смеси считается как в нижней точке замера.
Понятно, что чем ближе ЭЦН к интервалу перфорации, тем меньше погрешность.
Можно сбить клапан при таких замерах.
2. Отбивка статического уровня и пересчет на давление.
Способ несильно точный, зато дешевый и простой. Точность выше в сильно обводненных
скважинах. Для проверки отбивают несколько уровней.
Как вариант - КВУ (кривая восстановления уровня).
3. При выходе ЭЦН из строя, если скважина не подлежит глушению, то возможен
прямой замер глубинным манометром при бригаде.

На ШГН:
1. Одно время применялся прямой замер спуском прибора (СТЛ-28) в затруб, если установлена
асимметричная планшайба. Но это уже экзотика.
2. Также, как у ЭЦН - Нстат на остановленной скважине (только процесс восстановления уровня дольше).
3. Опять, как и у ЭЦН, при ремонте.

Нагнетательная - еще применяется запись падения давления в затрубе с помощью устьевого манометра
(КПД - кривая падения давления). Далее - пересчет на ВДП. Естественно, это где нет пакера на НКТ.

В случае записей манометром на проволоке, без непрерывной передачи информации на поверхность,
пишутся т.н. "полочки" - спуск манометра до определенной глубины и удержание его на этой глубине,
на старых манометрах иголка писала горизонтальную линию - "полочку". И так через определенные
интервалы. Зная глубины остановки и значения давления на полочках, получали плотность
смеси в этих интервалах.

Wansh пишет:

.
На ЭЦН пластовое давление еще замеряют:
1. После остановки скважины (и перераспределения Р) манометром
в НКТ, потом пересчитывают на верхние дыры перфорации и ВНК.
Плотность смеси считается как в нижней точке замера.
Понятно, что чем ближе ЭЦН к интервалу перфорации, тем меньше погрешность.
Можно сбить клапан при таких замерах.
2. Отбивка статического уровня и пересчет на давление.
Способ несильно точный, зато дешевый и простой. Точность выше в сильно обводненных
скважинах. Для проверки отбивают несколько уровней.
Как вариант - КВУ (кривая восстановления уровня).
3. При выходе ЭЦН из строя, если скважина не подлежит глушению, то возможен
прямой замер глубинным манометром при бригаде.
.

Насчет замеров данным способом (пункт 1 и 3). При выходе ЭЦН из строя замер пластового давления можно произвести только предварительно сбив сливной клапан, иначе ты замериешь давление столба жидкости которая при остановке осталась в НКТ и пересчеты будут некорректными.
Насчет пункта 2: Газпромнефть например вид исследования как КВУ не признает информативным, так что этот способ он чисто так, дли интереса эксперимента. Тем более если скважина обводнена, распределение плотности по стволу неизвестно, а среднюю температуру по больнице брать некорректно.

Виноват, не стал расписывать тонкости, "можно сбить клапан" - это когда на рабочем ЭЦН делают замер. Такое тоже бывает,
клапан после некоторого периода эксплуатации, как правило, герметичным уже не является (для таких случаев).
При замерах манометром всегда отбивают уровни в трубках и затрубе - для контроля.
На сгоревшем - клапан конечно сбивают.

КВУ. Неважно, кто там что считает, но метод есть .
Конечно, если на большей части фонда стоят датчики, то метод теряет смысл, а если датчиков нет?
Также теряет смысл при наличии пакера на НКТ.

Если скважина сильно обводнена, то метод вновь применим с плотностью воды.

Замеры Рпл в горизонтальной скважине

02 Мар 2013 Активность участников

Контекст

Hст вообще некорректно использовать по идее, лучше проводить замер манометром чтобы знать какая плотность вблизи ГС, тогда шанс получить адекватное значение намного больше.

Делали анализ значения Рпл по Нст при КРС когда скважина заглушена, результат не утешителен, более 50% замеров показывают всякую ерунду.

Еще, если скважина только после бурения, возможно даже замер покажет завышеное Рпл если проницаемость пласта не велика.

Спасибо за ответ.

А можно ли, в принципе, предположить что по Нст Рпл в горизонтальной скважине будет завышенным?

Можно. Если скин отрицательный.

И, соответственно, заниженным, если скин - положительный.

И вообще, не имеет значение какая скважина, горизонтальная, вертикальная или наклоннонаправленная. В любом случае определять пластовое давление по гидростатике некорректно

А как вы спускаете манометр в горизонтальную скважину?

Ну понятно дело, что до ВДП не дойти, расстояние между ВДП и глубиной спуска у нас порядка 100-150 м, если даже на этой глубине ошибиться с плотность, то по пластовому давлению не сильно пролетишь. На проволоке до 60 градусов дойти можно без проблем, с гибким геофизическим кабелем до угла 72-75 градусов, все зависит от интенсивности набора угла.

А воронку НКТ на какую глубину спускаете обычно?

Hст это уровень в остановленной скважине? Пересчитывать с уровней это обычная практика, надо использовать все данные. Если это действительно остановленная скважина, комментарий про скин вызывает улыбку.

Инженер пишет:

Есть ещё и жесткий кабель. С ним и до забоя приборы транспортируются.

Но скважина с горизонтальным стволом - это система сообщающихся сосудов. Поэтому достаточно доставить манометр до максимальной вертикальной отметки.

RomanK. пишет:

Равно такую же, как и определение пластового давления по статистическому уровню (Нст).

Впрочем, что плохого в том, что среди серьёзного разговора возникает повод для улыбки? Тогда и серьёзные вещи воспринимаются легче.

Если вспомнить, что в формулу скина входит радиус изменённой прискваженной зоны и проницаемость той же зоны, то при ухудшенной ПЗП (прискваженной зоны пласта) скин будет положительным. Пластовое давление, расчитанное по Нст, в этом случае будет заниженным.

При промытой ПЗП - скин отрицательный, значение Рпл - завышено.

Рпл=Рг.ст при полном отсутствии скина.

Это подтверждается и определением Рпл и S по КВД

Л.Ю. скин-фактор определяет нам потерю депрессии. Ежели и депрессии нет никакой, скин-фактора не влияет на значение давления в остановленной скважине. Даже не остановленной, чтобы вы не путали с мгновенной остановкой, а так как написано "Hст", то есть после востановления давления.

Из оного следует, что физическая природа явления загрязнения ПЗП, в данном случае, не имеет никакого значения, хоть трижды переповрежденная зона бесконечного радиуса.

Тогда как определение давления по уровню физическое основание все таки имеет. Что вы там "подтверждаете по КВД" не удивительно. Не понимая, можно и не до того дойти. И не такое слышали хехе.

RomanK. пишет:

Л.Ю. скин-фактор определяет нам потерю депрессии. Ежели и депрессии нет никакой, скин-фактор не влияет на значение давления в остановленной скважине. Даже не остановленной, чтобы вы не путали с мгновенной остановкой, а так как написано "Hст", то есть после востановления давления.

Я ждала, что вы упрекнёте меня ещё и в том, что не перечислила остальные 16 факторов (согласно классификации Шагиева Р.Г.) от которых зависит скин. ну да ладно. Приятно удивилась - провокация не удалась.

По Нст (гидростатическому уровню жидкости в скважине) определяется Рг.ст (гидростатическое давление) в скважине. И ничего больше. И никак не Рпл (пластовое давление). Согласно той же физической природе.

А что вы, понимая, подтверждаете по КВД? хихи

То есть, пьезометрические или наблюдателные скважины это просто так, чья то прихоть. Рг.ст и это и есть пластовое давление, так же как и любое давление замеренное в пласте. Тем более, топикстартер собирается сравнивать это значение со значением в модели - сравнивать можно конечно.

Шагиевские же потуги, это вариация на тему "уравнения Дрейка"

Инженер пишет:

Hст вообще не корректно использовать по идеи, лучше проводить замер манометром чтобы знать какая плотность вблизи ГС, тогда шанс получить адекватное значение на много больше.

Только не забывай что для тебя погрешности и в две атмосферы критичны, а у некоторых карта изобар с шагом в 20 очков идет :)))
А ответ л.ю. я тоже не просек. Посмотрим, может Роман расшифрует. RomanK. пишет: Пьезометрические и наблюдательные скважины пока отодвинем в сторону, а вот словосочетание "любое давление замеренное в пласте" требует как-то некоторого разъяснения. Какими средствами вы делаете замеры в пласте? И моя фирма, и все известные мне геофизики, включая шлюмберов и шелов, производят замеры от устья до забоя скважины. По пласту мы пожем прогнать только изотопы. Ещё гидропрослушивание можно сделать, но это, опять же, с установкой приборов в скважине.

А вы в пласте делаете замеры. Фантастика.

Здесь есть чему у вас поучиться. Просвятите убогую

Какая нелепая конструкция слов. Если вы хотели уточнить, что пластовое давление инструментально не замеряется, а интерпретируется, то не надо ссылатся на мифических "других". С другой стороны, речь идет именно о длительно простаивающих скважинах, в которых и возможен инструментальный замер пластового давления, почему вы первой фразой отбросили предмет обсуждения и перешли к софистическому блуду мне не понятно. Речь шла об устранении понятия скин-фактора для такого типа скважин. Можно привести еще пример - жидкость в покое не обладает численным значение вязкости. Однако же, если действительно понять уловку, то пластовое давление, это давление в пласте. Практика ставит эквивалент между "давлением на контуре питания" и "пластовым давлением". Более общее (но не оперируйте этим знанием) пластовое давление это давление соответсвуюшее давлению в пласте на расстоянии R от скважины. Два частных случая пластового давления это давление на Rk, и второе, внимание, это пластовое давление на расстоянии Rc. Поэтому замеряя инструментально забойное давление, вы измеряете давление в системе. Если следовать узловому анализу, то не имеете разницы в какой точке "контур-скважина-сбор" вы проводите замер. Любое давление это давление характеризующее систему, поэтому ежели с этой точки посмотреть, скважину нельзя рассматривать отдельно от пласта. Примерно так.

Чего вы не поделил коллеги ? Замер или персчёт на забой в ГС на статике (вопрос был про статику) причем для газовой или нефтяной экспл. скважины дает некое приближение к среднему Рпл в зоне отбора. Всё зависит от того, сколько скважина простаивала. Если состояние на забое газовой скважины не известно (пробка, песочек и т.п.) то ошибится можно и иногда достаточно сильно. Для нефтяной скважины нужно, действительно как говорит Roman, собирать все данные в кучу и пытаться расчитать среднюю плотность, что для высокого КГФ вообще очень сложно. Поэтому наиболее точный замер - замер манометром.

Ай, браво, промысловики!

]Ай, браво, промысловики!

Не, не промысловик я. Чистый теоретик.

Я тоже не понял этой радости промысловикам. Вар, а что за статический уровень в газовой скважине? У газовиков есть такое понятие, им оперируют?

Roman, конечно. По действующему фонду скважин на сеноманах и неокоме (там восстановление ддавления за 10-30 минут - сеноман, 1-2 часа неоком.), чтоб "стране угля давать", замеряют постоянно так. Остановка действующих скважин. Наблюдательные - роскошь непозволительная, правда не везде.

RomanK. пишет:

Вар, а что за статический уровень в газовой скважине? У газовиков есть такое понятие, им оперируют?

Ну не статический уровень, а давление - буферное + затрубье. Уровень жидкости обычно не отбивают.

не надо демагогии, вы были неправы про скин. За исключением некоторых особых случаев статика дает хорошее пластовое давление.

Л.Ю.,

если в стволе однородная по плотности жидкость, а то при заявленной 1,12 встречались плотности до 1,32 последние 300-400м до ИП, на мой взгляд манометр по точнее будет.

А скин это вообще очень удобный "Зверь" позволяющий остановить изыскания по изучений геологического строения среды.

Вот вы мне скажите какой максимальный расчетный КИН вы встречали (на чисто нефтяных залежах) и какой он по вашим же прикидкам должен был стать на самом деле?

Hст для промысла - уровень в остановленной скважине (остановленной с точки зрения технологов, а не "реально" остановленной). Параметр скорее технологический, нежели геологический. Когда на промысле действительно хотят получить информацию по давлению - спускают манометры. Несостоятельность использования Hст для пересчета в забойное давление (не говоря уже о пластовом) доказана экспериментально путем спуска датчика и отбивки уровней на одних и тех же скважинах (корреляция отсуствует). Причина простая - предположение о том, что в затрубе скважины мирно тусуется нефть известной плотности, а сверху нее сразу начинается газ известной плотности - полный наивняк.

Еще забыли предположение о том, что в газе движется звук с известной скоростью.

Krichevsky пишет:

Еще забыли предположение о том, что в газе движется звук с известной скоростью.

Ну это одно и то же, скорость звука пропорциональна плотности.

Wasteland Rat ты что серьозно не понял что это стёб, как и 99% этой ветки?

alex_stan пишет:

Wasteland Rat ты что серьозно не понял что это стёб, как и 99% этой ветки?

Это ФОРУМ все-таки, а не чат. Необходимо точки над i расставлять. Блин вот зайдет студент какой-нибудь и будет думать что по уровням можно строить карты изобар.

Карты пластового давления строятся на основании тех данных, которым непосредственно построитель карты доверяет. Доверяет он только прямым замерам на ИП, будет строить по ним, доверяет он пересчитаным давлениям с какой-то глубины, будет строить с этих глубин. Может вы ещё скажите, что КВУ по уровням у нас не интерпретируют в стране? (Роснефть, привет!).

Если есть уровень, если есть внятное понимание на сколько ты можешь пролететь с Рпл в данной точке и какой у тебя шаг изобар, то можно и это исследование использовать, если другого вообще нет ничего.

Может я один видел карту изобар на фонд в 200 скв. построенную по 5 точкам?)

Инженер пишет:

Может я один видел карту изобар на фонд в 200 скв. построенную по 5 точкам?)

Если так по факту делается, это не значит что так правильно и нужно продолжать так делать.

да но здесь не преподаватели сидят а люди с практическим опытом, которые делятся советами на основании своего личного мнения о том или ином вопросе, пусть даже не всегда верного но имеющего право на жизнь.

а студентов пусть преподаватели учат)

Wasteland Rat пишет: Инженер пишет:

Может я один видел карту изобар на фонд в 200 скв. построенную по 5 точкам?)

Если так по факту делается, это не значит что так правильно и нужно продолжать так делать.

+1 Монометры на ИП держать дорого, в простой скважины пускать чтоб КРС заехал тоже дорого а потом локти кусаем там обводнилось там разгазировалось. Удачи.

Понятно дело, что по 5 скважинам строить не дело и нужно что-то придумывать и изобретать, но в результате ваших дум, всё равно получится какое-то предположение о пластовом давлении в той или иной области, а не прямой замер в конкретной точке!

А вообще, я не при делах, у меня всё на замерах не более 100-150 м от ВДП :) И полочки прописаны по всему стволу для отбивки раздела уровня фаз на контрольном фонде ;)

Но как вам помогут глубиные замеры чтобы определить, что скважина обводнится через N суток после ввода в эксплуатацию я не в курсе, поделитесь опытом :)

Инженер пишет:

Рад за Вас что анизатропии проицаемости по пласту не имеете и месторождение похоже не на завершающей стадии, а так трассер иногда и через 3 ряда ходит и отбирают 94% в одной единствееной скважине от ранее закаченного и чем ниже средневзвешенная проницаемость по плосту тем забавнее сюжеты встречаются :) Но чета отвлеклись.

Куда то вас несет в сторону. Про пересчет с уровней было здесь,

Zorg хорошо расписывал

Пересчитывали и пересчитывать будем.

Вот все любители покричать на тему, что это нельзя, это не годится. В условиях недостатка данных, нужно стараться извлекать выгоду из любых дополнительных данных. Есть замеры статики, прекрасно, пересчитывайте в давления на забое, расчеты можно подкрепить Prosper-ом, например.

RomanK. пишет:

Для того, чтобы построить какие-то там картинки "для государства" и сложить их в шкаф - пересчитывайте сколько влезет. :)

Какие еще картинки. Для получения информации годится любая информация. С таким скепсисом можно и сейсмику херить, и отбор проб, и гди. Так дело не пойдет. Умение работать с информацией и отличает хорошего инженера от офисной крысы. Легко браковать, даже именно огалтелая браковка и есть та самая показуха. Меня учили так - все есть информация, проблема только в интерпретации и ежели вы не справляетесь, то проблема не в уровнях.

Wasteland Rat пишет: RomanK. пишет:

[я думаю не стоит быть столь категоричным, не так ли? НА моей практике 80 % месторождений с историей более 10 лет имели не месяцы, а годы полного отсутствия контроля за разработкой. Делался стандартный "объезд" и всё. - только статика и гди, и редко КВД. А моделька должна "биться" ))) ЧТо тут делать, всё в топку?

Я еще раз уточню, что несоответствие пересчета с уровней и замеров манометром подтверждено практикой, причем несоответствие - это даже не как "огурец" пористость-проницаемость, это вообще отсутствие какой-то систематической погрешности. Я не знаю, возможно, у вас такие PVT и щадящие режимы эксплуатации, что это работает, я у себя не встречал ни на каких пластах. Так что прежде чем использовать уровни, надо хотя бы на некоторых скважинах убедиться, что такой способ измерения в принципе подходит.

Модель формально сбивайте конечно, потому что так положено, только практического смысла в этом мало. И я думаю, что для указанных выше 80% месторождений гораздо актуальнее вообще для начала понять, что откуда и в каком количестве отбиралось, а не по давлению модель сматчить. Т.е. для начала надо понять как можно детальнее, какое энергетическое состояние СЕЙЧАС на залежи, получить нормальное представление о ТЕКУЩЕМ состоянии разработки, а потом уже плясать в историю и копаться, что там неправильно. ИМХО.

RomanK. пишет:

Вот давайте так. Какова погрешность данных забойного давления пересчитанных с уровней? 1 атм? 10 атм? 50 атм? У вас есть понимание, как меняется плотность флюида от скважины к скважине и от условий эксплуатации, и какой доверительный интервал значений? И как от затрубного давления зависит плотность газа и соответственно скорость волны? Я видел эти МИКОНы и как ими уровни отбиваются, более того сам поотбивал непродолжительное время. После этого разговоры про то, что по этим данным какие-то карты для разработки строятся, серьезно не могу воспринимать. Ну, давайте температуру еще на приеме не замерять напрямую, а пересчитывать с поверхностной с учетом потерь энергии на трение вдоль ствола, например.

Я понимаю, что лихие 90-ые повлияли, и пришлось выкручиваться на том, что есть, но это прошлый век и так делать и распространять такие подходы неправильно. Для нормального мониторинга разработки нужны нормальные прямые замеры манометром, там погрешность от приема до забоя 1-5 атм (зависит от глубины спуска конечно), а погрешность самого прибора указана в спецификации.

Вам просто не попадались месторождения, где вообще порой ничего нет. И нужно хоть как-то прикинуть.
Одно дело, что можно сказать о том, что мы выкинули вот эти вещи, потому что они некондиционны/невозмоджно высчитать из них. но использовать в работе для прикидки 100% нужно. Какой-никакой интервал они дать могут.
Сколько инженеров столько мнений.

to Wasteland Rat

Я не в кусре, что у вас за контора. Однако Российская действительность указывает мне, на то ,что если ты не работаешь в добывающем подразделении, то на проект дают 3-4 месяца, в лучщем случае пол-года. Я общался с друзьями из сервиса, где модели строили и больше года, но это больше походило на исключение.

У вас видимо ситуация иная. Часто люди работают в условии жесткого отсутствия присутсвия чего-либо, это уже не 90-е, но уже 2013-е. Я не вижу прогресса, я вижу стагнацию, особенно у любиетелей "газа" - им вообще "срать" на пласт.

Даже на убитой Талинке, с которой я работаю, в "светлом настоящем" на картах пластового давления нету отметок, пересчитаных с уровней - везде замеры либо ГДИС. Если любителям газа срать на пласт это их проблемы, они неправы.

Сервисникам-то по сути я понимаю что по барабану, какими данными пользоваться.

Что такое вдп в скважине

ванна длительной пастеризации

ВДП

Словарь: С. Фадеев. Словарь сокращений современного русского языка. — С.-Пб.: Политехника, 1997. — 527 с.

ВДП

верхний допустимый предел

Словари: Словарь сокращений и аббревиатур армии и спецслужб. Сост. А. А. Щелоков. — М.: ООО «Издательство АСТ», ЗАО «Издательский дом Гелеос», 2003. — 318 с., С. Фадеев. Словарь сокращений современного русского языка. — С.-Пб.: Политехника, 1997. — 527 с.

ВДП

возимый дегазационный прибор

ВДП

верхние дыхательные пути

Словарь: Словарь сокращений и аббревиатур армии и спецслужб. Сост. А. А. Щелоков. — М.: ООО «Издательство АСТ», ЗАО «Издательский дом Гелеос», 2003. — 318 с.

ВДП

ВДП ВДП

Ваша домашняя пивоварня

ВДП

верхняя дыра перфорации

ВДП

выносной диспетчерский пункт

ВДП

воспалительная демиелинизирующая полиневропатия

Словарь сокращений и аббревиатур . Академик . 2015 .

Смотреть что такое "ВДП" в других словарях:

ВДП — ВДП. См. Ваккумно дуговой переплав. (Источник: «Металлы и сплавы. Справочник.» Под редакцией Ю.П. Солнцева; НПО Профессионал , НПО Мир и семья ; Санкт Петербург, 2003 г.) … Словарь металлургических терминов

вдп. — вдп. водопад карт. Словарь: С. Фадеев. Словарь сокращений современного русского языка. С. Пб.: Политехника, 1997. 527 с … Словарь сокращений и аббревиатур

ВДП — Смотри вакуумно дуговой переплав (ВДП) … Энциклопедический словарь по металлургии

вдп. — водопад … Русский орфографический словарь

ВДП — вакуумно дуговой переплав ванна длительной пастеризации верхние дыхательные пути верхний допустимый предел воздушно десантная подготовка возимый дегазационный прибор Волго Донское пароходство … Словарь сокращений русского языка

ВДП — Syn: вакуум дуговий переплав, вакуум дуговий перетоп … Словарь синонимов металлургических терминов

ВДП НАТО — Военно дипломатическое представительство НАТО в России воен., РФ Словарь: Словарь сокращений и аббревиатур армии и спецслужб. Сост. А. А. Щелоков. М.: ООО «Издательство АСТ», ЗАО «Издательский дом Гелеос», 2003. 318 с … Словарь сокращений и аббревиатур

ВИКТОРИЯ — 1) водопад на р. Замбези; граница Замбии и Зимбабве. Открыл в 1855 г. англ, путешественник Д. Ливингстон и назвал в честь королевы Виктории. На языке макололо (группа банту) водопад называют Моси оа Тунья гремящий дым , связывая его с поднимаемым … Географическая энциклопедия

Что такое вдп в скважине

Словарь: С. Фадеев. Словарь сокращений современного русского языка. — С.-Пб.: Политехника, 1997. — 527 с.

Словарь сокращений и аббревиатур . Академик . 2015 .

Смотреть что такое "вдп." в других словарях:

ВДП — Смотри вакуумно дуговой переплав (ВДП) … Энциклопедический словарь по металлургии

вдп. — водопад … Русский орфографический словарь

ВДП — Syn: вакуум дуговий переплав, вакуум дуговий перетоп … Словарь синонимов металлургических терминов

КЛАССИФИКАЦИЯ ДАВЛЕНИЙ В СКВАЖИНЕ

зона — 3.11 зона: Пространство, содержащее логически сгруппированные элементы данных в МСП. Примечание Для МСП определяются семь зон. Источник: ГОСТ Р 52535.1 2006: Карты идентификационные. Машиносчитываемые дорожные документы. Часть 1. Машин … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

Природный газ — (Natural gas) Природный газ это один из самых распространенных энергоносителей Определение и применение газа, физические и химические свойства природного газа Содержание >>>>>>>>>>>>>>> … Энциклопедия инвестора

форма — 3.2 форма (form): Документ, в который вносятся данные, необходимые для системы менеджмента качества. Примечание После заполнения форма становится записью. Источник: ГОСТ Р ИСО/ТО 10013 2007: Менеджмент организации. Руководство по документированию … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

Горные породы — природные агрегаты минералов более или менее постоянного состава, образующие самостоятельные геологические тела, слагающие земную кору. Термин «Г. п.» впервые в современном смысле употребил (1798) русский минералог и химик В. М. Севергин … Большая советская энциклопедия

Управление энергией

Изначально нефтяной пласт — это черный ящик, содержащий нечто ценное. Чтобы попытки извлечь содержимое не оказались безуспешными, необходима подготовительная работа, которая позволит понять характер и свойства залежи

Профиль залежи

Разработка залежей углеводородов (УВ) начинается с оценки физико-химических свойств самих УВ и свойств пласта — давления, температуры. От совокупности этих данных будет зависеть способ извлечения нефти на поверхность.

Сначала необходимо определить тип месторождения. По содержанию различных углеводородов они делятся на газовые, содержащие преимущественно метан, в меньшей степени — бутан, пропан и другие газы; газоконденсатные — в этом случае небольшое количество легких нефтяных фракций под действием высокой температуры и давления растворено в газе в виде пара; газонефтяные — здесь ситуация обратная — часть газа образует газовую шапку, а часть при большом давлении растворяется в нефти; и, наконец, нефтяные — с различным количеством полностью растворенного попутного нефтяного газа.

Следующий шаг — определение химического состава нефти, влияющего на ее плотность, вязкость, закономерности движения в пласте и особенности эксплуатации месторождения. Компонентный состав нефти включает в себя как углеводороды с различной молярной массой — от легких до тяжелых, так и разные примеси — смолы, парафины, асфальтены. Тяжелая нефть — высоковязкая, выгнать ее из пласта непросто, для этого требуются дополнительные технологии. Но и добыча легкой нефти может быть осложнена. Так, парафины откладываются в трубах, а некоторые смолы способствуют прилипанию капель нефти к породе коллектора. Все эти факторы нужно учесть, прежде чем приступить к промышленной разработке месторождения.

Геофизические методы исследования скважин при бурении и эксплуатации

Геофизические методы исследования скважин (каротаж скважин) применяются для изучения характеристик залежи в околоскважинном и межскважинном пространстве. С их помощью можно получить информацию о глубине залегания нефтяного пласта, его толщине, пористости, температуре, проницаемости и литологическом составе пород коллектора, пластовом давлении, количестве и составе флюидов, вытекающих из разных интервалов эксплуатационной скважины, техническом состоянии самой скважины.

Геофизические исследования проводятся и в уже пробуренных скважинах, и во время их бурения, и даже во время процесса добычи. Исследования основаны на применении всевозможных физических методов, позволяющих регистрировать и затем изучать различные физические поля. Всего известно более 50 различных методов ГИС и их разновидностей. Их можно разделить на пять групп по типу исследуемых полей — электрические, ядерные, термические, сейсмоакустические, магнитные. Особенность современных геофизических исследований — в возможности оперативно передавать и обрабатывать получаемую информацию, а значит — быстро принимать решения о дальнейших работах на скважине и в целом на месторождении.

Под давлением

Отдельно изучаются свойства самого пласта. А именно — его энергетические характеристики. Любая нефтяная или газовая залежь обладает потенциальной энергией, которая в процессе разработки переходит в кинетическую и расходуется на вытеснение нефти и газа из пласта.

Энергия пласта обусловлена действием силы тяжести, а характеристикой, отражающей ее величину, принято считать пластовое давление. В частности, огромные массы верхнележащих пластов давят на породы коллектора и на содержащиеся в нем жидкости. Чем большее сжатие испытывает нефтяной пласт, тем значительнее накопившаяся в нем энергия упругих сил, которая впоследствии заставляет нефть выдавливаться из пласта в добывающую скважину. При вскрытии продуктивного пласта в скважине образуется зона пониженного давления, куда и устремляется жидкость. В результате извлечения нефти пластовое давление падает, что позволяет расширяться как самой нефти, так и зернам сжатой породы коллектора. Как следствие — поровое пространство, содержащее нефть, сужается, вытесняя нефть в скважину. Этот процесс может продолжаться до тех пор, пока давление в пласте не сравняется с давлением в скважине. Такой режим извлечения нефти из залежи называют упругим.

Впрочем, как правило, на нефть в пласте действует сразу несколько выталкивающих сил. Нередко решающим энергетическим фактором становится напор пластовых (подошвенных) вод. Подстилающая нефтяную залежь вода также находится под действием давления, зависящего от глубины. Как только нефть вытекает из пласта и пластовое давление понижается, вода начинает расширяться и устремляется в пласт, способствуя дальнейшему вытеснению нефти. Это упруговодонапорный режим. Если же пластовые воды имеют гидродинамическую связь с поверхностью земли и постоянно подпитываются от внешнего источника, то их давление на нефть может оказаться решающим, значительно превышающим действие сил упругости. В этом случае говорят о водонапорном режиме.

Уже на начальном этапе естественную энергию пласта поддерживают или увеличивают с помощью процесса поддержания пластового давления

Вносит свой вклад в общее дело и газ, всегда присутствующий в залежи в том или ином виде. Если месторождение содержит газовую шапку, то при падении пластового давления газ, так же как и вода, расширяется, вытесняя нефть (газонапорный режим). При отсутствии газовой шапки движущей силой может стать газ, растворенный в нефти. Здесь важен такой фактор, как давление насыщения, при котором газ растворяется в нефти. Если давление окружающей среды меньше давления насыщения, то газ расширяется и покидает жидкость, оказывая на нее вытесняющее воздействие. Такой режим называется режимом растворенного газа и в чистом виде проявляется при отсутствии связи с подошвенными водами, при близких или равных значениях начального пластового давления и давления насыщения, при повышенном газосодержании пластовой нефти. Недостаток такого режима в том, что дегазация пластовой нефти может приводить к существенному повышению ее вязкости и потере текучести.

Перечисленные выше режимы работы пласта — природные. Здесь перемещение нефти зависит лишь от действия естественных сил. Эксплуатация залежи с помощью природных режимов практикуется только на начальном этапе разработки и носит название первичной добычи. При этом может использоваться один или несколько режимов одновременно. Например, разработка большого месторождения может начинаться с режима растворенного газа, затем добавляется влияние газовой шапки, а при извлечении достаточного количества жидкости имеет смысл снизить давление в зоне, примыкающей к пластовым водам, и в полной мере задействовать водонапорный режим.

Гидродинамические исследования скважин

Гидродинамические исследования скважин (ГДИС) — это совокупность мероприятий, направленных на измерения различных параметров пласта и пластовых флюидов — давления, температуры, дебита и т.д. Основной метод ГДИС заключается в гидропрослушивании пласта, в ходе которого на пласт оказывается определенное воздействие, а затем изучается ответная реакция на это воздействие. На практике корректируется режим работы одной из скважин (возмущающей) и измеряется изменение давления в других скважинах (реагирующих). Смена режима работы возмущающей скважины может быть достигнута за счет остановки или, наоборот, пуска ее в работу, изменения забойного давления, а следовательно, и дебита скважины.

Цели проведения ГДИС различаются в зависимости от стадии разработки месторождения. Если речь идет о разведочном этапе, то определяются границы пласта, его проводимость, возможные дебиты. Во время промышленной разработки помимо характеристик пласта важной становится оценка эффективности выбранной сетки скважин. На заключительной стадии ГДИС позволяют отследить эффективность применения дополнительных усилий для повышения нефтеотдачи.

Искусство вытеснения

Нефтеотдача на природных режимах разработки залежи далеко не всегда обеспечивает экономическую эффективность. Поэтому нередко уже на начальном этапе естественную энергию пласта поддерживают или увеличивают с помощью процесса поддержания пластового давления (ППД) — дополнительной закачки в пласт воды или — реже — газа. Нагнетание жидкости в истощенный пласт принято называть вторичным методом добычи.

Создание искусственного водонапорного режима (заводнения) требует бурения нагнетательных скважин. В зависимости от того, в каком месте пласта бурятся эти скважины, заводнение называют законтурным, приконтурным или внутриконтурным. Выбор типа заводнения и взаимного расположения нагнетательных и добывающих скважин (сетки скважин) — одна из важнейших задач, от решения которой зависит эффективность разработки всего месторождения и отдельных его участков. Просчеты с выбором сетки скважин приводят к снижению дебитов, низким экономическим показателям разработки и быстрому обводнению (см. врез) залежи. К тому же каждая новая скважина — это существенное увеличение капитальных затрат.

0,7 достигает коэффициент извлечения нефти при водонапорном режиме добычи

Читайте также: