Что такое забойное давление в скважине

Обновлено: 07.07.2024

Пластовое и забойное давление. Понятие о статическом и динамическом уровне

Пластовое давление – давление, под которым находится жидкость и газ в нефтяном пласте. Пластовое давление – давление краевых вод, газа, породы, которые воздействуют на нефть и способствуют ее перемещению в пласте и выходу на поверхность.

Пластовое давление – естественное давление, ненарушенное извлечением из пласта или закачкой в него жидкости. Определяется при исследовании скважины в статическом режиме ( скважина остановлена). При этом скважинным эхолотом отбивается статический уровень жидкости в затрубном пространстве скважины, затем расчетным путем определяют пластовое давление. Оно зависит от глубины залегания пластов и изменяется под влиянием геологических процессов.

Забойное давление -- давление пластовой жидкости на забое скважины во время ее эксплуатации. Определяется при исследовании скважины в динамическом режиме ( скважина работает ). Измеряется, также скважинным эхолотом или глубинным манометром. Динамический уровень, это уровень жидкости в затрубном пространстве при режиме эксплуатации скважины. Чем больше забойное давление отличается от пластового давления, тем интенсивнее обмен между пластом и скважиной.

2. Гидрозащита погружного насоса; устройство, принцип действия.

Гидрозащита предназначена для защиты погружных маслонаполненных электродвигателей от проникновения пластовой жидкости в их внутреннюю полость, компенсации утечек масла и тепловых изменений его объема при работе электродвигателя и его остановках.

Обозначения гидрозащиты по ТУ 3381-026-21945400-97:

МГ – 5 == модернизированная гидрозащита МГ, 5 -- обозначение габаритной группы и номер разработки.

Гидрозащита типа Г состоит из двух сборочных единиц: протектора, который устанавливается между двигателем и насосом, и компенсатора, расположенного в нижней части двигателя.

Протектор гидрозащиты типа Г состоит из головки, верхнего, среднего и нижнего ниппелей, верхнего и нижнего корпусов и основания, соединенных между собой резьбовыми соединениями.

На валу протектора установлены три радиальных подшипника скольжения. На обоих концах вала имеются шлицы для соединения с двигателем и насосом. На валу последовательно установлены три торцевых уплотнения, зафиксированных пружинными кольцами. Внутри корпусов размещены две короткие диаграммы – верхняя и нижняя – концы которых посредством хомутов герметично закреплены на опорах. Внутренняя полость нижней диафрагмы при соединении протектора с двигателем сообщается с его внутренней полостью. Задиафрагменная полость нижней диафрагмы продольными каналами в нижнем ниппеле сообщена с внутренней полостью верхней диафрагмы, а полость верхней диафрагмы продольными каналами в среднем ниппеле сообщается с полостью между верхним и средним торцовыми уплотнениями. Протектор заполняют маслом через отверстия под пробки с обратными клапанами, выпуская при этом воздух через соответствующие пробки.

Защита от проникновения пластовой жидкости обеспечивается торцовыми уплотнениями и резиновой диафрагмой.

При работе электродвигателя и в процессе его включений и выключений заполняющее его масло периодически нагревается и охлаждается, соответственно изменяясь в объеме. Изменение объема масла компенсируется за счет деформации эластичной диаграммы компенсатора.

В процессе работы происходит утечка масла через торцевые уплотнения. По мере расхода масла диаграмма компенсатора складывается, а диаграммы протектора расширяются. После полного расхода масла из компенсатора наступает второй период работы гидрозащиты, когда используются компенсационные возможности диафрагмы протектора. При падении давления во внешней полости диафрагмы протектора, при остановке электродвигателя и охлаждении масла, обратный клапан открывается и впускает во внешнюю полость пластовую жидкость, выравнивая тем самым давления.

Последовательное дублирование эластичных диафрагм и торцовых уплотнений в протекторе повышает надежность защиты электродвигателя от попадания в него пластовой жидкости.

Поведение газа в скважине

Как известно, газ может находиться в скважине:
n в растворенном состоянии;
n в виде пузырьков, находящихся в покое относительно жидкости ( т. е. не всплывает самостоятельно ). Размер этих пузырьков равен :

n виде пузырьков, размер которых значительно мал относительно общего объема жидкости ( пузырьковый режим);
n в виде пузырей, диаметр которых соизмерим с диаметром трубы ( снарядный режим всплытия ) ;
n кольцевой режим, где газ занимает все сечение затрубного пространства, что характерно для выброса и фонтана.
Первые три положения сильной опасности не представляют, так как забойное давление снижается незначительно.

Если предполагать, что в скважину поступила компактная пачка газа ( например при подъеме инструмента ), то для идеальных условий при всплытии этого газа в закрытой скважине давление на забое почти удвоится. Так как в идеальных условиях объем газа не изменится ( в закрытой скважине ), то согласно закону Бойля-Мариотта

для идеального газа, давление тоже не меняется

На некоторой глубине произойдет выброс раствора, что приведет к резкому снижению забойного давления. Забойное давление в процессе подъема газа в скважине с открытым устьем, может оказаться ниже пластового, что неизбежно приведет к работе пласта и возможно к фонтану

Изменение объема газовой пачки и забойного давления при открытом устье

Как видно из выше изложенного, неконтролируемое всплытие газа в скважине может привести к катастрофическим последствиям.

Скорость всплытия газа зависит от режима всплытия. Так для пузырькового режима скорость всплытия колеблется от 300 до 350 м/час, а для снарядного от 600 до 900 м/час.

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 :

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.

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

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

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.

Забойное давление

забойное давление — 2.6 забойное давление: Давление, замеренное в скважине на глубине нижних дыр интервала перфорации. Источник … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

Забойное давление — ► bottom hole pressure Давление на забое работающей (эксплуатируемой) скважины. Замеряется глубинными манометрами. Изменяя величину забойного давления в скважинах, можно изменять дебит скважины в нужном направлении … Нефтегазовая микроэнциклопедия

Забойное давление

Краткий электронный справочник по основным нефтегазовым терминам с системой перекрестных ссылок. — М.: Российский государственный университет нефти и газа им. И. М. Губкина . М.А. Мохов, Л.В. Игревский, Е.С. Новик . 2004 .

Смотреть что такое "Забойное давление" в других словарях:

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.

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

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]

Определение пластового и забойного давления в нефтяной и газовой скважинах.

Пластовое давление – это давление, под которым находятся жидкость (нефть, вода) и газ, насыщающие поровое пространство и (или) трещины коллекторов нефтяных и газовых месторождений. Оно является существенным показателем для характеристики режима эксплуатации нефтяных и газовых месторождений.

Для определения пластового давления в нефтяных скважинах в настоящее время широко применяют глубинные манометры. На основании полученных значений по скважинам строят карты пластовых давлений или карты изобар, которые имеют большое значение для выявления характерных особенностей отдельных участков данного месторождения.

Для построения карт изобар измерения пластовых давлений должны быть выполнены за возможно короткий промежуток времени с тем, чтобы выявить распределение давлений в залежи на определенную дату разработки и эксплуатации месторождения. В тех случаях, когда измерения пластовых давлений по скважинам продолжаются в течение продолжительного времени, для приведения пластового давления к определенной дате вводятся поправки к давлению для каждой отдельной скважины по кривой падения пластового давления, свойственной данному участку пласта.

При невозможности непосредственного измерения давления на требуемой глубине в последующем делаются пересчеты давлений по глубине.

Если уровень жидкости в скважине расположен ниже ее устья, о чем можно судить по отсутствию избыточного давления на устье скважины, то Р_пл можно рассчитать по формуле:

где плотность жидкости;

ускорение свободного падения;

высота столба жидкости в скважине.

Если в неработающей скважине имеется избыточное давление (фонтанирующая скважина), то Р_пл определяют по формуле:

где высота столба жидкости в скважине, равная расстоянию от устья до середины пласта;

устьевое давление.

Следует иметь в виду, что плотность жидкости, заполняющей скважину, меняется с глубиной из-за изменения давления и температуры в скважине. Поэтому расчет Р_пл сопровождается некоторой погрешностью, а точное его значение можно определить только при непосредственном измерении скважинным манометром.

В газовых скважинах, ствол которых заполнен легкосжимаемым газом, Р_пл вычислить по барометрической формуле:

где

где расстояние от устья до середины интервала перфорации;

относительная плотность газа по воздуху;

средняя температура газа в стволе скважины;

коэффициент сверхсжимаемости газа, определяемый при средних значениях давления и температуры по стволу скважины.

Нельзя определить среднее давление по стволу скважины при неизвестном Р_пл, поэтому средний коэффициент сверхсжимаемости и Р_пл рассчитывают методом последовательных приближений. В качестве средней температуры берут температуру, вычисляемую по формуле:

где соответственно абсолютные температуры на забое и устье скважины.

Забойное давление – давление флюида на забое эксплуатируемой нефтяной, газовой или водяной скважины. Оно характеризует энергию пласта, обусловливающую подъём жидкости (или газа) в стволе скважины. Для измерения забойного давления применяются специальные глубинные манометры, спускаемые на забой скважины на проволоке или на колонне насосно-компрессорных труб (лифтовые манометры). Для спуска глубинных приборов в скважину, эксплуатируемую фонтанным, газлифтным или насосным (когда в скважину насосное оборудование спущено на колонне НКТ) способом, используют специальное устройство на устье скважины, называемое лубрикатором (в этом случае спуск приборов осуществляется без остановки скважины).

Однако не всегда имеется возможность спуска прибора на забой скважины, в этом случае используют расчетные формулы, вид которых зависит от способа эксплуатации скважины.

Забойное давление в нефтяной фонтанной скважине:

где – избыточное давление на устье скважины;

средневзвешенная плотность газожидкостной смеси в скважине;

– ускорение свободного падения;

– глубина скважины.

Забойное давление в нефтяной простаивающей скважине:

где статический уровень жидкости в скважине (определяется методом эхолотирования).

Забойное давление в нефтяной скважине с механизированными способами добычи:

где динамический уровень жидкостив скважине (определяется методом эхолотирования).

Забойное давление простаивающей газовой скважины:

где коэффициент сверхсжимаемости газа;

средняя температура в скважине;

средневзвешенная плотность газа в стволе скважины.

Забойное давление газовой скважины при ее эксплуатации:

где

где газовая постоянная;

коэффициент гидравлического сопротивления;

внутренний диаметр фонтанных труб.

Также можно провести приближенный расчет забойного давления в скважине. Он обычно проводится путем пересчета высоты столба динамического (статического) уровня жидкости (Н_дин) на давление.

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Величина забойного давления должна исключать, в первый период эксплуатации, возможность выпадения и накопления конденсата в призабойной зоне вследствие опасности проявления запирающего эффекта конденсатной пробки в низкопроницаемых коллекторах данного месторождения. [1]

Одновременно регистрируется величина забойного давления . [3]

В общем величины динамического забойного давления , вычисленные различными методами, близко совпадают друг с другом. Соответствие между замеренными и вычисленными величинами также удовлетворительное. Однако все замеренные величины ниже вычисленных, что, по-видимому, свидетельствует о какой-то систематической ошибке в измеренных величинах или в данных, использованных для вычислений. [5]

Существенно снизить величину забойного давления в скважинах, внешних эксплуатационных рядов не позволяло существующее скважинное оборудование для отбора жидкости, а повышение величины забойного давления в скважинах, внутренних эксплуатационных рядов связано со снижением существующего уровня добычи нефти. [6]

Существенно снизить величину забойного давления в скважинах внешних эксплуатационных рядов не позволяло существующее скважинное оборудование для отбора жидкости, а повышение величины забойного давления в скважинах внутренних эксплуатационных рядов связано со снижением существующего уровня добычи нефти. [7]

Определенная таким образом величина забойного давления является приближенной, так как в результате прямой промывки ( рабочий агент подается в затрубное пространство и изливается из скважины через НКТ) в кольцевом пространстве возможно формирование столба нефти и водонефтяной смеси. [9]

В зависимости от величины забойных давлений при эксплуатации обоих пластов могут быть применены два варианта этой схемы. [10]

Имея данные о величинах забойных давлений и дебитов продукции скважины, можно выразить аналитически зависимость дебита продукции от забойного давления. [11]

Условием фонтанирования является достаточность величины забойного давления для подъема газожидкостной смеси и обеспечения необходимого давления на устье скважины. [12]

Ниже рассмотрена задача оценки величины забойного давления по замерам их динамического уровня и затрубного давления. Для решения этой задачи разработан и апробирован алгоритм расчета гидростатического давления в скважине с учетом газа, выделяющегося из нефти. Показано, что этот алгоритм может быть использован также для интерпретации результатов исследования скважин с ЭЦН, оборудованных датчиками давления на приеме и регуляторами частоты вращения двигателя. [13]

При спуско-подъемных операциях на величину забойного давления при движении труб в скважине влияют следующие факторы: скорость движения колонны труб, особенно ниже 1000 м; величина ускорения; площадь - кольцевого зазора; степень заполнения колонн жидкостью из скважины; реологическая характеристика жидкости. Наибольшие давления развиваются при спуске труб с обратным клапаном. [14]

Первая группа методов предполагает снижение величины забойного давления и увеличение репрессии. [15]

Читайте также: