Допустимая величина депрессии на стенки скважины при бурении с давлением на забое меньше пластового
Обновлено: 07.07.2024
Допустимая величина депрессии на стенки скважины при бурении с давлением на забое меньше пластового
2.7.2.2. Крепить и раскреплять резьбовые соединения бурильных труб и других элементов компоновки бурильной колонны вращением ротора запрещается.
2.7.2.3. При спуске бурильной колонны запрещается включать клиновой захват до полной остановки колонны.
2.7.2.4. Подводить машинные и автоматические ключи к колонне бурильных (обсадных) труб разрешается только после посадки их на клинья или элеватор.
2.7.2.5. Скорости спуско-подъемных операций с учетом допустимого колебания гидродинамического давления и продолжительность промежуточных промывок регламентируются проектом. При отклонении реологических свойств бурового раствора и компоновок бурильной колонны от проектных необходимо внести коррективы в регламент по скорости спуско-подъемных операций с учетом допустимых колебаний гидродинамического давления.
2.7.2.6. При подъеме бурильной колонны наружная поверхность труб должна очищаться от бурового раствора с помощью специальных приспособлений (обтираторов).
2.7.2.7. При появлении посадок во время спуска бурильной колонны следует произвести промывку и проработку ствола скважины в интервалах посадок.
2.7.2.8. На устье необходимо устанавливать устройство, предупреждающее падение посторонних предметов в скважину при отсутствии в ней колонны труб и при спуско-подъемных операциях.
2.7.2.9. Свечи бурильных и утяжеленных бурильных труб, устанавливаемые в вышке, должны страховаться от выпадения из-за пальца.
2.7.2.10. Запрещается проводить спуско-подъемные операции при:
- отсутствии или неисправности ограничителя подъема талевого блока, ограничителя допускаемой нагрузки на крюке;
Бурение скважин на депрессии и репресии
Бурение скважин на депрессии (UBD)- это технология бурения с отрицательным дифференциальным давлением в системе скважина-пласт, когда пластовое давление превышает давление столба жидкости в скважине.
Бурение скважин на депрессии (UBD)- это технология бурения с отрицательным дифференциальным давлением в системе скважина-пласт, когда пластовое давление превышает давление столба жидкости в скважине.
В этих условиях фильтрат бурового раствора, жидкость глушения и тд не попадают в продуктивный пласт, что не приводит к ухудшения коллекторских свойств пласта.
При создании депрессии на пласт в скважину будет поступать пластовый флюид (газ, нефть, вода) с различным дебитом.
Дебит флюида зависит от значения депрессии и коллекторских свойств пласта.
Обычно продуктивность пласта определяют в результате проведения комплексных газогидродинамических, гидрогеологических и геофизических исследований после его вскрытия и в законченной бурением скважине.
Бурение скважин на депрессии позволяет:
- минимизировать загрязнение пласта, в тч призабойной зону пласта (ПЗП);
- обеспечить одновременное повышение коэффициента извлечения нефти (КИН) и притока, в связи с минимизацией повреждения коллекторов;
- увеличить показатель проходки на долото и увеличить механическую скорости бурения, в связи со снижением угнетающего давления на забой скважины;
- снизить отрицательное воздействие бурового раствора на его коллекторские свойства.
Технология депрессивного бурения позволяет эффективно поддерживать (регулировать) заданное дифференциальное давление в системе скважина - пласт, что снижает вероятность поглощения промывочной жидкости, флюидопроявления, осыпей, обвалов и других осложнений ствола скважины.
Агента при использовании этой технологии применяют:
- раствор низкой плотности, к примеру, воду или нефть;
- аэрированные растворы, газифицированные воздухом, азотом, природным газом или даже отходящие газы двигателей внутреннего сгорания (ДВС).
При использовании технологии бурения на депрессии дебит скважины вырастает в разы.
Эффективность этой технологии снижает ее высокая стоимость.
Бурение на депрессии не всегда допустимо.
Допустимая депрессия на стенки скважины при бурении не должна превышать 10-15 % эффективных скелетных напряжений (разность между горным и поровым давлением пород).
При освоении скважин допустимая депрессии определяется из условия обеспечения устойчивости призабойной зоны пласта и сохранности цементного кольца за обсадной колонной.
Депрессия в 10-15 % эффективных скелетных напряжений пренебрежимо мала, в других случаях - велика или даже недопустимо велика.
К примеру, на истощенных месторождениях (особенно газоконденсатным и газовым), где падение пластового давления к первоначальному уровню доходит до 4 раз, использование этой технологии возможно с учетом величины коэффициента аномального давления пластов (kа) в зависимости от глубины.
для kа = 0,5 - 1,0 минимальная глубина составит примерно 1 км, для kа = 1,5 - не менее 2,5 км, kа = 2,0 - более 4 км.
В настоящее время наиболее распространено бурение на репрессии, когда давление столба жидкости в скважине превышает пластовое давление.
Вскрытие пласта происходит за счет циркуляции бурового раствора средней плотности 1,2 - 1,3 т/м 3 .
Бурение на репрессии эффективно на скважинах незначительной глубины и в неустойчивых грунтах.
Недостатком является относительно быстрое снижение дебита.
За 20 лет продуктивность добычи может снижаться в интервале 5 - 60 раз из-за быстрого падения скважинной проницаемости забойного пласта (ПЗП).
Это происходит при кольматации (закупоривании), независимо от используемого инструмента и типа бурового оборудования.
Контроль пластового давления и температуры при разработке залежей
Энергетические ресурсы залежи на каждом этапе ее разработки характеризуются значением пластового давления Рплтек.
Энергетические ресурсы залежи на каждом этапе ее разработки характеризуются значением пластового давления Рплтек.
С началом эксплуатации залежи в результате отбора из нее нефти (газа) в зоне отбора происходит снижение пластового давления.
В последующем в зависимости от режима работы залежи, годовых объемов добычи и т.д. в изменении пластового давления могут наблюдаться различные тенденции.
Пластовое давление в продуктивном горизонте на какую-либо дату, устанавливающееся при работе практически всего фонда скважин, называют текущим или динамическим пластовым давлением.
Получение и анализ данных о текущем пластовом давлении в различных точках залежи и по залежи в среднем - важнейшая часть контроля за разработкой залежи.
Использовать для контроля за изменением пластового давления абсолютные его значения неудобно, особенно при большой высоте залежи, поскольку значение начального пластового давления тесно связано с глубиной залегания пласта - оно увеличивается с возрастанием глубины.
В процессе разработки на одних участках залежи давление может снижаться, на других - стабилизироваться, на третьих - возрастать.
Рост давления после некоторого периода его снижения может быть обусловлен уменьшением отбора жидкости из пластов или искусственным воздействием на пласты. Выявление этих, иногда противоположных тенденций на фоне различных, обусловленных глубинами залегания горизонта значений начального давления в разных частях залежи, встречает значительные трудности. Поэтому при контроле за энергетическим состоянием залежи обычно пользуются значениями приведенного пластового давления.
Приведенное пластовое давление - это давление, замеренное в скважине и пересчитанное на условно принятую горизонтальную плоскость. Обычно это плоскость, соответствующая значению средней абсолютной отметки начального ВНК или ГВК. В некоторых случаях могут быть использованы и другие горизонтальные плоскости, например, при большой высоте залежи - плоскость, делящая объем залежи пополам.
Положение поверхности приведения сохраняется постоянным до завершения разработки. Приведенное давление Рпл.пр. вычисляют по формуле:
где Рпл.з - замеренное в скважине пластовое давление; h- расстояние между точкой замера и условной плоскостью; r - плотность воды, нефти или газа (в зависимости от того, в какой скважине - нагнетательной, добывающей нефтяной или газовой - сделан замер), g - ускорение свободного падения
Поправку rgh вычитают при положении точки замера давления ниже условной плоскости и прибавляют при ее положении выше этой плоскости. На рис 80 в законтурных водяных скв.
1 и 2 замеры давления произведены ниже условной плоскости, поэтому поправка должна вычитаться из замеренной величины.
В водяной законтурной скважине 3 замер по техническим причинам выполнен выше условной плоскости, поэтому поправка прибавляется к значению замеренного давления.
В этих трех скважинах поправку определяют с учетом плотности пластовой воды. По всем остальным скважинам замеры выполнены выше условной плоскости, поэтому поправку прибавляют к замеренным значениям, при этом учитывают плотность: по скважине 4, где пласт обводнен в процессе разработки, - воды, по скважине 5 - нефти.
Характер распределения приведенного текущего пластового давления в пределах залежи можно показать в виде схематического профиля.
На рис 81 горизонтальная линия 1 соответствует приведенному начальному пластовому давлению, имеющему одинаковые значения по площади залежи. При вводе в эксплуатацию первой скважины в пласте происходит радиальное движение жидкости или газа к ней, и вокруг
скважины образуется локальная (местная) воронка депрессии давления.
В пределах воронки давление изменяется по логарифмической кривой 2. При этом начальное пластовое давление остается практически постоянным.
Линия 2 в сочетании с линией 1 отражает распределение давления в пласте после ввода первой скважины.
Давление в пласте у забоя скважины при ее работе называют забойным давлением P заб.
По мере разбуривания залежи, дальнейшего ввода скважин в эксплуатацию и увеличения таким путем общего отбора жидкости из залежи воронки депрессии давления на забоях скважин сближаются, одновременно происходит постепенное снижение пластового давления в залежи в целом.
Образуется общая для залежи воронка депрессии давления, осложненная локальными воронками скважин.
Повышенное положение точек на кривой давления между действующими скважинами соответствует значению текущего (динамического) пластового давления. Кривая 3 на рис 81, проходящая через эти точки, характеризует текущее пластовое давление в залежи.
Видно, что приведенное текущее пластовое давление снижается от контура питания к центральной части залежи.
Характер распределения в пласте давления при внутриконтурном нагнетании в пласт воды или другого рабочего агента (в приведенном случае - при разрезании залежи на блоки) показан на рис 82. Локальные воронки действующих нагнетательных скважин обращены вершинами вверх.
Динамическое пластовое давление вблизи нагнетательных скважин обычно превышает начальное пластовое давление на 15-20%, а иногда и более. Положение каждого разрешающего ряда соответствует искусственному контуру питания.
Динамическое пластовое давление в различных частях залежи можно определить путем замера его в имеющихся отдельных простаивающих скважинах и в специально останавливаемых единичных скважинах (при сохранении фонда ближайших к ним скважин в работе).
Замеренное в остановленной скважине давление будет соответствовать динамическому при условии, что замер выполнен после прекращения движения жидкости в прискважинной зоне и стволе скважины.
Значения забойного давления в скважине определяют в период установившегося режима ее работы, пластового - после продолжительной остановки скважин (от нескольких часов до суток и более).
Для получения данных о забойном и пластовом давлении глубинный манометр спускают в скважину к середине пласта и в течение некоторого времени фиксируют забойное давление. Затем скважину останавливают, после чего перо манометра регистрирует выполаживающуюся кривую восстановления давления (КВД)
рис 82. Схематический профиль приведенного пластового давления залежи при внутриконтурном нагнетании воды.
Скважины: 1 - нагнетательные, 2 - добывающие; части пласта: 3 - нефтенасыщенные, 4 - промытые водой, 5 - динамическое пластовое давление (общие воронки депрессии давления); 6 - локальные воронки депрессии (репрессии); Р пл.нач - начальное пластовое (приведенное) давление; забойное давление: Р заб.д - в нагнетательной скважине, Р заб.наг. - в добывающей скважине
от забойного до динамического пластового.
Характер КВД в добывающей и нагнетательной скважинах показан на рис 83. По окончании исследования скважину вводят в эксплуатацию.
При наличии достаточного опыта, когда становится известной необходимая в конкретных геологических условиях продолжительность остановки скважины для восстановления давления, замер динамического пластового давления можно проводить, спуская манометр в конце остановки, без снятия КВД.
Динамическое пластовое давление залежи в целом освещается замерами его в скважинах, останавливаемых в последовательности, обеспечивающей неизменность условий дренирования залежи в районе исследуемой скважины.
Не следует допускать одновременной остановки близко расположенных друг к другу скважин, поскольку при этом давление на исследуемом участке залежи восстановится до значений выше динамического, сформировавшегося при работе всех скважин.
В то же время для оценки состояния пластового давления залежи на определенную дату данные о нем должны быть получены в возможно большем количестве скважин в короткий срок.
Контроль за изменением пластового давления в продуктивном пласте в целом в процессе разработки залежи проводят с помощью карт изобар.
Картой изобар называют нанесенную на план расположения забоев скважин систему линий (изобар) с равными значениями динамического пластового давления на определенную дату.
Эта карта отображает особенности общего распределения динамического пластового давления в залежи, без учета локальных воронок депрессии каждой скважины.
Карты изобар составляют обычно на конец каждого квартала.
В периоды продолжительной стабилизации давления их можно составлять раз в полугодие.
Полугодовой интервал может быть установлен также в исключительно сложных для исследования скважин условиях - при резкой пересеченности рельефа, заболоченности местности, в условиях шельфа и др.
При построении карты используют данные о приведенном пластовом давлении. Для решения некоторых специальных задач могут быть построены карты абсолютного (замеренного у пласта) динамического пластового давления.
При построении карты на установленную дату следует использовать замеры давления в скважинах, максимально приближенные во времени к этой дате.
На практике в связи с необходимостью поочередной остановки скважин для замера выполнение нужного количества измерений требует значительного времени - до 1-2 месяцев, и более.
При использовании данных о давлении, полученных значительно раньше даты составления карты, необходимо в замеренные значения давления вносить поправку на время.
Это можно приближенно выполнить с учетом общей тенденции снижения давления, выявленной по данным прошлых карт изобар (рис 84, сплошная линия) и проявляющейся в периоде накопления последних данных (штрихпунктирная линия).
Интервал между изобарами на карте выбирают исходя из общего диапазона значений давления в пределах залежи.
Карта изобар (рис 85) служит основой для определения среднего динамического пластового давления на определенную дату по залежи (или отдельным ее частям).
Среднее динамическое пластовое давление в залежи можно представить как давление, которое установилось бы в ней после прекращения эксплуатации залежи и полного его перераспределения и выравнивания (в условиях изоляции залежи от окружающей среды).
Среднее динамическое пластовое давление залежи определяют с помощью карты изобар как среднее взвешенное по ее площади или объему.
рис 85 Карта изобар
1- внешний контур нефтеносности; 2 - добывающие скважины; 3 - законтурные (пъезометрические); 4 - изобары, атм; 5- элемент залежи между соседними изобарами
Среднее взвешенное давление по площади находят по формуле
где pi - среднее арифметическое значение давления в пределах i-го элемента залежи между соседними изобарами; fi - площадь i-го элемента залежи, замеряемая по карте; F -площадь залежи; n - количество элементов площади залежи с разными средними значениями давления.
Для определения среднего взвешенного давления по объему залежи -последовательно выполняют следующие операции.
1. Строят карту равных значений нефте(газо)насыщенной толщины пластаh и по ней определяют значения fi, и hi, для элементов площади между отдельными изопахитами.
2. Строят карту равных значений произведения ph, где р - приведенное пластовое давление.
Значения этого произведения в разных точках пласта могут быть получены одним из двух способов: путем совмещения карты нефтегазонасыщенной толщины с картой изобар и определения значений ph в точках пересечения изолиний этих карт; по данным замеренных значений р и h по скважинам.
3. По карте равных значений произведения ph определяют площади элементов s, между соседними изолиниями и соответствующие элементам площади средние значения (ph)i
4. Находят среднее значение по формуле
где V - нефте(газо)насыщенный объем залежи; n - количество элементов площади с разными средними значениями ph; т - количество элементов площади залежи с разными средними значениями h.
По нефтяным залежам среднее пластовое давление определяют как среднее взвешенное по площади при относительно небольшой толщине
продуктивных пластов (единицы и первые десятки метров), как среднее взвешенное по объему - при большой средней толщине (многие десятки и сотни метров).
Залежам газа свойственна обычно значительная толщина продуктивных пластов, для них определяют среднее пластовое давление как среднее взвешенное по объему.
Средние значения давления определяют не только для залежи в целом, но при необходимости и для различных ее зон и участков, представляющих самостоятельный интерес.
С помощью карт изобар можно выявлять степень связи залежи с законтурной зоной, определять фильтрационную характеристику пластов. Они дают наглядное представление об энергетических возможностях залежи в целом и отдельных ее частей.
Совместное рассмотрение карт изобар, составленных на несколько дат, позволяет судить об эффективности принятой системы разработки и отдельных технологических мероприятий по совершенствованию процесса разработки.
Карты изобар можно использовать для прогнозирования поведения давления и перемещения контуров нефтеносности.
Перепады давления в пласте при добыче нефти и газа. комплексные показатели фильтрационной характеристики пластов
Как уже указывалось, при разработке залежи в продуктивном пласте образуются воронки депрессии давления - общая по залежи в целом и локальные в районе каждой добывающей и нагнетательной скважины.
Перепад давления, соответствующий локальной воронке, применительно к добывающей скважине называют депрессией на забое скважины DРскв.д, применительно к нагнетательной скважине -репрессией на забое скважины DРскв.д. В качестве обобщающего термина (для добывающих и нагнетательных скважин) наиболее часто применяют терминперепад давления в скважине.
В добывающей скважине забойное давление DРзаб.д
меньше текущего пластового давления DРпл.тек
величину депрессии, в нагнетательной скважине DРзаб.н больше DРпл.тек
на величину репрессии. Соответственно перепады давления в добывающей и нагнетательной скважинах определяются выражениями
При установившейся фильтрации жидкости депрессия на забое добывающей скважины и репрессия на забое нагнетательной скважины находятся в прямой связи соответственно с дебитом по жидкости qж и приемистостью W:
Здесь К' и К- коэффициент продуктивности и коэффициент приемистости скважины, выражаемые соответственно в (т/сут)/0,1 MПа и в (м3/сут)/0,1 МПа и характеризующие изменение дебита и приемистости скважины на единицу изменения перепада давления в скважине. Коэффициенты К' и К. для одной и той же скважины обычно имеют разные значения.
Поэтому для скважины, сначала дававшей нефть, а затем переведенной под нагнетание воды с целью совершенствования системы воздействия, эти коэффициенты должны определяться самостоятельно при добыче нефти и при закачке рабочего агента.
Дебит скважины по жидкости qж и приемистость скважины W при установившейся фильтрации жидкости определяют по уравнениям:
где kпр - проницаемость пласта; h - толщина пласта; DРскв.д(н) =Рпл-Рзаб в добывающей (нагнетательной) скважине; Rк - радиус условного контура питания скважины: rпр - приведенный радиус скважины; и m,- соответственно вязкость нефти и воды.
Радиус условного контура питания скважины Rк принимают равным половине расстояния между скважинами.
Приведенный радиус скважины rпр - радиус условной совершенной скважины, принимаемой в качестве эквивалента реальной скважины, несовершенной по качеству и степени вскрытия пласта, но имеющей те же дебит и депрессию.
Соответственно : коэффициенты продуктивности и приемистости
представляют собой комплексные характеристики соответственно добывных возможностей и приемистости скважины.
На практике коэффициент продуктивности (приемистости) определяют путем исследования скважины методом установившихся отборов. Метод основан на измерении дебита и забойного давления при нескольких стабилизировавшихся режимах работы скважины. Полученные результаты выражают в виде зависимости между дебитом и депрессией на забое скважины (индикаторной диаграммы) (рис 86).
При фильтрации жидкости индикаторные линии обычно прямолинейны по всей длине или на начальном участке.
рис 86. Индикаторные диаграммы добывающих (а) и нагнетательных (б) скважин:
q" - дебит скважин по нефти; W - приемистость скважин; Др - депрессия (репрессия) на забое скважины
По добывающим скважинам при больших значениях дебита они могут быть изогнутыми в результате нарушения линейного закона фильтрации вблизи скважины, уменьшения проницаемости в связи со смыканием трещин при значительном снижении забойного давления. По нагнетательным скважинам основной причиной искривления индикаторных линий является раскрытие микротрещин в пласте по мере увеличения забойного давления.
Уравнение прямолинейной индикаторной линии добывающей нефтяной скважины имеет вид
При прямолинейном характере индикаторной кривой коэффициент K'(K")остается постоянным в интервале исследованных режимов и численно равен тангенсу угла между кривой и осью перепада давления.
На искривленном участке индикаторной кривой коэффициент продуктивности (приемистости) изменчив и для каждой точки кривой определяется как отношение дебита (приемистости) к соответствующему перепаду давления. Значение коэффициента продуктивности (приемистости) используют для прогноза дебитов (приемистости) скважины при перепадах давления, допустимых в рассматриваемых геологических и технических условиях.
В промыслово-геологической практике часто пользуются удельным коэффициентом продуктивности (приемистости) Куд, характеризующим значение коэффициента продуктивности (приемистости) К' ( К) на 1 м работающей толщины пласта h:
Этот показатель используют при обосновании кондиционных значений параметров продуктивных пластов, при сравнении фильтрационной характеристики пластов разной толщины и в других случаях.
Дебит газа qг в скважине при установившейся фильтрации прямо пропорционален разности квадратов значений давления P2пл - P2заб
где kпр - коэффициент проницаемости; h - эффективная толщина; Тст = 273 К; Тст
- (273 - tпл); Pат = 105
Па; m -вязкость пластового газа; Z - коэффициент сверхсжимаемости газа; Rк - условный радиус контура питания; rпр - приведенный радиус скважины.
В отличие от уравнения притока нефти к скважине в уравнении притока газа дробь в его правой части не является коэффициентом продуктивности, так как в связи с нелинейностью фильтрации газа дебит его пропорционален не депрессии, а некоторой нелинейной функции давления. Этот коэффициент пропорциональности может быть определен с помощью индикаторной линии, построенной в координатах qг и (P2пл.тек - Р2заб)/ qг (рис 87). Уравнение индикаторной линии имеет вид
где А и В-
коэффициенты фильтрационного сопротивления, зависящие от параметров пласта в призабойной зоне (А) и от конструкции скважины (В).
Коэффициент А
численно равен значению (P2пл.тек - Р2заб)/ qг в точке пересечения индикаторной линии с осью ординат. Дробь в правой части уравнения соответствует 1/А, т.е.
По данным исследования скважин (по методу установившихся отборов)оценивается основная фильтрационная характеристика пласта -коэффициент проницаемости, а также комплексные характеристики пластов, учитывающих одновременно два-три основных свойства продуктивных пластов, оказывающих влияние на разработку залежей.
Наиболее применяемые комплексные характеристики продуктивных пластов.
1. Коэффициент гидропроводности
где kпр - проницаемость пласта в районе исследуемой скважины; h -работающая толщина пласта; m - вязкость жидкости или газа. Размерность коэффициента м5/(Н×с).
Коэффициент e - наиболее емкая характеристика продуктивного пласта, определяющая его производительность в скважине.
2. Коэффициент проводимости
Размерность коэффициента м4/(Н×с): он характеризует подвижность флюида в пластовых условиях в районе скважины.
3. Коэффициент пьезопроводности
где kп - коэффициент пористости пласта; bж и bс - коэффициенты сжимаемости пластовой жидкости и пористой среды; kпbж - bс - коэффициент упругоемкости пласта b*.
Размерность коэффициента пьезопроводности м2/с.
Коэффициент характеризует скорость перераспределения давления в пласте (последнее происходит не мгновенно, а в течение некоторого времени вследствие упругости породы и содержащейся в ней жидкости).
Значения параметров пласта, необходимые для получения комплексных характеристик указанным путем, получают другими независимыми методами. Коэффициент проницаемости и комплексные характеристики пласта можно определить с помощью других гидрогазодинамических методов исследования скважин и пластов
Основными источниками пластовой энергии являются: напор краевой и подошвенной вод, давление газа газовой шапки и растворенного газа в нефти после его выделения из раствора, сила тяжести, упругость пласта и насыщающих его флюидов (нефти, воды, газа). Эти силы проявляются совместно или раздельно.
Таким образом энергетические ресурсы пласта характеризуются существующим в нем давлением. Чем оно выше, тем полнее может быть использована залежь нефти.
В процессе эксплуатации для рационального использования энергии пласта необходим постоянный контроль распределения пластового давления в залежи.
Осуществляется это путем систематических замеров забойных и пластовых давлений и построением карт изобар.
Изобара - это линия, соединяющая точки с одинаковыми значениями пластовых давлений, приведенных к условной уровенной поверхности.
Под забойным давлением понимается давление на забое скважины, которое замеряется во время установившейся работы скважины.
Ему соответствует динамический уровень в скважине.
Под пластовым давлением понимают давление в пласте между скважинами, установившееся во время работы всех скважин.
Это давление берется за основу при вычислении коэффициента продуктивности скважины и проницаемости пласта, а также используется при анализе разработки месторождения и в гидродинамических расчетах.
Значения Рпласт. в различных точках залежи неодинаковы.
Они меняются во времени и в процессе разработки.
За начальное пластовое давление принимают статистическое забойное давление 1й скважины, вскрывшей пласт, замеренное до отбора из пласта какого-нибудь значительного количества пластовой жидкости.
Эти единичные замеры, возможные лишь в определенных точках залежи не могут быть приняты для всей залежи в целом.
Поэтому для определения среднего Р пласт. , полученные замеры по первым скважинам пересчитывают на среднюю точку объема залежи, на середину этажа нефтеносности .
Когда размеры залежи значительны - желательно иметь данные о начальном Р пласт. по скважинам , расположенным в центральной ее части и замеры Р пласт. по каждой скважине , пробуренной в период пробной эксплуатации.
При извлечении из залежи нефти или газа Р пласт. падает и оказывается ниже начального ( в случае естественной разработки, без воздействия на пласт).
Поэтому, чтобы определить Р пласт. на любую дату определяют текущее пластовое давление, т.е. статистическое забойное давление, замеренное по состоянию на ту или иную дату в скважине, в которой после ее остановки установилось относительное статистическое давление.
Все другие скважины являются рабочими, в пласте не устанавливается относительное статистическое равновесие.
Поэтому в качестве текущего пластового давления замеряют динамическое пластовое давление.
Для наблюдения за процессом разработки пласта необходимо систематически замерять пластовое давление в эксплуатационных скважинах.
Эти замеры производятся глубинными манометрами.
Их использование (когда измерение идет манометром по стволу скважины ) дает возможность определить истинную плотность жидкости и газа при данных давлении и температуре с учетом наличия растворенного газа в водонефтяной смеси.
При фонтанном или компрессорном способе эксплуатации, когда невозможно применять глубинный манометр, Р пласт. определяют по формулам расчетным путем.
Приток под контролем
Бурение на депрессии — современная технология строительства скважин, которая позволяет более эффективно разрабатывать сложные запасы.
При традиционном способе бурения плотность бурового раствора подбирают так, чтобы давление жидкости в скважине (забойное давление) было выше пластового. Столб бурового раствора задавливает нефть и газ, находящиеся в пласте, не позволяя им вырваться наружу и создать риск аварии.
Чтобы продолжать бурение дальше, нужно удерживать равновесие между поглощением раствора и притоком в скважину пластового флюида — давление в пласте и в скважине должно быть одинаковым. На практике забойное давление делают чуть ниже, позволяя нефти и газу поступать в скважину, но происходит это под жестким контролем, так, чтобы скважина не начала фонтанировать. В качестве промывочной жидкости обычно используют нефть, которая легче воды, иногда с добавлением азота для дополнительного снижения плотности. Это и есть бурение на депрессии. Оно дает возможность вскрывать значительно больше трещин, повышая эффективность разработки карбонатных трещиноватых коллекторов.
руководитель проекта по бурению
на депрессии,
«Газпромнефть-Восток»:
Технология бурения на депрессии была опробована на Арчинском месторождении «Газпромнефть-Востока» в Томской области. Его особенности — карбонатный коллектор с поровой емкостью и умеренной трещиноватостью, а также высокое газосодержание пласта. При бурении здесь нередко возникали разнообразные осложнения, аварийные ситуации, катастрофические поглощения бурового раствора. При этом продуктивность скважин на этом месторождении сильно зависит от количества вскрытых при бурении природных трещин. Строительство первой же скважины по технологии бурения на депрессии позволило вскрыть 15 продуктивных трещин, что в семь раз превышает результаты традиционных методов бурения. Протяженность горизонтального участка ствола составила 770 метров. При бурении скважины было задействовано оборудование общим весом более 400 тонн. Полученный дебит 160 тонн сырья в сутки более чем вдвое превосходит средние показатели аналогичных скважин. Сейчас на Арчинском месторождении с использованием технологии бурения на депрессии построено уже три скважины. По результатам этих работ технология будет тестироваться и на других активах «Газпром нефти», содержащих трещиноватые карбонатные коллекторы.
Однако это требует использования достаточно сложного и дорогостоящего оборудования. Чтобы загерметизировать устье скважины, не прекращая бурения и спуско-подъемных операций, используется роторно-устьевой герметизатор. Штуцерный манифольд позволяет регулировать давление в затрубном пространстве, откуда промывочная жидкость поступает на поверхность. Высокоточные расходомеры обеспечивают измерение всех параметров поступающей жидкости. А специализированное программное обеспечение обрабатывает данные, поступающие с датчиков, и контролирует весь процесс.
Еще одно преимущество технологии — возможность начать добычу уже в процессе строительства скважины. Речь идет о той нефти, которая поступает в скважину из пласта в процессе бурения. Ее излишки удаляют на поверхности. К примеру, во время работы на Арчинском месторождении уже в процессе бурения было получено 450 тонн нефти. Кроме того, используемое оборудование позволяет вводить скважины в эксплуатацию в течение двух суток после окончания бурения — в восемь раз быстрее, чем обычно. За это время на первой скважине было дополнительно получено еще 2700 тонн нефти.
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.
Читайте также: