Понятия о коэффициенте аномальности пластового давления, индексе давления поглощения и поровом давлении в суспензии

где рв — плотность пресной воды.

Индексом давления поглощения будем называть отношение давления рп на стенки скважины, при котором возникает поглощение промывочной жидкости, к давлению столба воды высотой от рассматриваемого объекта до устья

Величину давления поглощения определяют опытным путем по данным наблюдений в процессе бурения либо с помощью специальных исследований в скважинах. Величина отношения kп/kа может изменяться от одного участка площади к другому и, конечно, с глубиной. В массивных газовых месторождениях величина этого отношения несколько возрастает от купола складки к крыльям. Она изменяется также в процессе разработки месторождения по мере изменения пластового давления.

Условимся под относительной плотностью р0 промывочной жидкости понимать отношение плотности рп последней к плотности пресной воды рв

где Gж и Gт — вес дисперсионной среды и дисперсной фазы соответственно над рассматриваемым сечением столба суспензии; h — высота этого столба; F — площадь поперечного сечения столба суспензии.

Если суспензию оставить в покое, частицы дисперсной фазы будут постепенно выходить из гидравличебки взвешенного состояния: частично — оседать на дно вмещающего сосуда, частично — в составе скелета тиксотропной структуры, если таковая образуется в суспензии, — зависать на стенках этого сосуда. Соответственно будет уменьшаться вес дисперсной фазы, воспринимаемый жидкой средой, а значит, и давление, передаваемое суспензией на стенки вмещающего сосуда. В любой момент времени после оставления суспензии в покое давление на стенки сосуда будет равно

Источник

Пластовое давление

Обычно прогноз пластового давления основан на предположении о том, что оно изменяется строго пропорционально глубине скважины, причем коэффициент пропорциональности называют часто коэффициентом (индексом) аномальности k_a:

l_пл– глубина расположения пласта (в наклонно направленных скважинах вместо глубины по стволу берут вертикальную проекцию ствола на данной глубине.), м.

Тогда получается, что для определения пластового давления вполне достаточно знать только величину k_a для различных интервалов бурения. Обычно принимают, что для некоторого интервала бурения k_a – величина постоянная. Однако то обстоятельство, что для всех интервалов бурения расчет пластового давления ведут с помощью формулы (1.1), представляющей собой уравнение прямой, исходящей их начала координат, означает, во-первых, что линии пластовых давлений являются отрезками прямых, а во-вторых, продолжения этих отрезков образуют лучи, исходящие из устья скважины.

На рис. 1 показаны четыре луча, соответствующие разным значениям индекса пластового давления k_a . У луча 0а оно минимально, а у луча 0g – максимально. На глубине L_а изменяется индекс аномальности k_a , и линия скачком переходит на другой луч и так далее. В результате образуется ломаная линия 0abcdefghi, включающая горизонтальные участки ab, cd, ef, hg. Известны случаи локального роста пластового давления на некотором интервале бурения (по сравнению с соседними пластами) с последующим возвратом на прежний (или близкий к прежнему) уровень давлений. На рис. 1. этому соответствует участок efghi.

Величина q_пл, в строгом смысле, характеризует изменение пластового давления в пределах некоторого интервала бурения или пласта, приходящееся на единицу длины (как правило, это 1 м) и вычисляется по формуле:

где p_пл2 и p_пл1 – пластовые давления соответственно на глубинах L₂и L₁ (например, в подошве и кровле пласта).

Если обнаружится, что для любых двух глубин в пределах данного интервала бурения (пласта) величина q_пл постоянна (одна и та же), то это будет означать, что пластовое давление изменяется по линейному закону.

Но это совсем не означает, что продолжение прямой пройдет точно через устье скважины, как это имеет место на рис. 1. И здесь возможны варианты (рис. 2):

1. Участок 0′ a отражает изменение р_пл в верхней части разреза, насыщенной пресными или маломинерализованными водами со статическим уровнем пластовой воды в скважине, как правило, ниже уровня земли («сухой» отрезок 0-0′). Предположим теперь, что каким-то образом удалось замерить пластовые давления в точках a’ и a. Вычисляя теперь по формуле (1.1) коэффициенты аномальности k_a (при известных давлениях и глубинах), мы бы получили разные величины k_a для указанных глубин (прямые 0а и 0а’ не совпадают). Но выше мы только что доказали, что наличие линейной связи между давлением и глубиной автоматически означает постоянство градиента давления. В этих условиях применение формулы (1.1) с коэффициентом k_a, найденным по глубине L_a, приведет к завышению р_пл для всех глубин, меньших L_a.

2. Если продолжение прямой линии пластового давления (прямая 0 с на рис. 2) проходит через устье скважины, то имеет место частный случай постоянства k_a и q_пл на всем интервале бурения. При этом расчеты по формуле (1.1) будут тоже точными.

4. Продуктивная толща газовых месторождений и некоторых, например, Прикаспийских, имеют большую протяженность (несколько сотен метров), и отдельные проницаемые участки (коллектора) имеют между собой гидродинамическую связь в вертикальном направлении. Такие залежи месторождений называют массивными. Пластовое давление в пределах продуктивных пластов распределяется не пропорционально глубине, а в соответствии с плотностью флюида в пластовых условиях. В продуктивной части газового месторождения – в зависимости от плотности сжатого газа, в нефтяных – от плотности нефти в пластовых условиях. На рис. 2 прямая fg иллюстрирует распределение давления в газовой залежи. Считается, что в подошве залежи давление близко к давлению в водоносных пластах на соответствующей глубине, зато в кровле оно существенно больше «нормального» и воспринимается как АВПД. Для таких случаев прогнозный расчет по формуле (1.1) в принципе возможен только для подошвы залежи. Что касается давления в кровле, то оно определяется по формулам (соответственно для газа и нефти):

где p_пд и p_кр – пластовое давление в подошве и в кровле пласта;

r_н— плотность нефти в пластовых условиях;

Для многопластовых месторождений нефти, когда каждый нефтеносный пласт может рассматриваться как самостоятельная залежь малой мощности (единицы метров) с собственным водонефтяным контактом, в пределах нефтеносной части распределение тоже будет по закону, описанному формулой (1.4). Однако, в связи с малой мощностью пластов, описанным эффектом аномальности в кровле пренебрегают, и пластовые давления определяют либо по формуле (1.1), либо через градиент давления q_пл, если известно давление для одной из глубин в пределах рассматриваемого интервала бурения.

На линии пластовых давлений выделяются горизонтальные площадки, что свидетельствует о скачкообразном изменении пластового давления при достижении определенных глубин. Если подходить формально, то получается, что в одной точке пласта существуют два давления, что абсурдно. Все дело в том, что в реалии переход от одного давления к другому происходит не сразу, а на некотором, относительно коротком (в несколько метров) интервале. Вследствие малости интервала переход на новое давление показывают в виде ступенек.

Существует еще один способ оценки пластового давления и его изменения, суть которого сводится к определению эквивалентной плотности жидкости, которая, находясь (условно) в скважине от рассматриваемой точки пласта на глубине L_i до устья, создает гидростатическое давление, численно равное пластовому на данной глубине:

Понятие «эквивалентная плотность» применяется не только к пластовому давлению, но используется и для описания всех других давлений, представленных в ТПД: гидростатического, давления гидроразрыва и горного. Вычисляются они по формуле (1.5) с заменой числителя на значения соответствующих давлений.

Предположим, что в кровле пласта на глубине 2000 м пластовое давление оказалось равным 21,6 МПа, а в подошве, на глубине 2500 м – 27 МПа.

— коэффициент аномальности k_a = 21,6*10 6 / (1000*9,81*2000)=1,1 (на глубине 2000 м),

— коэффициент аномальности k_a = 27*10 6 / (1000*9,81*2500)=1,1 (на глубине 2500 м),

— градиент пластового давления в интервале 2000-2500 м:
q_пл = (27-21,6)/ (2500-2000) = 0,0108 МПа/м,

Приближенный, но весьма распространенный метод прогнозирования пластового давления, предполагает использование формулы (1.1).

Более строгий метод расчета пластового давления предусматривает точное знание давления на одной из глубин в пределах пласта (интервала бурения), например, прямым измерением глубинными манометрами, и расчет давления для других глубин с использованием величины градиента давления(По определению пластовое давление – фактор природный, и его величина в принципе не может зависеть от человека. Однако бывает пластовое давление «рукотворным». Например, в результате добычи нефти имеет место уменьшение давления в продуктивных пластах. При закачке в пласт жидкости или газа для восстановления пластовой энергии оно, наоборот, увеличивается и может превысить первоначальное давление. ).

Источник

приобрести
Овчинников В.П., Кузнецов В.Г. Заканчивание скважин
скачать (4941.5 kb.)
Доступные файлы (3):

n1.doc	41kb.	10.05.2009 12:01	скачать
n2.doc	8296kb.	10.05.2009 12:02	скачать
n3.doc	53kb.	10.05.2009 12:01	скачать

n2.doc

Основной целью строительства разведочных и эксплуатационных скважин является выявление нефтегазонасыщенных пластов, обеспечение притока пластовой жидкости и транспортировка последнего на устье скважины. Весь цикл строительства скважин можно условно подразделить на проводку (бурение) и заканчивание. Под заканчиванием скважины понимают комплекс проводимых работ по вскрытию продуктивных горизонтов, их опробованию и испытанию, а также разобщению нефтенасыщенных пород от выше и нижележащих, которые можно разделить на следующие операции:

— вскрытие продуктивных пластов;

— крепление скважины и разобщение пластов;

— опробывание и испытание скважины;

— ликвидация и консервация скважины.

Крепление скважин это наиболее ответственная операция как по технике своего осуществления, так и по значимости. От успешности ее выполнения зависит конечная цель бурения. Она оказывает решающее влияние на долговечность работы скважины, на успешность заканчивания и освоения, на охрану недр и т.д. Крепление скважины тесным образом связана с разобщением продуктивных пластов. Основными задачами крепления скважин является создание надежного канала связи пласт-устье скважины и обеспечение надежной изоляции нефтяных, газовых и водоносных пластов, в том числе и с точки зрения охраны окружающей среды. Для решения этих вопросов необходимо рассмотреть большой комплекс вопросов, связанных с расчетом на прочность обсадных труб и колонн при различном сочетании нагрузок, выбором тампонажных материалов и подбором их рецептур, изучением конкретных гидрогеологических условий, способствующих или препятствующих качественному разобщению пластов, изучением особенностей крепления газовых скважин и т. д.

Основной задачей при освоении скважины является обеспечение притока пластового флюида в скважину. Эффективность этого вида работ зависит от правильно выбранной величины репрессии на пласт при бурении скважины и депрессии при освоении, свойств жидкости находящейся в скважине и многих других факторов. Метод вызова притока выбирают исходя из геологических и технологических условий эксплуатации залежи с учетом индивидуальных особенностей каждой скважины.

В последнее время большое значение в цикле строительства скважин на нефть и газ приобрели работы, связанные с испытаниями пластов. Получение необходимых сведений о пласте позволяет корректировать задачи, решаемые с помощью данной скважины, дать предварительную оценку продуктивным горизонтам, оценить коллекторские свойства пласта и определить прогнозные запасы той или иной залежи.

1. ЭЛЕМЕНТЫ НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЙ ГЕОЛОГИИ И ФИЗИКИ НЕФТЕГАЗОВОГО ПЛАСТА

Каждый продуктивный пласт характеризуется совокупностью величин, по которым можно определить вероятные запасы пластовой жидкости, оценить возможный дебит скважин, выбрать характеристики фильтра, правильно подобрать состав промывочной жидкости, конструкцию скважины и т.д.

Гранулометрический состав пород

Гранулометрический состав определяют с помощью ситового и седиментометрического анализов.

Размеры частиц пород колеблются в широком диапазоне (от коллоидных размеров до нескольких сантиметров). Степень неоднородности характеризуется отношением диаметра частиц, на который приходится 60 % общей массы навески к диаметру, на который приходится 10 %. В случае ситового анализа принимают диаметры отверстий сит. Для большинства нефтяных и газовых пластов степень неоднородности колеблется от 1,1 до 20.

Пористость и удельная поверхность

Практически все осадочные породы являются пористыми. Поры, соединяясь друг с другом, образуют поровые каналы, которые условно делят на три группы:

— сверхкапиллярные  0,5 мм;

— капиллярные 0,2  0,5 мм;

В продуктивных пластах всегда содержится две или три фазы. Проницаемость для любой из фаз при фильтрации двух или трехфазной жидкости меньше ее абсолютной проницаемости.

Под фазовой проницаемостью понимают проницаемость для данной жидкости при наличии в порах многофазной системы.



Изменение проницаемости образца в зависимости от его водонасыщенности
Фазовая и относительная проницаемость для различные фаз зависит от

Источник

Горное, боковое и пластовое давление

Естественные напряжения в земной коре принято называть геостатическим или горным давлением.

При бурении скважин на суше.

р п =[(1- П i )ρ mi +П i ρ ж ]h i /H (1.19)

При бурении скважин в море горное давление рассчитывается по формуле

ρ г.м = [(ρ п (H-H м )+ ρ м.в • H м ]g, (1.20)

(1.21)

Градиент геостатического давления — отношение геостатического давления в рассматриваемой точке к глубине этой точки

(1.22)

Для расчета радиального упругого напряжения а, в горных породах можно воспользоваться формулой А.А. Динника ρ б =σ r =ζρ r ;

(1.23)

Величина ζ приближается к 1 в толщах глинистых и других высокопластичных пород на сравнительно небольшой глубине.
Пористые горные породы всегда насыщены флюидом (жидкостью или газом). Давление жидкости в поровом пространстве пород принято называть поровым давлением пород p пор (МПа). Поровое давление используют для характеристики давления жидкости в порах глинистых и других, практически непроницаемых пород.

ρ пл ≈ρ в =ρ в gH (1.24)

Формулой (1.24) можно пользоваться при разведочном бурении на малоизученных площадях, когда нет возможности установить действительную величину рпл по динамическому уровню жидкости в скважине, поскольку последние еще не пробурены.
При вскрытии водоносных горизонтов

ρ пл =Н ст gρ ж (1.25)

Для характеристики геологических условий бурения широко используются относительные давления (индексы давления): геостатическое, боковое и пластовое (поровое). Они характеризуют отношение перечисленных давлений на глубине Н к давлению столба пресной воды.

(1.26)

ρ’ пл =k a и ρ’ пор =k a (пор) (1.27)

называют также коэффициентами аномальности пластового и порового давления соответственно.

Градиенты давления (геостатического, пластового, порового, гидроразрыва и поглощения соответственно) используются также при решении различных задач технологии бурения, равны отношению давления к глубине залегания пород:

(1.28)

Источник

Понятие о коэффициенте аномальности,

Индексе давления поглощения и поровом давлении.

Под коэффициентом аномальности в бурении понимают отношение пластового давления на глубине к давлению столба пресной воды такой же высоты:



Индексом давления поглощения называют отношение давления Р_п на стенки скважины, при котором возникает поглощение промывочной жидкости, к давлений столба воды высотой от рассматриваемого объекта до устья.



Модуль градиента пластового давления и модуль градиента давления поглощения понимают отношение соответствующего давления к глубине залегания рассматриваемого пласта:

,

ЛЕКЦИЯ 2. ПОНЯТИЕ О КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ

1. Понятие о конструкции скважины.

2. Виды обсадных колонн.

3. Требования к конструкции скважин.

4. Основные факторы, влияющие на проектирование конструкций скважины.

5. Особенности проектирования конструкций газовых, газоконденсатных скважин и скважин с многолетнемерзлыми породами.

6. Проектирование конструкции скважин.

Виды обсадных колонн

Все обсадные колонны по своему назначению именуются следующим образом.

Обычно направление спускают в заблаговременно подготовленную шахту или скважину и цементируют до устья.

Промежуточная обсадная колонна служит для разобщения несовместимых по условиям бурения зон при углублении скважины до намеченной глубины, они могут быть следующих видов:

Основными параметрами, характеризующими конструкцию скважины, являются количество и диаметр обсадных колонн, глубина их спуска, диаметр долот, высота подъема тампонажного раствора.

Требования к конструкции скважин

Под надежностью конструкции понимается такое техническое состояние закрепленной части ствола скважины, которое позволяет осуществлять комплекс технологических операций, направленных на успешное преодоление возникших осложнений и дальнейшее углубление скважины. При этом конструкция скважины должна отвечать следующим требованиям:

— использование обсадных колонн оптимального диаметра для перекрытия возникших зон осложнений и достижение проектной глубины скважины;

— предупреждение интенсивного механического износа внутренней части обсадных колонн;

— обеспечение передачи на забой максимума гидравлической мощности для выбора оптимального режима бурения;

— наличие возможности создания значительных по абсолютным величинам избыточных внутренних давлений в закрепленной части ствола скважины для борьбы о возникающими газоводонефтепроявлениями или при ожидаемом вскрытии пластов с АВПД.

— исключение затрубных проявлений и межпластовых перетоков;

— обеспечение прочности конструкции скважины в сочетании с герметичностью каждой обсадной колонны и цементного кольца;

— качественное разобщение всех горизонтов и, в первую очередь газовых пластов, являющихся объектами самостоятельной разработки;

— достижение запроектированных режимов эксплуатации скважин, обусловленных проектом разработки горизонта (месторождения);

— применение современных методов испытания, освоения и ремонта скважин.

При достижении указанных требований обеспечиваются наилучшие технико-экономические показатели как процесса бурения, так и последующей эксплуатации скважины.



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







Поперечные профили набережных и береговой полосы: На городских территориях берегоукрепление проектируют с учетом технических и экономических требований, но особое значение придают эстетическим.

Источник