Как найти устьевое давление в скважине

При
бурении скважины возможны следующие
проявления: нефтепроявления в интервале
2160-2870 м, газопроявления в интервале
3100-4000 м.

Составим
сводную таблицу свойств проявляющихся
флюидов, пластовых температур и давлений:

Таблица
2.2. — Результатырасчетов
устьевых давлений при НГВП.

Устьевое
давление рассчитывалось в предположении
полного вытеснения раствора из скважины
флюидом по формулам:

для
нефти –
(2.5)

для
газа –
(2.6)

где
.
Принимая,
получим

(2.7)

Все
расчеты ведем по кровле и подошве каждого
проявляющего пласта. На основе полученных
значений строим графики распределения
давления в скважине при выбросах.

2.3. Построение графиков эквивалентов градиентов давлений.

Расчеты
проводились по следующим формулам:

(2.8)

где
градиент в кПа/м.

(2.9)

Для
наглядности изображаем графики изменения
плотностей бурового раствора –
минимальной и максимальной по требованиям
«Правил безопасности при бурении
нефтяных и газовых скважин».

Минимальная
плотность рассчитывается по формуле:

(2.10)

к_б
– коэффициент запаса. При H<1200
м, к_б
=1.10 и репрессия не должна превышать 1,5
МПа, при H>1200
м, к_б
=1.05 и репрессия не более 2,5-3 МПа

Далее
рассчитываем плотность из условия
репрессии на пласт:

(2.11)

— максимально
допускаемая по правилам безопасности
репрессия на пласт.

При
H<1200м,
=1,5МПа;
ПриH>1200м
=2,5-3
МПа

Окончательно
выбираем минимальную из этих двух
плотностей т.е.
.

По
полученным данным строим графики
эквивалентов градиентов давлений.

Рассмотрим
все графики, полученные из данных
расчетов.

2.4. Обоснование конструкции скважины.

Конструкция
скважины должна обеспечивать доведение
строительства скважины до проектной
глубины без аварий и осложнений, заданные
способы вскрытия пластов, минимум затрат
на проводку ствола скважины. Количество
обсадных колонн для обеспечения
вышеназванных условий, проектируют
исходя из несовместимости отдельных
интервалов бурения скважины, а также
исходя из условия недопущения гидроразрыва
пластов в результате выброса, полученных
по совмещенным графикам давлений и
графикам эквивалентов и плотностей.

Построив графики
совмещенных давлений и графики
эквивалентов, определяем количество
спускаемых обсадных колонн.

1) Выбираем
минимальное число спускаемых обсадных
колонн на основании интервалов совместимых
для бурения (на графике эквивалентов –
заштрихованные области).

По графику требуется
3 колонны: две промежуточных и одна
эксплуатационная. Глубина спуска 1-ой
промежуточной колонны 1150 м, 2-ой
промежуточной колонны 3100 м.

Уточним конструкцию
скважины с учетом допустимых глубин
при НГВП.

2) Глубину спуска
направления назначаем равной 30м.
Направление служит для закрепления
приустьевой части скважины от размыва
и обрушения. Для обвязки устья скважины
с циркуляционной системой. Ось вышки
должна совпадать с осью направления.

3)Кондуктор спускаем
на глубину 350 м. Кондуктор необходим
для перекрытия
неустойчивых в верхней части отложений,
перекрытие водоносных интервалов,
а также для изоляции зоны ММП.

4) Из ГСЭ видно, что
несовместимый интервал бурения находится
на глубине 1150 м. На графике ГСД при
выбросе видно, что на глубине 1250 м
произойдет гидроразрыв в результате
нефтепроявления, из условий безопасности
добавляем 50 м. Поэтому первую промежуточную
колонну необходимо спустить на глубину
1300 м. Также промежуточная колонна служит
для перекрытия неустойчивых подваливающихся
пород и для установки на устье скважины
противовыбросового оборудования.

5) Рассмотрим график
совмещенных давлений при выбросе. Из
него видно, что вторая промежуточная
колонна необходима для того чтобы
предупредить гидроразрыв пород на
глубине 2200 м в результате газопроявления
с продуктивного пласта. На ГСЭ видно,
что второй не совместимый интервал
бурения находится на глубине 3100 м,
поэтому вторую промежуточную колонну
спускаем на глубину 3100 м.

6) Эксплуатационная
колонна служит для разобщения продуктивных
горизонтов от остальной части разреза,
а также для раздельного испытания
потенциально продуктивных горизонтов.
Спускается до глубины 4000 м.

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]

• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #

Enter the bottom hole pressure (psia), the true vertical well depth (ft), the average temperature (rankin), and the specific gravity of gas into the Wellhead Pressure Calculator. The calculator will evaluate the Wellhead Pressure. 

• Water Injection Rate Calculator
• Snub Force Calculator
• Well Efficiency Calculator

Wellhead Pressure Formula

The following formula is used to calculate the Wellhead Pressure. 

Pwh = Pbh / e^((Sg/R*H)/Tav)

Variables:

• Pwh is the Wellhead Pressure (psia)
• Pbh is the bottom hole pressure (psia) 
• H is the true vertical well depth (ft) 
• Sg is the specific gravity of gas 
• R is the universal gas constant (53.63 ft-lb/lb-r)
• Tav is the average temperature (Rankin)

How to Calculate Wellhead Pressure?

The following steps outline how to calculate the Wellhead Pressure.

1. First, determine the bottom hole pressure (psia).
2. Next, determine the true vertical well depth (ft). 
3. Next, determine the specific gravity of gas. 
4. Next, gather the formula from above = Pwh = Pbh / e^((Sg/R*H)/Tav).
5. Finally, calculate the Wellhead Pressure.
6. After inserting the variables and calculating the result, check your answer with the calculator above. 

Example Problem:

Use the following variables as an example problem to test your knowledge.

bottom hole pressure (psia) = 500

true vertical well depth (ft) = 30

specific gravity of gas = 13

average temperature = 3

Pwh = Pbh / e^((Sg/R*H)/Tav) =  ?

УСТЬЕВОЕ ДАВЛЕНИЕ (а. intake pressure; н. Kopfdruck, Воhrlochkopfdruck, Sondenkopfdruck; ф. pression en tete de puits, pression en tete de tubage, pression dans la соlonne; и. presion de boca) — давление в верхней точке скважины, на её устье; измеряется манометрами устьевой арматуры. Различают статические и динамические устьевые давления.

Статическое устьевое давление замеряется в остановленной скважине и зависит от пластового давления, глубины скважины и плотности заполняющей её среды. Оно численно равно разности пластового давления и давления столба жидкости от устья до пласта.

Динамическое устьевое давление измеряется в действующей скважине, зависит от тех же параметров, что и статическое, и, кроме того, от дебита скважины или расхода нагнетательного агента, а также от давления в трубопроводе у скважины и перепада давлений в запорно-регулирующих органах устьевой арматуры. Избыточное устьевое давление по отношению к атмосферному может достигать 100 МПа и более (в газовых скважинах, при гидроразрыве пласта).

Устьевое давление

Cтраница 2

Зная устьевое давление, дебит скважины и диаметр НКТ, газовый фактор и обводненность продукции, свойства жидкостей и газа и пластовую температуру, по одной из методик расчета движение газожидкостной смеси по трубам определяется давление на башмаке НКТ. Если НКТ спущены до верхних отверстий перфорации, то это и будет забойным давлением, приведенным к уровню верхних отверстий. Если между башмаком НКТ и уровнем приведения забойного давления расстояние большое, то проводятся подобные же расчеты, но для случая движения газожидкостной смеси в эксплуатационной колонне.
 [16]

Зная устьевое давление, дебит скважины и диаметр НКТ, газовый фактор и обводненность продукции, свойства жидкостей и газа и пластовую температуру, по одной из многочисленных методик расчета движения газожидкостной смеси по трубам, некоторые из которых приведены в разделе 5, определяют давление на уровне башмака НКТ. Если НКТ спущены до верхних отверстий перфорации, то это и будет забойным давлением, приведенным к уровню верхних отверстий.
 [17]

С устьевое давление сначала поднимается выше статического. На рис. 39 ( по Ю. П. Гаттенбергеру) видны горбы на всех кривых восстановления давления. При исследовании скважин важно не принять эти участки повышенных давлений за статические значения и продолжать наблюдения дальше.
 [19]

За устьевое давление ру к принимается минимальное, обеспечивающее нормальную работу системы сбора. Плотность жидкости р определяется по прогнозу обводнения продукции скважин во времени. Если забойное давление в конце фонтанирования меньше давления насыщения, то LH-a, где а — расстояние от забоя до верхних отверстий фильтра.
 [20]

Повышение устьевого давления в колонне на величину р приводит к раскрытию плашек.
 [21]

Уменьшение устьевого давления вызывается охлаждением газа в скважине. Обычно наилучшие результаты испытаний могут быть получены на скважинах с большой производительностью, если испытания проводятся после определенного периода предварительного фонтанирования. Период предварительного фонтанирования должен длиться достаточно долго, чтобы температура па устье дошла до нормального рабочего состояния.
 [22]

Изменение устьевого давления за время хода плунжера вверх характеризуется кривой CDE. В этот период устьевое давление незначительно. Точка D соответствует появлению на устье распыленной жидкости — приходу на устье плунжера.
 [23]

Уменьшение устьевого давления позволяет облегчить условия работы внутрискважинного оборудовании, повысить эффективность работы нефтяного газа в скважине и, как следствие, увеличить КПД использования потенциальной энергии как в фонтанных, так и в механизированных скважинах.
 [24]

Снижение устьевых давлений повышает эффективность и механизированных способов эксплуатации вследствие уменьшения общего расхода энергии.
 [25]

Снижение устьевого давления при гаапифтном способе эксплуатации приводит к уменьшению удельного расхода рабочего агента. Это обусловливается следующими причинами. Во-первых, повышается эффективность работы закачиваемого газа за счет увеличения его объема в смеси. Во-вторых, происходит выделение из раствора попутного газа, что также ведет к уменьшению плотности смеси. И наконец, выделяющийся газ образует мелкие пузырьки газа, поэтому формируется более дисперсная структура, отличающаяся меньшей относительной скоростью фаз, что также приводит к увеличению газосодержания смеси.
 [26]

Уменьшение устьевого давления на скважинах и пластового давления в коллекторе ликвидирует или существенно уменьшает предпосылки вертикальных перетоков между пластом-коллектором и вышележащими горизонтами в районе скважин.
 [27]

Кривую устьевых давлений используют для определения продолжительности бескомпрессорной и компрессорной добычи газа.
 [28]

Влияние устьевого давления на энергетические показатели работы штанговой насосной установки оценивается однозначно: устьевое давление равноценно удлинению подвески насоса. Следовательно, на головку балансира станка-качалки создается дополнительная нагрузка, равная произведению устьевого давления на площадь сечения плунжера. Более того, повышенное давление в подъемной колонне способствует сохранению попутного газа в растворенном состоянии, что сильно снижает его потенциальные возможности совершать работу по подъему жидкости. Поэтому снижение устьевого давления выступает основным источником пополнения газосодержания в подъемной колонне за счет выделения его из растворенного в свободное состояние и увеличения объема свободного газа, что и способствует уменьшению плотности газожидкостной смеси. Ввиду перечисленных обстоятельств проблема снижения устьевого давления скважин, имеющего повышенные значения в связи с внедрением высоконапорной герметизированной системы сбора нефти и газа, весьма актуальна.
 [29]

Недостаток устьевого давления с начала разработки при применении горизонтальных скважин не должен являться причиной для отказа от таких скважин, так как этот фактор может быть устранен путем преждевременного, по сравнению с разработкой месторождения низкодебитными вертикальными скважинами, ввода ДКС.
 [30]

Страницы:  

   1

   2

   3

   4