Депрессия перепад давления

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Значение — депрессия

В таких залежах интенсивность выноса песка из пласта в ствол скважины зависит от значения депрессии . Чем выше депрессия, тем больше песка поступает в скважину. Однако вследствие высокой вязкости скважинного флюида в стволе скважины песчаной пробки не образуется. Весь песок остается во взвешенном состоянии в нефти и с нею выносится на поверхность. [16]

Функция Дрт / Др0 / ( Уж / Уд) позволяет качественно оценить значение депрессий , необходимое для вызова притока пластового флюида, т.е. степень сложности освоения скважины. [17]

Тем не менее еще при сравнительно небольших, порядка 4 % от величины Ял, значениях депрессии на пласт отмечалось выраженное деформирование коллектора ( рис. 90) со снижением межблоковой проницаемости. [18]

Тем не менее еще при сравнительно небольших, порядка 4 % от величины Рл, значениях депрессии на пласт отмечалось выраженное деформирование коллектора ( рис. 90) со снижением межблоковой проницаемости. [19]

Поскольку формула (19.54) является приблизительной, а точность определения т и рт весьма незначительна, то значение депрессии рекомендуется проверять экспериментально для каждого месторождения. [20]

Исходя из оптимального интервала кривой фазового перехода, установленного для каждой модификации термического метода, оценим значение депрессии температуры кристаллизации . [21]

Концентрация щелочи в аппарате третьей ступени выпарки и в аппарате окончательного концентрирования второй стадии определяется автоматически по значению депрессии в последнем. По показаниям концентратомера автоматически производится отбор средних щелоков из аппарата третьей ступени и готового продукта из аппарата второй стадии выпарки. При этом уровень жидкости в аппарате снижается и регулятор уровня в аппарате автоматически открывает клапан подачи раствора ив предыдущего аппарата или средних щелоков в аппарат окончательного концентрирования. [22]

Установлено, что при перепаде 10 МПа сила прихвата зависит не только от перепада, но и от значения депрессии в зоне контакта инструмента и корки. Значение депрессии тем выше, чем больше уменьшается проницаемость глинистой корки. Когда сжатая часть корки непроницаема, инструмент прижимается к ней с силой, равной произведению перепада давления в зоне контакта на его площадь. Изменение проницаемости корки зависит от качества бурового раствора, степени его утяжеления, химической обработки и прочности структуры корки; при перепаде давления 16 МПа корка интенсивно формируется в течение первых 20 — 30 мин, когда скорость фильтрации максимальна. Сила прихвата при больших перепадах давления пропорциональна значению перепада давления. Коэффициент трения в паре диск — корка не зависит от перепада давления ( нагрузки на диск) и изменяется в пределах 0 009 — 0 023 в соответствии с типом раствора. Кроме сил трения, как указывалось, на прихваты влияют и адгезионные силы. Увеличение диаметра применяемого бурильного инструмента приводит к повышению силы прихвата вследствие роста площади контакта труб с коркой, а также интенсивного нарастания корки вне зоны контакта. [23]

Учитывая характер указанной зависимости, выведем понятие условного показателя депрессии е, под которым будем понимать произведение тех значений депрессии ( в кгс / см2) и ее продолжительности ( в мин), при которых произошло возбуждение притока из пласта. [25]

При выборе технологии РВР, в первую очередь, учитывают значение приемистости, расстояние между интервалом перфорации и источником перетока, направление перетока и значение планируемой депрессии на продуктивный пласт. [26]

С позиции получения устойчивого безводного дебита горизонтальный ствол сле-гует расположить ближе к кровле продуктивного разреза, что позволит увеличить допус-гнмую депрессию на пласт или же при разумном ограничении значения депрессии на гааст продлить срок безводной эксплуатации скважины. [27]

Более низкая теплопроводность твердой фазы по сравнению с жидкой фазой не позволяет, по мнению Сталла [181], обеспечить хорошие условия для достижения теплового равновесия при снятии кривых плавления на этой аппаратуре, что сопровождается погрешностями в значениях депрессии температуры . [29]

На эту величину значительно влияет концентрация асфальтенов в растворе. Значения депрессии при концентрациях асфальтенов 1 % и ниже весьма малы и поэтому плохо воспроизводимы. Было показано [38], что в бензольном растворе асфальтенов содержатся небольшие количества коллоидных частиц, о чем свидетельствует, в частности, наблюдаемое в этих растворах броуновское движение. [30]

www.ngpedia.ru

Депрессия перепад давления

G0 — вес инструмента на крюке до пакеровки, кН;
G1 — вес инструмента на крюке при пакеровке, кН;
Gx — вес труб, размещенных в компоновке ИГГГ ниже пакера (хвостовика), кН;
Gтр — потери нагрузки на трение колонны труб о стенки скважины, кН.
7.3.2 Нагрузка, расходуемая на преодоление сил трения и сопротивления движению колонны труб в вязкопластичной среде бурового раствора в стволе скважины, рассчитывается из выражения

Gтр = G — 2Gр, (7.3.2)

где G — разность показаний по индикатору веса при ходе колонны труб вверх Gв и вниз Gн,

G = Gв — Gн;

Gp — нагрузка, требуемая на преодоление сил сопротивления,

Gр = · S,

где — статическое напряжение сдвига, Н/;
S — поверхность контакта труб с буровым раствором в стволе скважины, .

7.3.3 При передаче осевой нагрузки длина сжатой части колонны труб рассчитывается по формуле

l = / f · ln l / (l — Gп · f / g · ), (7.3.3)

где — радиус кривизны касания нижней секции труб по пространственно изогнутому стволу скважины, м,

,

где rc — радиус скважины, м;
Е — модуль упругости труб, Н/;
J — момент инерции поперечного сечения труб, ;
g — вес одного погонного метра труб, Н/м;
f — коэффициент трения, f = 0,2.

7.3.4 Угол закручивания колонны труб (обороты) для передачи вращения на клапаны ИПТ (ЗПКМ, ИПВ) с целью преодоления сил трения при частично разгруженной на забой колонны труб должен рассчитываться по формуле

, (7.3.4)

где rт — наружный радиус трубы, м;
М — модуль сдвига;
Jp — полярный момент инерции поперечного сечения труб, ;
L -общая длина колонны труб (включая длину сжатой части труб), м;
— угол наклона ствола скважины к вертикали (зенитный угол).

В случае применения комбинированной колонны труб, составленной из секций труб разного диаметра, и с учетом зенитного угла расчетная формула усложняется, что приводит к увеличению числа оборотов инструмента для управления клапанами.
7.3.5 Суммарные нагрузки на пакер складываются из осевых нагрузок от веса труб и гидравлических нагрузок (от перепада давления на пакер) и должны быть не более указанных в таблице 7.3.1.
7.3.6 Трубы опорного хвостовика в момент открытия впускного клапана ИПТ испытывают максимальные нагрузки (от веса труб плюс гидравлическая), поэтому хвостовик собирают из толстостенных бурильных и утяжеленных труб с учетом критических сжимающих нагрузок (приложение Г).
7.3.7 Приведенные расчеты должны выполняться при планировании испытания в сложных геолого-технических условиях бурения глубоких скважин и позволят выбрать оптимальную компоновку ИПТ, провести технологические операции по многократному вызову и перекрытию притока пластового флюида и технически успешно завершить испытание объекта.
7.3.8 При планировании испытания в обсадной колонне с учетом глубины скважины и удельного веса скважинной жидкости необходимо в испытателе пластов в комплексе КИОД-110М установить соответствующую пару «цилиндр — поршень», характеристики которых приведены в таблице 7.3.2.

Диаметр скважины, мм

Диаметр резинового элемента, мм

Перепад давления на пакер, МПа

Площадь неуравновешенности, с

Глубина установки пакера, м

Шифр цилиндра и поршня

Номограмма для определения величины нагрузки для открытия приемного клапана испытателя пластов ИПМ-110 приведена на рисунке 7.3, где 1 — пара № 1; 2 — пара № 2; 3 — пара № 3.

7.4 Режим испытания
7.4.1 Режим испытания, как основной технологический этап, оказывает решающее влияние на техническую успешность работ в скважине, объем притока флюида и качество регистрируемых диаграмм давления, по которым рассчитываются гидродинамические параметры удаленной и призабойной зоны пласта.
Режим испытания устанавливают при планировании работ и указывают в плане по испытанию (см. приложение А.2) в зависимости от решаемых геологических задач, типа коллектора, ожидаемого по данным ГИРС и ГТИ насыщения и активности проявления пласта, технической оснащенности ИПТ, конструкции и состояния ствола скважины. Режим испытания корректируют в процессе выполнения технологических операций с учетом продолжительности безопасного нахождения инструмента на забое скважины.
Режим испытания включает:

— депрессию на пласт;
— время открытого и закрытого периодов испытания в, цикле;
— количество циклов и соотношение продолжительности между ними при многоцикловом испытании;
— объем притока флюида.

7.4.2 Депрессия на пласт (разность между пластовым давлением и давлением на забое скважины при испытании) и характер ее изменения в процессе притока (открытый период) и восстановлении давления (закрытый период) влияют на количество отбираемой жидкости (газа) и достоверность оценки насыщенности пласта.
В плане работ по испытанию указывается депрессия максимально возможная для каждого конкретного объекта на основании расчетов и накопленного опыта по испытанию скважин. Максимальное значение депрессии (перепада давления на пласт) может быть равно пластовому давлению Рд max = Рпл, т.е. противодавление на пласт полностью снято.
Минимальная величина депрессии на пласт не может быть менее противодавления столба промывочной жидкости в стволе скважины при его вскрытии бурением

Pд min = Pг.ст — Рпл, (7.4.1)

где Рг.ст — гидростатическое давление, Мпа;
Рпл — пластовое давление, Мпа.
Величину депрессии на пласт с учетом репрессии бурового раствора при вскрытии коллектора рекомендуется рассчитывать по выражению

, (7.4.2)

где Рд иРр — расчетная депрессия и фактическая репрессия на пласт, МПа;
и — динамическое и статическое напряжение сдвига бурового раствора, Н/;
K1 и К2 — проницаемость в призабойной зоне пласта естественная и сниженная при его вскрытии.
Для практического пользования выражение (7.4.2) с удовлетворительной точностью может быть упрощено Рд = (2,8 — 4,2) Рр, поскольку отношение напряжений сдвига бурового раствора изменяется в скважине в пределах 2-3 раз, а проницаемость в призабойной зоне при его вскрытии принята сниженной в 2 раза.
7.4.3 При вскрытии интервала с хорошими коллекторскими свойствами с репрессией на пласт 10 МПа) репрессиями вскрытия интервала, особенно на утяжеленном буровом растворе, расчетная депрессия может оказаться выше допустимой для испытательного оборудования, бурильных труб и перепада на пакер. В таких случаях депрессия на пласт должна быть уменьшена ( 35 МПа) с учетом вышеуказанных факторов.
7.4.5 Величины перепада давления на ИПТ указаны в технических характеристиках комплексов. Допустимая депрессия с учетом прочности бурильных труб на смятие от внешнего давления (гидростатического столба) буровой жидкости не должна превышать значений, указанных в таблице 7.3.1 и приложении Г.
Перепад давления на пакер рассчитывается с учетом устойчивости труб хвостовика

, (7.4.3)

где Gкр — критическая допустимая нагрузка на хвостовик, кН;
Gп — нагрузка, необходимая для установки пакера, кН;
Fскв — площадь кольцевого сечения скважины, с.

base.safework.ru

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 , применительно к нагнетатель­ной скважине — репрессией на забое скважины . В качестве обобщающего термина (для добывающих и нагнета­тельных скважин) наиболее часто применяют термин перепад давления в скважине.

В добывающей скважине забойное давление меньше текущего пластового давления на величину депрессии, в нагнетательной скважине больше на величину репрессии. Соответственно перепады давления в добывающей и нагнетательной скважинах определяются выражениями

(XIII.4)

При установившейся фильтрации жидкости депрессия на забое добывающей скважины и репрессия на забое нагнета­тельной скважины находятся в прямой связи соответственно с дебитом по жидкости и приемистостью W:

(XIV.5)

Здесь и коэффициент продуктивности и коэф­фициент приемистости скважины,выражаемые соответственно в (т/сут)/0,1 и в (м 3 /сут)/0,1 МПа и характеризующие изменение дебита и приемистости скважины на единицу из­менения перепада давления в скважине. Коэффициенты и 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 и при­емистость скважины W при установившейся фильтрации жидкости определяют по уравнениям

(XIII.6)

Где — проницаемость пласта; h — толщина пласта; в добывающей (нагнетательной) скважине; RK радиус условного контура питания скважины; — приве­денный радиус скважины; и — соответственно вязкость нефти и воды.

Радиус условного контура питания скважины RK принима­ют равным половине расстояния между скважинами. Приве­денный радиус скважины — радиус условной совершен­ной скважины, принимаемой в качестве эквивалента реаль­ной скважины, несовершенной по качеству и степени вскры­тия пласта, но имеющей те же дебит и депрессию.

Из сопоставления (XIII.5) и (ХШ.6) следует:

(XIII.7)

т.е. 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. 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.

Рис. 86. Индикаторные диаграммы добывающих (а) и нагнетательных (б) скважин:

— дебит скважин по нефти; W — приемистость скважин; — депрес­сия (репрессия) на забое скважины

Уравнение прямолинейной индикаторной линии добываю­щей нефтяной скважины имеет вид

(XIII.8)

При прямолинейном характере индикаторной кривой коэффициент 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) , характеризующим значение коэффициента продуктивно­сти (приемистости) на 1 м работающей толщины пла­ста h:

(XIII.9)

Этот показатель используют при обосновании кондицион­ных значений параметров продуктивных пластов, при срав­нении фильтрационной характеристики пластов разной тол­щины и в других случаях.

Дебит газа в скважине при установившейся фильтрации прямо пропорционален разности квадратов значений давле­ния .

(XIII.10)

Где коэффициент проницаемости; h — эффективная толщина; = 273 К; = (273 — ); = 10 5 Па; -вязкость пластового газа; Z — коэффициент сверхсжимаемо­сти газа; то же, что в (XIII.6).

В отличие от уравнения притока нефти к скважине (XIII.6) в уравнении притока газа (XIII. 10) 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 в формуле (XIII. 10) может быть определен с помощью индикаторной линии, по­строенной в координатах и (рис. 87).

Уравнение индикаторной линии имеет вид

(XIII.11)

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 в точке пересечения индикаторной линии с осью ординат. Дробь в правой части (XIII. 10) соответствует 1/А, т.е.

(XIII.12)

Рис. 87. Индикаторная диа­грамма газовой скважины:

— дебит скважины по газу; давление: — пла­стовое текущее, — за­бойное

Выражения (XIII.7) и (XIII. 12) используют для оценки по данным исследования скважин (по методу установившихся отборов) основной фильтрационной характеристики плас­та — коэффициента проницаемости. Для этого коэффициент продуктивности (для нефтяной скважины) или коэффици­ент фильтрационного сопротивления (для газовой скважи­ны) определяют по соответствующей индикаторной линии, другие необходимые параметры получают геофизическими и лабораторными методами.

Указанные выражения используют также для определения комплексных характеристик пластов, учитывающих одно­временно два-три основных свойства продуктивных пластов, оказывающих влияние на разработку залежей.

Ниже приводятся наиболее широко применяемые ком­плексные характеристики продуктивных пластов.

1. Коэффициент гидропроводности

Где — прицаемость пласта в районе исследуемой сква­жины; h — работающая толщина пласта; — вязкость жид­кости или газа. Размерность коэффициента м 5 /(Н·с). Коэф­фициент ε — наиболее емкая характеристика продуктивного пласта, определяющая его производительность в скважине.

2. Коэффициент проводимости

Размерность коэффициента м 4 /(Н·с); он характеризует по­движность флюида в пластовых условиях в районе скважины.

3. Коэффициент пьезопроводности

где коэффициент пористости пласта; и — коэф­фициенты сжимаемости пластовой жидкости и пористой среды; — коэффициент упругоемкости пласта β. Размерность коэффициента пьезопроводности м 2 /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. Теоретические основы гидрогазоди­намических методов, технические средства, методика прове­дения замеров и обработки полученных результатов излага­ются в курсе «Разработка нефтяных и газовых месторождений».

Значения комплексных характеристик и проницаемости можно получить и путем определения входящих в них пара­метров геофизическими и лабораторными методами. Гидро­газодинамические методы имеют свои преимущества: они базируются на результатах непосредственного наблюдения движения жидкостей и газов в пласте, позволяют характери­зовать пласты как вблизи исследуемых скважин, так и на значительном от них расстоянии, не затронутом при буре­нии. Вместе с тем геофизические и лабораторные методы дают возможность охарактеризовать пласт послойно.

Общая для залежи воронка депрессии , образующаяся при эксплуатации залежи большим количеством скважин, характеризуется перепадом давления между контуром пита­ния залежи и зоной отбора:

(XIII. 13)

где — пластовое давление на контуре питания залежи; — среднее забойное давление в действующих добыва­ющих скважинах (давление в зоне отбора).

При естественном водонапорном режиме прини­мается равным начальному пластовому давлению. При искус­ственном воздействии на пласт в качестве контура питания принимают расположение нагнетательных скважин. При рас­положении нагнетательных скважин рядами контуром облас­ти питания будут линии, соединяющие забои нагнетательных скважин. За принимают среднее динамическое пластовое давление на этих линиях (пластовое давление в зоне нагнета­ния).

При естественном водонапорном режиме значение можно изменить только путем изменения . Одно из пре­имуществ искусственного воздействия на пласт состоит в том, что в условиях его применения значение можно изменить путем изменения как , так и .

Депрессия на забое скважины и перепад давления между контуром питания и зоной отбора находятся в прямой связи друг с другом и с дебитом скважины. Изменение одного из этих трех параметров влечет за собой изменение двух других в ту же сторону и на столько же процентов. Это можно по­казать на примере одной из добывающих скважин с коэф­фициентом продуктивности К’, равным 1 (т/сут)/0,1 МПа, эксплуатирующейся в условиях законтурного заводнения.

В табл. 9 приведены показатели трех последовательно ус­танавливаемых режимов работы одной из добывающих скважин и залежи в целом.

mydocx.ru