какое падение давления в системе циркуляции оказывает воздействие на пласт

Что не входит в состав противовыбросового оборудования?

— Выкидные линии со всем их оснащением

Какое применяется крайнее решение во время глушения скважины, если произошла полная закупорка насадок долота

— Увеличивают давление на насосах.

— Перфорируют бурильную колонну.

+ Задавить флюид обратно в проявляющий пласт

Какие возможны решения во время глушения скважины, если объем поступившего пластового флюида превышает предельное значение?

— Увеличивают давление на насосах.

+ Задавить флюид обратно в проявляющий пласт

— Перфорируют бурильную колонну

125. Перед обнаружением ГНВП обычно наблюдаются следующие признаки:

— Увеличение давления нагнетания

+ Увеличение расхода бурового раствора, объема бурового раствора и снижение давления нагнетания

— Снижение скорости бурения

При каком режиме всплытия газа его скорость наименьшая?

— При кольцевом режиме

+ При пузырьковом режиме

— При снарядном режиме

127. Причиной большинства выбросов является неспособность буровой бригады:

— Правильно установить и испытать ПВО

— Поддерживать достаточно большую плотность раствора

Для защиты от большинства отказов ПВО обычно предусматриваются резервные системы

129. При монтаже ПВО все кольцевые канавки фланцевых соединений следует очистить и заполнить смазкой:

130. Что произойдет с забойным давлением при второй циркуляции по методу бурильщика, если давление в межтрубном пространстве поддерживалось постоянным, пока раствор для глушения не достиг поверхности:

Газированный буровой раствор максимально снижает забойное давление, когда газ:

— Находиться вблизи поверхности

+ Находиться на забое или вблизи него

— Находиться примерно посередине скважины

Какое падение давления в системе циркуляции оказывает воздействие на пласт?

— Падение давления в наземном оборудовании

+ Падение давления в затрубном пространстве

— Падение давления в бурильной колонны

Что подразумевается под АВПД?

— Давление столба жидкости глушения значительно превышает пластовое давление.

+ Пластовое давление превышает нормальное гидростатическое давление.

— Повышение давление прокачки.

134. Если при вымыве выброса циркуляцией подача насоса увеличивается, а давление в бурильной колонне поддерживается постоянным путем регулирования штуцера, то забойное давление:

135. Первоначальное давление циркуляции следует поддерживать постоянным в течение всей процедуры вымыва флюида, если увеличение плотности бурового раствора не происходило:

Какое оборудование применяется для герметизации устья скважины при ГНВП?

Что должно быть на мостках при разноразмерной бурильной колонне?

— Бурильная труба необходимого размера

— Переводник и шаровый кран

+ Бурильная труба, переводник и шаровый кран

138. В какие сроки проводится проверка знаний и переподготовка кадров по курсу «Контроль скважины. »?

+ Не реже одного раза в три года

— Не реже одного раза в пять лет

— Перед вскрытием пластов с АВД

Блиц-опрос

Вопросы для проверки знаний работников бригад бурения

Сколько шаровых кранов на буровой необходимо иметь при вскрытии нефтяных коллекторов без АВПД?

— 4 (3 рабочих, 1 в резерве)

Первое действие бурильщика при выявлении прямых признаков ГНВП?

+ Загерметизировать устье скважины

— Проинформировать бурового мастера и супервайзера Заказчика

— Остановить циркуляцию, проверить скважину на перелив

+ Объявить тревогу «ВЫБРОС»

— Эвакуировать персонал буровой вахты в место сбора при ЧС

К прямым признакам ГНВП относится?

+ Перелив жидкости из скважины при остановленных насосах

+ Увеличение объема вытесняемого бурового раствора (против расчетного) в приемной емкости при спуске бурильной колонны

— Снижение плотности бурового раствора

Какие способы глушения скважин Вы знаете?

— Метод помощника бурильщика

+ Метод ожидания и утяжеления

Общие условия выбора системы дренажа: Система дренажа выбирается в зависимости от характера защищаемого.

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

Источник

Газонефтеводопроявление (ГНВП)

К работам на скважинах с возможным ГНВП, допускаются рабочие и специалисты, прошедшие подготовку.

Мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при освоении и ремонте скважин должны быть скоординированы с рабочими проектами, с системами оперативного производственного контроля, с программами подготовки рабочего персонала. Должен быть составлен план ликвидации аварий.

По степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений скважины подразделяются на категории.

Эффективный контроль ГНВП обеспечивают внешние датчики давления, плотности и объема рабочей жидкости.

Действия при появлении признаков ГНВП:
— прекратить добычу нефти из проблемной скважины и на соседних скважинах при наличии интенсивной разработки нефтеносного пласта.
— выполнить герметизацию устья, ствола и канала скважины,
— информировать о ситуации АУП
— устранение ГНВП силами бригады специалистов, которые прошли специальное обучение и подготовку по спецкурсу.

Методы устранения ГНВП:
— ступенчатое глушение скважины.
Используется в случае превышения давления в колонне перед дросселем значения, максимально допустимого для колонны или гидроразрыва на уровне башмака.
При ликвидации ГВНП выполняют приоткрытие дросселя для снижения давления в колонне, что становится причиной нового поступления воды или газа в колонну на глубине.
За счёт кратковременности пика давления производят следующее приоткрытие дросселя с одновременным промыванием скважины.
Такие действия повторяют до тех пор, пока не понизится пиковое значение давления и не исчезнут признаки газонефтеводопроявления.

— ожидание утяжеления скважины.
После обнаружения ГНВП производят остановку нефтедобычи, перекрывают скважину и приготавливают раствор с необходимой плотностью.
При этом обязательно поддерживают достаточное давление, равное пластовому, в стволе скважины, чтобы приостановить ГНВП и всплытие флюида на поверхность.

Обнаружение ГНВП на ранних стадиях позволяет предотвратить развитие осложнений, простоев в работе и финансовых потерь.

Источник

Какое падение давления в системе циркуляции оказывает воздействие на пласт

1.Давление циркуляции при подаче насоса 50 ход./мин и плотности бурового раствора 1300 кг/м3 равно 4,50 МПа. Давление циркуляции бурового раствора той же плотности при подаче насоса 60 ход./мин будет равно
Выберите один ответ.

+4,16 МПа
Неверно
Баллов за ответ: 0/2.

2 Природный газ в основном состоит из :
Выберите один ответ.

+метана и небольшого количества тяжелых углеводородов.

углекислого газа и небольшого количества легких углеводородов
Верно
Баллов за ответ: 2/2.

3.Фонтан – это:
Выберите один ответ.

истечение жидкости через бурильные трубы при отсутствии циркуляции в скважине.

проявление пластового флюида вне устья скважины

поступление пластового флюида в скважину, непредусмотренное проектом.

+постоянное, неуправляемое извержение пластового флюида через устье скважины на значительную высоту.

апериодичное извержение флюида из скважины на значительную высоту.
Верно
Баллов за ответ: 2/2.

4 Наименьшие давления, возникающие в скважине наблюдаются при глушении способом
Выберите один ответ.

непрерывного глушения
+ожидания и утяжеления

бурильщика
Верно
Баллов за ответ: 2/2.

5 При … режиме всплытия газа его скорость наибольшая
Выберите один ответ.

+снарядном
кольцевом
пузырьковом
Неверно
Баллов за ответ: 0/2.

6 В отечественной практике бурения при ГНВП обычно применяется
Выберите один ответ.

«жесткое закрытие» скважины

+«мягкое закрытие» скважины
Верно
Баллов за ответ: 2/2.

7 Статическое давление в бурильной колонне, зарегистрированное при нахождении долота на забое скважины, используют для:
Выберите один ответ.

всего вышеперечисленного
начального давления циркуляции
градиента притока
+увеличения плотности бурового раствора с целью уравновешивания пластового давления
Неверно
Баллов за ответ: 0/2.

8 Об успешном глушении скважины свидетельствует
Выберите один ответ.

+Рбт = Ркп = 0
Верно
Баллов за ответ: 2/2.

9 Глушение проводится в две стадии способом
Выберите один ответ.

ожидания и утяжеления

10
Баллов: 2
При вымыве газовой пачки вверх по стволу скважины объем бурового раствора в наземном резервуаре:
Выберите один ответ.

останется неизменным
Верно
Баллов за ответ: 2/2.

11
Баллов: 2
Постоянное давление в период вымыва пластового флюида способом бурильщика поддерживается в
Выберите один ответ.

+бурильных трубах и кольцевом пространстве

кольцевом пространстве
Неверно
Баллов за ответ: 0/2.

12
Баллов: 2
В зарубежной практике бурения при ГНВП обычно применяется способ глушения скважин
Выберите один ответ.

двухстадийный растянутый во времени

+ожидания и утяжеления
Неверно
Баллов за ответ: 0/2.

13
Баллов: 2
Поглощение бурового раствора при глушении скважины можно обнаружить, наблюдая за
Выберите один ответ.

нагрузкой на крюке.

+уровнем бурового раствора в приемной емкости

потоком бурового раствора.
Верно
Баллов за ответ: 2/2.

14
Баллов: 2
Давление циркуляции при подаче насоса 50 ход./мин и плотности бурового раствора 1300 кг/м3 равно 4,50 МПа. Если плотность бурового раствора увеличится до 1370 кг/м3, то давление циркуляции при той же производительности насо-са, будет равно
Выберите один ответ.

5,26 МПа
Верно
Баллов за ответ: 2/2.

15
Баллов: 2
В скважине производится вымывание пачки газа. Давление в кольцевом пространстве начнет снижаться при
Выберите один ответ.

полном заполнении бурильной колонны жидкостью г

21 Во время подъема бурового инструмента оказалось, что долили бурового раствора в скважину меньше чем следовало. Тогда нужно
Выберите один ответ.

Осуществить подъем оставшихся в скважине бурильных труб.

+Проверить на излив, если его нет, то продолжить подъем.

Загерметизировать скважину и произвести промывку

Проверить скважину на излив, если его нет постараться спустить бурильную колонну до забоя и вымыть поступившую пачку газа.
Неверно
Баллов за ответ: 0/2.

22 В зарубежной практике бурения при ГНВП обычно применяется
Выберите один ответ.
+«мягкое закрытие» скважины
«жесткое закрытие» скважины
Неверно
Баллов за ответ: 0/2.

23 «Жесткое закрытие» скважины при ГНВП применяется
Выберите один ответ.
изначально при бурении управляе-мый дроссель на линии дросселиро-вания открыт. Главная боковая за-движка (на крестовине ПВО) закры-ты. Задвижки линии дросселирова-ния открыты.
1. Остановить вращение долота (вы-ключить ротор).
2. Поднять БК так, чтобы в зоне плашек превентора находилась глад-кая часть трубы.
3. Выключить насос (насосы).
4. Открыть главную боковую за-движку на крестовине ПВО
5. Закрыть превентор (обычно уни-версальный) и задвижку прямого сброса. Оповестить старшее долж-ностное уполномоченное Лицо.
6. Плавно закрыть дроссель.
7. Регистрация давления (примерно через 15 минут) в трубах и кольце-вом пространстве скважины

+изначально при бурении управляе-мый дроссель и главная боковая за-движка (на крестовине ПВО) закры-ты. Задвижки линии дросселирова-ния открыты. Обратный клапан ус-тановлен в БК.

1. Остановить вращение долота (вы-ключить ротор).
2. Поднять БК так, чтобы в зоне плашек превентора находилась гладкая часть трубы.
3. Выключить насос (насосы) и про-верить на истечение. Оповестить старшее должностное уполномочен-ное Лицо.
4. Закрыть превентор (обычно уни-версальный).
5. Открыть главную боковую за-движку (на крестовине.)
6. Регистрация давления (примерно через 15 минут) в трубах и кольце-вом пространстве скважины.

Верно
Баллов за ответ: 2/2.

24 При вымыве газовой пачки через дроссельную линию объем бурового раствора в наземном резервуаре:
Выберите один ответ.
+останется неизменным
увеличится
уменьшится
Неверно
Баллов за ответ: 0/2.

25 В отечественной практике бурения при ГНВП обычно применяется способ глушения скважин
Выберите один ответ.
+двухстадийный
ожидания и утяжеления
непрерывного глушения
двухстадийный растянутый во времени
Верно
Баллов за ответ: 2/2.

26 Для перекрытия внутреннего пространства бурильных труб при ГНВП применяется следующее оборудование:
Выберите один ответ.
дроссель
+шаровой кран
универсальный превентор
Верно
Баллов за ответ: 2/2.

27
Баллов: 2
Наиболее высокие давления в скважине наблюдаются при глушении способом
Выберите один ответ.
непрерывного глушения
ожидания и утяжеления
+бурильщика
Верно
Баллов за ответ: 2/2.

28
Баллов: 2
Пластовым давлением называется
Выберите один ответ.
проявление пластового флюида вне устья скважины.
давление, при котором происходит разрыв горных пород.
+давление, оказываемое флюидами, содержащимися в горной породе.
давление, оказываемое горными породами.
Верно
Баллов за ответ: 2/2.

29
Баллов: 2
Манометр на стояке через 15 мин после закрытия скважины при ГНВП показывает
Выберите один ответ.
пластовое давление
гидростатическое давление
гидродинамическое давление в бурильных трубах
+избыточное давление в бурильных трубах
Верно
Баллов за ответ: 2/2.

30
Баллов: 2
Подача насоса при глушении скважины должна
Выберите один ответ.
+составлять 0,4 – 0,5 от подачи насоса при бурении
быть равна подаче насоса при бурении
составлять 1,4 – 1,5 от подачи насоса при бурении
Верно
Бал

16 Выброс пластового флюида – это:
Выберите один ответ.
+апериодичное извержение флюида из скважины на значительную высоту.
поступление пластового флюида в скважину, непредусмотренное проектом.
истечение жидкости через бурильные трубы при отсутствии циркуляции в скважине.
проявление пластового флюида вне устья скважины.
постоянное, неуправляемое извержение пластового флюида через устье скважины на значительную высоту.
Верно
Баллов за ответ: 2/2.

17 Конечное давление циркуляции определяется по формуле
Выберите один ответ.
+Pкон. = Рнач.• ( pгл/рнач) + S
Pкон. = Рпрок. • ( pгл/рнач) + S
Pкон. =Ризб. труб • ( pгл/рнач) + S
Неверно
Баллов за ответ: 0/2.

18 Противовыбросовая программа – это
Выберите один ответ.
документ, разрешающий выполнять ликвидацию фонтана в скважине.
+комплекс специальных мероприятий, выполнение которых позволяет избежать возникновения фонтанов в скважине.
инструктаж по технике безопасности персонала, работающего на буровой.
Верно
Баллов за ответ: 2/2.

19 К возникновению ГНВП не может привести:
Выберите один ответ.
отрицательное влияние гидродинамического эффекта
+постоянное поддержание заданного уровня жидкости в скважине
бурение скважин при удельном весе БПЖ ниже проектного
Верно
Баллов за ответ: 2/2.

20 После герметизации устья показания манометров необходимо снять через
Выберите один ответ.
30 мин.
+10 мин
1 мин
Верно
Баллов за ответ: 2/2.
#помощьстудентам #тесты #тиу #тюмгу #курсовые #курсовая #тестынаотлично #эдукон

30 Подача насоса при глушении скважины должна
Выберите один ответ.
+составлять 0,4 – 0,5 от подачи насоса при бурении
быть равна подаче насоса при бурении
составлять 1,4 – 1,5 от подачи насоса при бурении
Верно
Баллов за ответ: 2/2.

31 Явными (прямыми) признаками ГНВП при бурении являются:
Выберите один ответ.
уменьшение плотности глинистого шлама;
снижение давления на выкиде буровых насосов;
увеличение веса на крюке.
резкое кратное увеличение механической скорости бурения;
игольчатая форма шлама;
увеличение температуры выходящего из скважины бурового раствора.
наличие признаков пластового флюида в выходящем из скважины буровом растворе;
повышение расхода (скорости) выходящего потока БПЖ из скважины при не-изменной подаче буровых насосов;
+увеличение объема (уровня) БПЖ в приемной емкости

Верно
Баллов за ответ: 2/2.

32 Назначение противовыбросового оборудования устья скважины:
Выберите один ответ.
+герметизация устья скважины, для управления притоком пластового флюида в скважину путем создания дополнительного противодавления на устье.
обвязка обсадных колонн, герметизация межколонных пространств и контроль давления в них.
для оборудования устья фонтанирующих нефтяных и газовых скважин с целью контроля и регулирования режима эксплуатации.
Верно
Баллов за ответ: 2/2.

34 Падение давления в системе циркуляции оказывает воздействие на пласт:
Выберите один ответ.
в бурильной колонне
+ в затрубном пространстве
в промывочных насадках долота
в наземном оборудовании
Верно
Баллов за ответ: 2/2.

35 Грифон – это:
Выберите один ответ.
поступление пластового флюида в скважину, непредусмотренное проектом.
апериодичное извержение флюида из скважины на значительную высоту.
постоянное, неуправляемое извержение пластового флюида через устье скважины на значительную высоту.
истечение жидкости через бурильные трубы при отсутствии циркуляции в скважине.
+ проявление пластового флюида вне устья скважины
Верно
Баллов за ответ: 2/2.

36 Газо,-нефте,-водопроявление – это:
Выберите один ответ.
проявление пластового флюида вне устья скважины.
постоянное, неуправляемое извержение пластового флюида через устье скважины на значительную высоту.
истечение жидкости через бурильные трубы при отсутствии циркуляции в скважине.
апериодичное извержение флюида из скважины на значительную высоту.
+поступление пластового флюида в скважину, непредусмотренное проектом.
Верно
Баллов за ответ: 2/2.

38 Если при вымыве выброса циркуляцией подача насоса увеличивается, а давление в бурильной колонне поддерживается постоянным путем регулирования штуцера, то забойное давление:
Выберите один ответ.
+ уменьшится
увеличится
останется неизменным
Неверно
Баллов за ответ: 0/2.

39 Причина возникновения ГНВП:
Выберите один ответ.
+превышение пластового давления над забойным давлением.
превышение забойного давления гидростатического давления.
превышение гидростатического давления над пластовым давлением.
Верно
Баллов за ответ: 2/2.

Источник

Какое падение давления в системе циркуляции оказывает воздействие на пласт

Что не входит в состав противовыбросового оборудования? — КиберПедия

— Выкидные линии со всем их оснащением

Какое применяется крайнее решение во время глушения скважины, если произошла полная закупорка насадок долота

— Увеличивают давление на насосах.

— Перфорируют бурильную колонну.

+ Задавить флюид обратно в проявляющий пласт

Какие возможны решения во время глушения скважины, если объем поступившего пластового флюида превышает предельное значение?

— Увеличивают давление на насосах.

+ Задавить флюид обратно в проявляющий пласт

— Перфорируют бурильную колонну

125. Перед обнаружением ГНВП обычно наблюдаются следующие признаки:

— Увеличение давления нагнетания

+ Увеличение расхода бурового раствора, объема бурового раствора и снижение давления нагнетания

— Снижение скорости бурения

При каком режиме всплытия газа его скорость наименьшая?

— При кольцевом режиме

+ При пузырьковом режиме

— При снарядном режиме

127. Причиной большинства выбросов является неспособность буровой бригады:

— Правильно установить и испытать ПВО

— Поддерживать достаточно большую плотность раствора

Для защиты от большинства отказов ПВО обычно предусматриваются резервные системы

129. При монтаже ПВО все кольцевые канавки фланцевых соединений следует очистить и заполнить смазкой:

130. Что произойдет с забойным давлением при второй циркуляции по методу бурильщика, если давление в межтрубном пространстве поддерживалось постоянным, пока раствор для глушения не достиг поверхности:

Газированный буровой раствор максимально снижает забойное давление, когда газ:

— Находиться вблизи поверхности

+ Находиться на забое или вблизи него

— Находиться примерно посередине скважины

Какое падение давления в системе циркуляции оказывает воздействие на пласт?

— Падение давления в наземном оборудовании

+ Падение давления в затрубном пространстве

— Падение давления в бурильной колонны

Что подразумевается под АВПД?

— Давление столба жидкости глушения значительно превышает пластовое давление.

+ Пластовое давление превышает нормальное гидростатическое давление.

— Повышение давление прокачки.

134. Если при вымыве выброса циркуляцией подача насоса увеличивается, а давление в бурильной колонне поддерживается постоянным путем регулирования штуцера, то забойное давление:

135. Первоначальное давление циркуляции следует поддерживать постоянным в течение всей процедуры вымыва флюида, если увеличение плотности бурового раствора не происходило:

Какое оборудование применяется для герметизации устья скважины при ГНВП?

Что должно быть на мостках при разноразмерной бурильной колонне?

— Бурильная труба необходимого размера

— Переводник и шаровый кран

+ Бурильная труба, переводник и шаровый кран

138. В какие сроки проводится проверка знаний и переподготовка кадров по курсу «Контроль скважины…»?

+ Не реже одного раза в три года

— Не реже одного раза в пять лет

— Перед вскрытием пластов с АВД

Блиц-опрос

Вопросы для проверки знаний работников бригад бурения

Сколько шаровых кранов на буровой необходимо иметь при вскрытии нефтяных коллекторов без АВПД?

— 4 (3 рабочих, 1 в резерве)

Первое действие бурильщика при выявлении прямых признаков ГНВП?

+ Загерметизировать устье скважины

— Проинформировать бурового мастера и супервайзера Заказчика

— Остановить циркуляцию, проверить скважину на перелив

+ Объявить тревогу «ВЫБРОС»

— Эвакуировать персонал буровой вахты в место сбора при ЧС

К прямым признакам ГНВП относится?

+ Перелив жидкости из скважины при остановленных насосах

+ Увеличение объема вытесняемого бурового раствора (против расчетного) в приемной емкости при спуске бурильной колонны

— Снижение плотности бурового раствора

Какие способы глушения скважин Вы знаете?

— Метод помощника бурильщика

+ Метод ожидания и утяжеления

Как рассчитать гидростатическое давление на пласт

Гидростатическое давление бурового раствора на забой p б.р (МПа) — давление столба бурового раствора на забой на глубине H

Дифференциальное давление ∆ p — разность давления бурового раствора на забой скважины и пластового

∆ p = p б.р + р г.д — р пл (1.30)

где р г.д — гидродинамическое давление, рассматриваемое в зависимости от выполняемой технологической операции: при циркуляции раствора в затрубном пространстве или при пуске насоса.

Давление гидроразрыва горной породы р г.д (МПа) — давление столба жидкости в скважине на глубине H, при котором происходит разрыв связной породы и образование в ней трещин. Определяется опытным путем.

При полном отсутствии данных

р гр = 0,87 р г ;
р гр =0,83Н + 6,6 р пл (1.31)

Давление поглощения p погл — давление в скважине, при котором начинается утечка бурового раствора по искусственным трещинам, образующимся в результате гидроразрыва связной породы, либо по естественным каналам в трещиноватых и закарстованных породах. Принимается по фактическим данным или по опытным нагнетаниям (подача 1-2 л/с).

При отсутствии данных

p погл = (0.75÷0,95) р гр (1.32)

Относительное давление по воде в закрытой скважине k отн — отношение давления р H на глубине Н в скважине с закрытым устьем, частично или полностью заполненной пластовой жидкостью, к давлению пресной воды

p отн = p н /ρ в gH. (1.33)

Индекс давления поглощения ρ’ погл представляет собой отношение ρ’погл, к давлению столба пресной воды:

p’ погл =p погл /p (1/34)

k погл =p р.т /ρ в (1.35)

где p р.т — давление раскрытия микротрещин или давление гидроразрыва монолитных пород.

Для прогнозирования ориентировочных значений k погл можно воспользоваться формулой

k погл ≈(1-ζ)k a +ζ(1,8÷2,5) (1.36)

Величину 1,8 принимают близ дневной поверхности; 2.3-2.5 — на большой глубине. Значения ζ желательно определять по данным о давлениях разрыва горной породы (раскрытия микротрещин), полученных в ранее пробуренных скважинах на данной или других площадях со сходными горно-геологическими условиями.

Пример 1.9 Определить давление, оказываемое буровым раствором плотностью р бр =1260 кг/м3 на стенки скважины на глубине 2000 м.

Решение. По уравнению (1.29) на глубине 2000 м.

Гидростатическое давление

Давление в скважине, создаваемое столбом бурового раствора, называется гидростатическим Ргс, и может быть определено из выражения

Для предотвращения поступление пластового флюида в скважину гидростатическое давление должно быть больше пластового. Необходимая плотность бурового раствора при известном пластовом давлении определяется по формуле

— необходимое превышение давления над пластовым.

Нормативно установлено, что при глубине скважины до 1200 м это превышение должно составлять 10‑15 % от пластового, но не более 1,5 МПа, при глубине до 2500 м 5‑10 %, но не более 2,5 МПа, при глубине более 2500 м 4-7 %, но не более 3,5 МПа.

Следует отметить, что с увеличением глубины, а следовательно, и давления, плотность раствора увеличивается, а с увеличением температуры уменьшается. При глубинах до 3000 м эти явления взаимоисключают друг друга и их можно не учитывать. При больших глубинах влияние температуры более весомо, что приводит к ощутимому снижению плотности раствора.

Гидростатическое давление в скважине может снижаться по следующим причинам.

Во первых, из-за снижения плотности раствора в процессе бурения, поэтому необходим постоянный контроль этого параметра в соответствии с регламентом.

Во вторых, за счет опорожнения скважины при подъеме инструмента, поэтому необходим долив раствора.

В третьих, при отсутствии циркуляции бурового раствора за счет седиментации шлама, температурных изменений, фильтрации, контракции. Величина снижения давления ΔРгс при остановках до 10 час принимается равной

При остановках более 10 час.

В четвертых, за счет частичного ухода раствора в окружающие породы во время ремонтов, простоев, геофизических исследований.

Давление гидроразрыва

Давление гидроразрыва — это давление, при котором нарушается целостность горной породы в стенках скважины, и образуются искусственные трещины. При добыче углеводородного сырья гидроразрыв используется для интенсификации притока флюида к скважине. В процессе бурения гидроразрыв крайне нежелателен, так как это приводит к уходу бурового раствора в окружающие породы. Давление гидроразрыва зависит от:

— величины горного давления;

— естественной трещиноватости горных пород;

— реологических свойств и расхода жидкости разрыва.

С увеличением глубины давление гидроразрыва увеличивается и приближается к горному. Как показывают визуальные наблюдения (на нефтяных шахтах) и специальные исследования, раскрытие искусственных трещин при гидроразрыве может доходить до 20 мм, а их протяженность до нескольких десятков и даже сотен метров.

Величина давления гидроразрыва может быть определена следующим образом. Устье скважины герметизируется и в колонну бурильных труб закачивается буровой раствор, при этом постоянно фиксируется его давление и объем, и строится диаграмма, показанная на рис. 1. На участке ОА пласт противостоит создаваемому давлению, в точке А начинает поглощать жидкость и зависимость «давление–объем» становится нелинейной. В точке В давление превышает напряжения в стенках скважины, что приводит к образованию искусственных трещин и резкому падению давления на устье

Это и есть давление гидроразрыва. Давление в точке С называется давлением распространения разрыва. При этом образовавшиеся трещины уходят вглубь массива горных пород.

При отсутствии фактических данных давление гидроразрыва Ргр может быть определено по следующим формулам, предложенными разными авторами

Его ориентировочные значения приведены ниже.

Давление в нефтяном пласте при бурении скважины

Представляете, доросла до того, что пишу статью в раздел «По просьбам трудящихся», сама в приятном шоке. И еще под одной из моих прошлых статей чуть не началась драка на тему пластового давления, было весело)

А некоторые меня ругают за слишком длинные вступления, в корне с этим не согласна. Мои собственные мысли и отделяют блог от учебника, поэтому люблю немного с вами поговорить в начале

Сегодня поговорим о пластовом давлении

Величину начального пластового давления ориентировочно принимают равной давлению столба воды высотой равной глубине залегания пласта, т.е. гидростатическому давлению

В жизни и в природе ничего идеального нет, и из-за давления вышележащих горных толщ и тектоники пластовое давление отличается от гидростатического на практике

Пластовое давление, превышающее гидростатическое, называют аномально высоким пластовым давлением (АВПД)

Пластовое давление меньшее гидростатического называют аномально низким пластовым давлением (АНПД)

С терминологией разобрались. Теперь представим, что пришел человек и начал техногенно вмешиваться в жизнь пласта — бурить скважину

В процессе бурения на вскрываемые пласты действует давления столба бурового раствора, и здесь очень важно балансировать с пластовым давлением — с помощью плотности бурового раствора

В случае, когда давление столба бурового раствора превышает пластовое давление, мы бурим на репрессии

Если давление столба бурового раствора меньше пластового давления, мы бурим на депрессии

Знаете, когда я защищала свой первый диплом (это происходило на кафедре и плюс под камерами в режиме онлайн) я очень нервничала, и в своей речи перепутала два этих понятия. Мне стало так стыдно, но я не растерялась, исправилась, зато на всю жизнь запомнила

Теперь, когда говорю о репрессии и депрессии, в голове всплывают картинки, как я стою перед камерами, дядьками-буровиками и ладошки потеют)

Изменяя плотность бурового раствора буровик использует совмещенный график давлений, где отмечен «коридор», в пределах которого возможно регулировать плотность

Если давление бурового раствора меньше пластового давления, то буровой раствор не будет качественно выполнять своей функции, говоря «на пальца» — будет недостаточно давить на стенки скважины

Если давление бурового раствора больше давления поглощения — раствор просто уйдет в пласт, а это серьезное осложнение в процессе бурения, которое так и называется поглощение

Статья про осложнения и аварии будет. И про фонтан тоже

На графике для простоты используют не давления, а коэффициенты

Коэффициент аномальности — отношение пластового давления к гидростатическому (синий график)

Относительная плотность бурового раствора — отношение его плотности к плотности воды

Коэффициент поглощения — отношение давления, при котором возможно поглощение, к гидростатическому (красный график)

Также используя этот график, определяют конструкцию скважины, т.е. количество обсадных колонн и глубину их спуска

Касательно ППД — друзья, это относится к разработке нефтяного месторождения, когда уже ведется добыча, об этом расскажу в следующих статьях. Все будет

Буду рада конструктивной беседе в комментариях, а также лайку за статью и подписке на канал!

К чему приводит изменение пластового давления

Пластовое давление: определение, особенности и формула

В данной статье мы ознакомимся с понятием пластового давления (ПД). Здесь будут затронуты вопросы его определения и значения. Также разберем способ эксплуатации человеком. Не обойдем стороной и понятие аномального пластового давления, точность измерительных возможностей аппаратуры и некоторые отдельные понятия, связанные с доминирующим в этом тексте.

Введение

Пластовое давление – это показатель величины давления, созданного посредством воздействия пластовых флюидов и вымещенного на определенной породе минералов, горных пород и т. д.

Флюидами называют любые вещества, поведение которых в ходе деформации можно описать посредством использования законов механики для жидкостей. Сам термин был введен в оборот научного языка приблизительно в середине семнадцатого века. Им обозначали гипотетические жидкости, с помощью которых старались объяснить с физической точки зрения процесс образования горных пород.

Определение пласта

Прежде чем приступить к разбору пластового давления, следует обратить на некоторые важные понятия внимание, которые с ним связанны, а именно: пласт и его энергия.

Пластом в геологи называют тело, обладающее плоской формой. Его мощность при этом гораздо слабее размера площади распространения, в пределах которого она действует. Также данный показатель мощности обладает рядом однородных признаков и ограничивается набором параллельных поверхностей, как малых, так и больших: кровля – верх и подошва – низ. Определение силового показателя можно определить посредством нахождения кратчайшего расстояния между подошвой и кровлей.

Строение пласта

Пласты могут образовываться из нескольких прослоек, принадлежащих различным породам и связанных между собой. Примером может служить угольный пласт с имеющимися слоями аргиллитов. Нередко терминологическую единицу «пласт» применяют при обозначении стратифицированных скоплений полезных ископаемых, таких как: уголь, залежи руды, нефти, а также водоносные участки. Складывание пластов происходит посредством накладывания друг на друга различных осадочных пород, а также вулканогенных и метаморфических горных.

Понятие пластовой энергии

Пластовое давление тесно связано с понятием пластовой энергии, которая является характеристикой возможностей пластов-коллекторов и заключенных в них флюидов, например: нефти, газа или воды. Важно понимать, что ее значение базируется на том, что все вещества внутри пласта находятся в состоянии постоянного напряжения, обусловленного горным давлением.

Видовое разнообразие энергии

Существует несколько видов пластовой энергии:

В ходе отбора жидкостей, в частности газа, из среды пласта запас энергии расходуется для обеспечения процесса перемещения флюидов, посредством которого они смогут преодолеть, противодействующие их движению, силы (силы, отвечающие за внутреннее трение между жидкостями и газами и самой породой, а также капиллярные силы).

Направление движения нефти и газов в пространстве пласта, как правило, обуславливается проявлением новых типов энергии пласта одновременно. Примером может служить появление энергии упругости породы и жидкости и ее взаимодействие с потенциалом силы тяжести нефти. Преобладание определенного вида энергетического потенциала зависит от ряда особенностей геологического характера, а также условий, в которых эксплуатируется месторождение конкретного ресурса. Соответствие конкретной формы энергии, при помощи которой осуществляется перемещение жидкостей и газов, с видом добывающей скважины позволяет различать разные режимы работы залежей газа и нефти.

Важность параметра

Пластовое давление – это крайне важный параметр, который характеризует энергетические возможности пластов, несущих в себе водные или нефтегазовые ресурсы. В процессе его формирования участвуют несколько видов давления. Все они ниже будут перечислены:

Понятие пластового давления включает в себя две его разные формы:

Если сравнивать пластовое давление с условным гидростатическим (давлением столбца пресной жидкости, высотной от показателя дневной поверхности до точки замера), то можно сказать, что первое делится на две формы, а именно, аномальную и нормальную. Последняя пребывает в непосредственной зависимости с глубиной залегания пластов и продолжает расти, приблизительно на 0,1 Мпа за каждые десять метров.

Нормальное и аномальное давление

Существует 2 вида аномального ПД, о которых сейчас будет рассказано.

Аномальное ПД находится в система изолированного типа. В настоящее время однозначного ответа на вопрос о генезисе АПД не существует, так как здесь мнения специалистов расходятся. Среди главных причин его образования находятся такие факторы, как: процесс уплотнения пород глины, явление осмоса, катагенетический характер преобразования породы и включенных в нее органических соединений, работа тектогенеза, а также наличие геотермической среды в недрах земли. Все перечисленные факторы могут становиться преобладающими между собой, что зависит от строения геологической структуры и исторического развития региона.

Однако большая часть исследователей полагает, что важнейшей причиной того или иного формирования пласта и наличия в нем давления, является фактор температуры. Это основано на том, что тепловой коэффициент расширения любого флюида в изолированной породе превышает во много раз этот же показатель у минерального ряда компонентов в породе гор.

Установление АПД

АПД устанавливается вследствие проведения бурения в различных скважинах, как на суше, так и на территории акваторий. Это связано с постоянным поиском, разведкой и разработкой залежей газа и/или нефти. Обычно их находят в довольно большом интервале уровня глубин.

Где крайне глубоко на дне, чаще можно встретить аномальное высокое пластовое давление (от четырех км и больше). Чаще всего такое давление будет превышать гидростатическое, приблизительно в 1,3 — 1,8 раз. Иногда встречаются случаи от 2 и до 2.2; в таком случаи они чаще всего не способны достигнуть превышения геостатического давления, которое оказывает вес вышележащей породы. Крайне редко можно встретить случай, в котором на большой глубине можно зафиксировать АВПД равное или превышающее значение геостатического давления. Предполагается, что это обусловлено воздействием различных факторов, таких как: землетрясение, грязевой вулкан, возрастание солянокупольной структуры.

Положительный компонент АВПД

АВПД имеет благотворное влияние на коллекторские свойства вымещающей породы. Позволяет увеличить интервал времени для эксплуатации месторождений газа и нефти, не применяя в ходе этого вторичные дорогостоящие методы. Также увеличивает удельный запас газа и дебита скважины, старается сохранять скопление углеводорода и является свидетельством наличия в нефтегазоносном бассейне различных изолированных участков. Говоря об любых формах ПД, важно помнить, из чего оно образуется: пластового давления газа, нефти и гидростатического.

Некоторые данные

Человек может извлекать запасы метана и пользоваться гидравлической и тепловой энергией воды. Однако есть здесь и обратная сторона, ведь АВПД часто становятся источниками аварий, возникших при бурении скважины. Для таких зон используют в процессе бурение метод утяжеления, цель которого — предупредить выброс. Однако применяемые растворы могут быть поглощены пластами из двух давлений: гидростатического и аномально низкого.

В ходе осмысления процесса по добыче ресурсов нефти и газа посредством установки вышек необходимо знать о наличии понятия о забойном пластовом давлении. Оно является величиной давления на забое нефтяной, газовой или водяной скважины, совершающей процесс работы. Оно должно быть ниже значения пластовой величины воздействия.

Общие сведения

ПД постоянно меняется по мере распространения пласта и увеличению глубины залежей нефти или газа. Также оно возрастает вследствие роста мощности водоносного горизонта. Сопоставляется такое давление только с какой-либо одной плоскостью, а именно уровнем, первоначальным положением водонефтяного контакта. Показатели таких приборов, как манометр, показывают результаты лишь для зон пониженного типа.

Если говорить конкретно о пластовом давлении скважины, то под этими словами подразумевают величину скопления полезных ископаемых, находящихся в пустотах земли. Причиной такого явления послужило случайное наличие возможности у основной части пласта выйти на поверхность. Процесс напитки пласта осуществляется, благодаря образовавшимся отверстиям.

Система поддержания пластового давления – это технологический комплекс из оборудования, что требуется для проведения работы по подготовке, транспортировке и закачке агента, выполняющего усилие, необходимое для проникновения в пространство пласта с нефтью. Теперь перейдем непосредственно к конкретике.

Поддержание пластового давления выполняется системой, включающей в себя:

СППД в себе несет три основные системы: нагнетательную для скважины, трубопроводную и распределительную и по закачке агента. Также включено оборудование по подготовке агента, эксплуатируемого для проведения закачки.

Формула пластового давления: Рпл= h▪r▪g, где

h – это уровень высоты жидкостного столба, уравновешивающего ПД,

r – это величина плотности жидкости внутри скважины,

Динамика изменения пластового давления

Согласно замерам в скважинах, после реализации закачки в пласт, которая произошла с вводом нагнетательных скважин в 2001-2006 гг., наблюдается постепенное восстановление давления в залежах. Несмотря на то, что давление в западной части залежи пласта Т1 – р-н скв. 870 – остается ниже среднего по залежи, можно говорить о наличии положительного влияния реализованной системы ППД на энергетическое состояние пластов.

Стоит отметить неравномерность распределения пластового давления по площади. Условно можно выделить две области добывающих скважин (разделенные рядом нагнетательных №№ 855, 872, 851) – северная часть и центральная. Давление по всем добывающим скважинам северной части месторождения в настоящее время находится на уровне начального, что объясняется влиянием соседних нагнетательных скважин.

В то же время в центральной части месторождения пластовое давление ниже начального и составляет порядка 15-17 МПа, а по скв. 870 снижено до 7,3 МПа. К тому же, тот факт, что скв. 870 и 864 обводняются пластовой водой и характеризуются меньшей обводненностью, по сравнению с соседним скважинами, говорит о том, что реализованная система поддержания пластового давления не оказывает на них влияния.

По состоянию на 01.01.2016 г. текущее пластовое давление составило 14,4 МПа при начальном пластовом давлении – 20,7 МПа и давлении насыщения – 4,39 МПа.

Скв. 855 переведена под закачку в 2001 г., уже на следующий год наблюдается увеличение обводненности по соседним добывающим скв. 875, 81 на 17,1 и 21,5 % соответственно (с 4,2 до 21,3 % в скв. 875 и с 61,2 до 82,7 в скв. 81). Следующий скачок обводненности в 1,5-2 раза по этим скважинам наблюдается в 2004 г., когда под закачку переводится скв. 852. (с 34,5 до 50,5,% и с 36,3 до 79,4% соответственно). Интенсивного роста обводненности с началом закачки не происходит по скв. 854, 856. По всем рассмотренным добывающим скважинам с началом заводнения наблюдается рост пластового давления.

Скв. 859 переведена под закачку в 2003 г.. В следующие три года по соседней добывающей скв. 873 происходит рост обводненности с 25,1 до 89,6 %. С вводом под нагнетание скв. 858 в 2006 г. по добывающим скв. 857 и 873 наблюдается рост пластового давления, которое в дальнейшем стабилизируется примерно на уровне начального.

С началом закачки в скв. 879 в 2004 г. и скв. 877 в 2005 г. по соседней добывающей скв. 878 наблюдается рост пластового давления с 8,8 МПа до 18,5 и дальнейшая его стабилизация на уровне 18,0-22,0 МПа.

По добывающей скв. 866 с началом нагнетания в скв. 872 не происходит роста обводненности. Пластовое давление продолжает снижаться. Однако в 2005 г. после увеличения приемистости скв. 872 в почти в три раза (с 121,4 до 345 м 3 /сут.) по скв. 866 происходит скачок обводненности с 24,1 до 87,8 %. В следующие годы обводненность сохраняется примерно на этом уровне. Также наблюдается рост пластового давления на 6 МПа.

Закачка в скв. 863 начата с 2001 г. в этом же году из бездействия введена под добычу скв. 864. В следующие годы по ней наблюдается снижение пластового давления с 16,5 до 9,6 МПа, которое останавливается только в 2004 г., после перевода под закачку скв. 82. В дальнейшем давление растет и стабилизируется на уровне 14,0-15,0 МПа.

В 2002 г. под закачку переводится скв. 862. В этом же году из бездействия с обводненностью 10,0 % под добычу вводится скв. 861. В следующие годы происходит рост обводнености, которая в 2007 г. достигает 97,4 %, после чего скважину останавливают. В период с 2002 по 2007 гг. пластовое давление увеличивается с 15,3 до 24,6 МПа, что выше начального пластового давления.

Исходя из вышеизложенного, можно сделать противоречивые выводы: с одной стороны, пластовое давление в зонах отбора добывающих скважин, расположенных вблизи от очагов заводнения, с началом закачки стабилизируется на высоком уровне (выше давления насыщения), с другой, наблюдается преждевременный прорыв закачиваемой воды к забоям добывающих скважин, тем самым значительная часть запасов остается неизвлеченной.

Расчет перспективного плана добычи нефти

Эмпирические методы прогноза технологических показателей разработки, применяемые в настоящее время, можно разделить на две группы:

1. Методы, основанные на построении характеристик вытеснения нефти водой.

2. Методы, основанные на статистической обработке фактических данных по истории разработки месторождения.

Под характеристикой вытеснения понимается кривая, отображающая обводнение продукции залежи нефти в процессе ее эксплуатации.

Для расчета перспективного плана добычи нефти объекта Б2+В1 Кушниковского месторождения используется эмпирическая методика, или характеристика вытеснения, Г.С. Камбарова на основании фактических данных предшествующего периода.

Исходные данные для расчета основных показателей на ближайшие 20 лет приведены в табл. 2.3.

Исходные данные для расчёта за последние 3 года разработки

1. Добыча нефти ΔQнiв пластовых условиях по годам прогнозного периода при заданных годовых отборах жидкости ΔQжi, тыс.т.

где а – извлекаемые запасы нефти в пластовых условиях, тыс.т.

в – параметр прямой

ti – время, начиная с первого года прогнозируемого периода (I= 1,2,3…n), г.

2. Добыча попутной воды в пластовых условиях по годам прогнозируемого периода, тыс.т.

3. Среднегодовая обводненность добываемой жидкости в пластовых условиях, %

4. Накопленные отборы нефти Qнi, воды Qвi и жидкости Qжi в пластовых условиях по годам прогнозируемого периода, тыс.т.

5. Годовые темпы отборов нефти τнi от начальных извлекаемых запасов нефти в пластовых условиях, %

6.Текущий коэффициент нефтеизвлечения, доли ед.

Результаты расчетов сведены в табл. 2.4.

Прогнозные показатели разработки пласта Б2+В1 Кушниковского месторождения на 2016-2035 гг.

Продолжение таблицы 2.4

Расчёт технологических показателей выполнен при условии, что месторождение будет разрабатываться существующим фондом скважин, без бурения новых.

Анализируя полученные значения, можно сделать следующие выводы:

— при существующей системе разработки, без применения ГТМ запроектированный КИН 0,479 не будет достигнут.

Для достижение проектного коэффициента нефтеотдачи необходимо проведение комплекса геолого-технических мероприятий и бурение новых скважин.

Источник