Меню

Абсолютная отметка приведенное давление

Приведенное давление

Текущее пластовое давление

Начальное пластовое давление

Пластовое давление в зоне отбора

Пластовое давление в зоне нагнетания

При поддержании пластового давления воду закачивают в нагнетательные скважины, которые располагают рядами. В зонах расположения нагнетательных скважин в пласте создается повышенное давление. Для характеристики процесса нагнетания и контроля за его динамикой пользуются понятием пластового давления в зоне нагнетания. С этой целью на карте изобар выделяют район размещения нагнетательных скважин,окружая их характерной изобарой, имеющей, например, значение первоначального пластового давления. В пределах этой изобары и определяют пластовые давления, как средневзвешенные по площади, используя формулу (2.2), или как средневзвешенные по объему, используя формулу (2.3) и дополнительно карту полей равных толщин.

За пределами площади, ограниченной характерной изобарой, т. е. в районе добывающих скважин, также определяют среднее пластовое давление одним из трех названных методов и называют его пластовым давлением в зоне отбора. Во всех случаях предпочтительнее пластовое давление определять как средневзвешенное по объему пласта.

Среднее пластовое давление, определенное по группе разведочных скважин в самом начале разработки, называется начальным пластовым давлением.

В процессе разработки и эксплуатации пластовое давление меняется. Динамика пластового давления является важнейшим источником информации о состоянии объекта эксплуатации. Поэтому в различные моменты времени определяют среднее пластовое давление и строят графики изменения этого давления во времени. Это давление называют текущим пластовым давлением.

Для объективной оценки забойных давлений и возможности их сравнения вводится понятие приведенного давления. Измеренные или вычисленные забойные давления приводятся (пересчитываются) к условной горизонтальной плоскости, которой может быть принята любая плоскость в пределах залежи, абсолютная отметка которой известна.

Рис. 2.1. Схема наклонного пласта: 1- водонасыщенная часть пласта;

2 — первоначальный контакт; 3 — нефтенасыщенная часть; 4 — плоскость приведения

Обычно за плоскость приведения принимают плоскость, проходящую через первоначальный водонефтяной контакт, абсолютная отметка которого определяется при разведке месторождения. Если забои скважин сообщаются через проницаемый пласт, то в них устанавливаются одинаковые приведенные статические давления.

Приведенное давление (рис. 2.1) в скв. 1

а приведенное давление в скв. 2 будет

ρн — плотность нефти в пластовых условиях; g — ускорение силы тяжести; Δh1, Δh2 — разности гипсометрических отметок забоев скв. 1, 2 и плоскости приведения.

Если водонефтяной контакт поднялся на Δz, а плоскость приведения осталась прежней, то приведенные давления

для скв. 1 ,

для скв. 2 .

Здесь Δh1 и Δh2 — разность отметок забоев скважин и текущего положения водонефтяного контакта; ρв — плотность воды в пластовых условиях.

Читайте также:  Черепной давление деген не

Кроме перечисленных давлений необходимо знать также давления на линии нагнетания и на линии отбора. Определение этих понятий будет дано в 3 главе при изложении методов поддержания пластового давления.

Источник

Пластовые Т и Р. Приведенное пластовое давление.

Содержание и задачи курса ФП.

Содержание курса:

1. Физически св-ва ГП.

2. Механические св-ва ГП.

3. УВ содержимое коллекторов и их свойства.

4. Фазовые состояний УВ систем.

5. Пластовые воды и их св-ва.

6. Молекулярно-поверхностные св-ва сис-мы нефть-газ-вода-порода.

7. Основы вытеснения нефти водой и газом из пористых сред.

8. Повыжение нефтеотдачи пластов.

9. Моделирование пластовых процессов.

Задачи курса.

1. Изучение физических свойств ГП– коллекторов нефти и газа.

2. Изучение физических и физико-химических свойств насыщающих пласт флюидов (нефть, газ, вода).

3. Изучение физических процессов, происходящих в пласте при движении нефти, воды и газа

Залежь – локальное скопление нефти и газа, ГП.

Месторождение– совокупность залежей, объектов разработки.

Нефтяные и газовые месторождения сосредоточены в основном в осадочных ГП.

Нефть, вода и газ располагаются в залежах соответственно их плотностям.

Прогресс в области ФП, посредством более совершенного проектирования системы разработки, способствует проведению грамотной эксплуатации нефтяных и газовых м/р, разработке и внедрению методов повышения компонентоотдачи пластов.

Классификация залежей УВ.

В зависимости от соотношений объемов нефть/газ, а также от Р и t, различают следующие типы залежей:

1) газовые – все УВ в пласте содержатся в газообразном состоянии т.е. нефти в пласте нет.

2) нефтяные – Vн >> Vг, Рпл > Рнас и весь газ растворен в нефти.

3) нефте-газовыелибо газо-нефтяные –Vг ≈ Vн, Рпл не столь высокое и согласно условию Рнас > Рпл часть газа находится в свободном состоянии виде газовой шапки.

4) газо-конденсатные – Vг >> Vн и вся нефть растворена в газе.

5) газогидратные– при определенных условиях УВ способны создавать твердые соединения с водой, называемые гидраты.

Например, СН4 х 6Н2О – гидрат метана. Такие м/р наз-ся газогидратными и фактически способствуют их образованию…?

Пластовые Т и Р. Приведенное пластовое давление.

Пластовое давление —Давление при котором пластовые флюиды находятся в залежи наз-ся, [Па] [МПа] [кгс/м 2 ].

Читайте также:  Что пить когда понижено давление плохо

Изменяется от нескольких МПа до 100 МПа и обычно подчиняется гидростатическим законам, т.е. с увеличением глубины на 100 м давление возрастает на 1 МПа. Иногда эта закономерность нарушается, и мы имеем дело либо с аномально низким пластовым давлением, либо с аномально высоким пластовым давлением.

Горное давление – давление вышележащих ГП на скелет нефтяного пласта (величина постоянная).

ρп – средняя плотность ГП, покрывающих эту залежь

Эффективное давление – это разность Рг и Рпл

n – безразмерный параметр, учитывающий часть пластового давления, обуславливающего разгрузку горного давления.

Возрастание Рэф приводит к упругому сжатию продуктивного пласта

Забойное давление – давление на забое скважины, задается технологами.

Перепад давления ∆Р = Р1 – Р2; где Р1 > Р2 – разность между двумя значениями давления в элементе пласта, в стволе скважины, в трубопроводе.

Градиент давления (grad Р), [ Па/м, МПа/м, кгс/см 2 м ] – параметр, показывающий изменение давления на единицу длины.

Приведенное давление – вводится для объективной оценки забойных давлений и возможности их сравнения. Забойные давления приводятся (пересчитываются) к условной горизонтальной плоскости (может быть принята любая плоскость в пределах залежи, абсолютная отметка которой известна).

Обычно за плоскость приведения принимают плоскость, проходящую через первоначальный водонефтяной контакт.

ρН — плотность нефти в пластовых условиях;

Δh1, Δh2 — разности гипсометрических отметок забоев скв. 1, 2 и плоскости приведения.

Если водонефтяной контакт поднялся на Δz, а плоскость приведения осталась прежней, то приведенные давления:

Δh1 и Δh2 — разность отметок забоев скважин и текущего положения водонефтяного контакта;

ρв — плотность воды в пластовых условиях.

Пластовая температура — температура при которой флюиды находятся в пласте, обозначается Т или t, [К, 0 С]

Пластовая температура изменяется от 18 0 до 160 0 и более.

Источник

Приведенное пластовое давление

Понятия пластового и горного давлений. Вертикальное и боковое горное давление. Определение приведенного пластового давления в газовой залежи и его расчет по замерам пластового давления в скважинах. Определение средневзвешенного пластового давления в газовой залежи.

Горное давление (геостатическое) рг — давление, обусловленное весом толщи вышележащих пород.

При бурении скважин на суше.

где ρп — объемная плотность вышележащих горных пород,

рп= [(1-Пimiiρж]hi/H(1.19)

где Пi — пористость слоя горной породы, доля единицы; ρтi— плотность твердой фазы данной горной породы, кг/м3; hi— толщина слоя той же породы; ρж — плотность жидкости в порах породы, кг/м3; H= глубина рассматриваемой точки горной породы от дневной поверхности.

Читайте также:  Низкое давление у детей с эпилепсией

С увеличение Нрастет рг, а вместе с ним возрастает и напряжение в породе. Для большинства пород при этом увеличиваются пределы текучести, прочности и пластичности.

Пластовое давление рпл (МПа)* — давление жидкости в проницаемой породе, т.е рпор в том частном случае, когда поры сообщаются друг с другом. В нормальных условиях на глубине Н давление флюидов приблизительно равно гидростатическому давлению столба воды ρв (в МПа) плотностью ρв=1000кг/м3 от кровли пласта до поверхности

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

где Нст — величина столба жидкости, который устанавливается в покоящейся скважине.

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)

называют также коэффициентами аномальности пластового и порового давления соответственно.

В нормальных условиях ka≈1. Если ka (kпор)>1,2, то имеется АВПД (или АВПоД). При увеличении Н вероятность встречи с АВПД возрастает. Значения ka

В этих трех скважинах поправку определяют с учетом плотностипластовой воды. По всем остальным скважинам замеры выполнены выше условной плоскости, поэтому поправку прибавляют к замеренным значениям, при этом учитывают плотность: по скв. 4, где пласт обводнен в процессе разработки, — воды, по скв.

Характер распределения приведенного текущего пластового давления в пределах залежи можно показать в виде схематического профиля. На рис. 81 горизонтальная линия 1 соответствует приведенному начальному пластовому давлению, имеющему одинаковые значения по площади залежи. При вводе в эксплуатацию первой скважины в пласте происходит радиальное движение жидкости или газа к ней, и вокруг

скважины образуется локальная (местная) воронка депрессии давления. В пределах воронки давление изменяется по логарифмической кривой 2. При этом начальное пластовое давление остается практически постоянным.

Линия 2 в сочетании с линией 1 отражает распределение давления в пласте после ввода первой скважины.

Источник

Adblock
detector