Меню

Давление в нефтяном пласте снизилось до атмосферного

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

Нефть, газ и вода находятся в пласте под давлением, которое называется пластовым . До того, как человек воздействует на пласт, вся система находится под начальным пластовым давлением

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

Читайте также:  При повышении давления может ли подниматься температура

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!

Источник

Естественные режимы работы нефтяных и газовых залежей.

Природный режим работы нефтяной залежи – совокупность естественных сил природы, способствующих движению нефти к забоям добывающих скважин.

Силы, действующие на нефть в продуктивном пласте:

1. напор краевых (контурных) вод

2. напор газовой шапки

3. энергия растворенного газа, выделяющегося из нефти при снижении давления

4. энергия, которой обладают сжатые нефть, вода и вмещающая их порода

5. сила тяжести, действующая на жидкость

Режимы работы залежей:

4. растворенного газа

1. ‘Жестководонапорный режим

— Источник пластовой энергии: напор краевых (или подошвенных) вод.

— Запасы вод постоянно пополняются за счет атмосферных осадков и источников поверхностных водоемов.

— Особенность: поступающая в пласт вода полностью замещает отбираемую нефть.

— Контур нефтеносности при этом непрерывно перемещается и сокращается.

— Эксплуатация нефтяных скважин прекращается, когда краевые воды достигают забоя тех из них, которые находятся в наиболее высоких частях пласта, и вместо нефти начинает добываться только вода.

— Коэффициент нефтеотдачи пластов – 0,5-0,8 (самый высокий).

— Происходит фонтанирование скважины. Важно: отбор нефти не следует производить слишком быстро, поскольку иначе темп притока воды будет отставать от темпа отбора нефти и давление в пласте будет падать, фонтанирование прекратиться.

2. ‘Упруговодонапорный режим

— Источник пластовой энергии: упругие силы воды, нефти и самих пород, сжатых в недрах под действием горного давления.

— По мере извлечения нефти давление в пласте постепенно снижается.

— Уменьшается дебит скважины.

— Особенность: водоносная часть пласта больше нефтеносной.

— Можно извлечь до 15% нефти от промышленных запасов.

— Коэффициент нефтеотдачи пластов – 0,8.

3. ‘Газонапорный режим

— Источник пластовой энергии: давление газа, сжатого в газовой шапке.

— Чем больше размер газовой шапки, тем дольше снижается давление в ней.

— Процесс вытеснения нефти расширяющимся газом сопровождается гравитационными эффектами.

— Газ, выделяющийся из нефти, мигрирует вверх, пополняя газовую шапку и оттесняя нефть.

Читайте также:  Устройство мойки высокого давления эленберг

— По мере понижения уровня газонефтяного контакта происходит прорыв газа к нефтяным скважинам и их эксплуатация прекращается.

— Коэффициент нефтеотдачи пластов – 0,4-0,6.

4. ‘Режим растворенного газа

— Источник пластовой энергии: давление газа, растворенного в нефти.

— По мере понижения пластового давления газ из растворенного состояния переходит в свободное.

— Расширяясь пузырьки газа выталкивают нефть к забоям скважин.

— Запас энергии газа истощается раньше, чем успевают отобрать значительные объемы нефти.

— Коэффициент нефтеотдачи пласта – 0,15-0,3 (самый низкий).

5. ‘Гравитационный режим

— Источник пластовой энергии: под действием силы тяжести нефть стекает в скважину, а оттуда откачивается механизированным способом.

— Имеет место в тех случаях, когда давление в нефтяном пласте снизилось до атмосферного, а имеющаяся в нем нефть не содержит растворенного газа.

Смешанный режим: если в залежи нефти одновременно действуют различные движущие силы.

При разработке газовых месторождений гравитационный режим и режим растворенного газа отсутствуют.

Применительно к газовым и газоконденсатным месторожде­ниям характерными являются два режима: газовый (или газонапорный) и водона­порный.

При газовом режиме приток газа к скважинам происходит за счет потенциальной энергии расширения газа при снижении дав­ления в залежи. В этом случае контурные или подошвенные воды практически не вторгаются в пределы газовой залежи и можно считать, что объем порового простран­ства газовой залежи во времени также практически не изменя­ется.

При водонапорном режиме приток газа к скважине происхо­дит как за счет продвижения пластовых вод в пределах газовой залежи, так и за счет энергии газа, расширяющегося при паде­нии пластового давления. Вследствие вторжения пластовых вод в газовую залежь при водонапорном режиме происходит умень­шение объема порового пространства во времени. Водонапорный режим в зависимости от граничных условий на контуре питания водонапорной системы разделяют на упруго-водонапорный и водонапорный режимы. Из-за большей сжимаемости газа по сравнению с сжимае­мостью пористой среды при разработке залежей эффектом уменьшения объема пористой среды при снижении пластового давления можно практически пренебречь.

Источник

Режимы работы нефтяных залежей

Под режимом работы нефтяных залежей понимают характер проявления движущих сил в залежи, обеспечивающих продвижение нефти в пластах к забоям эксплуатационных скважин.

Показателем эффективности разработки залежи является коэффициент нефтеотдачи— отношение количества извлеченной из залежи нефти к общим запасам ее в пласте.

В зависимости от вида энергии, под влиянием которой нефть и газ вытесняются из пласта, различают следующие виды режимов эксплуатации нефтяных месторождений:

1. Водонапорный режим

2. Газонапорный режим

3. Режим растворенного газа

5. Гравитационный режим

Читайте также:  Гост на резьбы шлангов высокого давления

6. Смешанные режимы

Водонапорный режим – движение нефти в пласте к скважинам происходит под воздействием напора краевой (контурной) воды, которая в процессе разработки залежей стремится продвинуться в зону пониженного давления – к забоям скважины. Эффективность напора краевых вод тем выше и тем активнее питание пласта (атмосферные осадки, подрусловые воды рек и т.д.), чем больше проницаемость пород и меньше вязкость пластовой жидкости. В этом случае поступающая в пласт вода полностью замещает отбираемые нефть и газ.

При этом режиме удается извлечь 50-70%, а иногда и больше от общего количества нефти, содержащейся в недрах до начала разработки залежи. Коэффициент нефтеотдачи для пластов с водонапорным режимом может быть в пределах 0,5-0,7 и более.

Газонапорный режим –движение нефти в пласте происходит за счет напора расширяющегося газа, сосредоточенного в сводовой части залежи (газовой шапки). В чистом виде газонапорный режим проявляется в гидродинамической изоляции. Хотя запасы энергии газовой шапки достаточно большие, эффективность работы залежи ниже, чем при водонапорном режиме из-за плохой вытесняющей способности газа. Кроме того дебиты скважин нужно ограничивать вследствие прорыва в них газа из газовой шапки. Коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с газонапорным режимом колеблется в пределах 0,5-0,6.

Режим растворенного газа.При эксплуатации залежей в режиме растворенного газа, когда пластовое давление становится меньше давления насыщения, то происходит выделение пузырьков газа из нефти, которые распределяются равномерно по всему поровому пространству, и расширяясь вытесняют нефть из пласта. Коэффициент нефтеотдачи при этом режиме будет 0,2-0,4.

Упругий режим– за счет упругого расширения горных пород и находящихся в них жидкостей. При снижении давления объем пластовой жидкости увеличивается, а объем порового пространства уменьшается за счет расширения скелета породы- коллектора. Все это обуславливает вытеснение жидкости из пласта в скважину.

Этот режим проявляется в гидродинамически-изолированных залежах при пластовых давлениях выше давления насыщения. Коэффициент нефтеотдачи 0,5-0,6

Гравитационный режим-нефть движется по пласту к забоям скважин под действием силы тяжести. Этот режим проявляется в том случае, когда в пласте давление снизилось до атмосферного, а в нефти не содержится растворенный газ. В этом случае нефть стекает в скважины только под действием гравитационной силы (силы тяжести). При гравитационном режиме добыча нефти из пласта ведется в основном механизированным способом до тех пор, пока эксплуатационные расходы окупаются стоимостью добытой нефтью. Коэффициент нефтеотдачи- 0,1-0,2.

Смешанный режим – режим работы залежи, когда при ее эксплуатации заметно одновременное действие двух или нескольких различных источников энергии.

Источник

Adblock
detector