Меню

Определение средневзвешенного пластового давления

Определение пластовых давлений

Горное давление и формула для его определения. Горным называется давление, создаваемое весом залегающих над газом пород

где Ргор горное давление в кгс/см 2 ; gп средний удельный вес горных пород всех вышележащих пластов с учётом насыщающих их жидкостей в гс/см 3 или тс/м 3 ;

L глубина, считая от поверхности земли до точки пласта, в которой определяется горное давление в м. При ориентировочных расчётах принимается gп=2,5гс/см 3 .

Пластовое давление и методы его определения. Давление газа в газовой залежи (пластовое давление) всегда меньше горного. Определяют его по давлению на забое закрытой скважины. Учитывая, что углы наклона пластов незначительны, для большинства газовых месторождений можно считать, что начальное пластовое давление одинаково во всех точках залежи. При значительных этажах газоносности залежи значения этого давления могут значительно отличаться по различным скважинам при одинаковых давлениях на устье. На своде их значения будут меньше, чем на крыльях.

На практике пластовое давление рпл принимается равным гидростатическому, т.е. примерно глубине скважины L[м], умноженной на удельный вес воды gв[кг м/ с 2 ]. При этом учитывается возможное отклонение от данного значения с помощью введения коэффициента несоответствия a, изменяющегося в пределах 0,8 — 1,2

рпл=a gв L/10 6 [МПа]. (2.2)

Причины аномальности пластового давления. Причины аномальности лежат в геологических особенностях сообщаемости горизонтов, величинах горного давления. Аномально высокие давления имеют замкнутые пласты без выходов на поверхность при высоких этажах газоносности и уплотнённых породах.

Пластовое давление в газоконденсатных скважинах

Пластовое давление в газоконденсатных скважинах с большим содержанием конденсата (более 40 – 50 см3/м3) необходимо определять с помощью скважинных манометров либо рассчитывать по приближенным формулам. Например, если в барометрической формуле заменить относительную плотность газа относительной плотностью газоконденсатной смеси.

Определение забойного давления в работающей скважине

Газовая скважина

Исходное уравнение количества движения. Формула расчета давления в работающей скважине получаем после интегрирования общего уравнения движения

dp/dL+r . g . (dz/dL)+2 . lrw 2 /DT = 0 .

Здесь L— длина трубы в м (берётся обычно от устья до середины вскрытого интервала; для наклонных скважин определяется по вертикали h=L cosbн); w — скорость газа в м/с; g — ускорение силы тяжести в м/с 2 ; l — коэффициент гидравлического трения; r — плотность газа в кг/м 3 ; DT— диаметр трубы в м.

Общий вид формулы

(2.5) где s = 0.03415`r L / (Тср . zср);

. (2.6)

Алгоритм расчета. Забойное давление определяют методом последовательных приближений, так как в формулу входит коэффициент zcp, для определения которого необходимо знать рз.

Коэффициент гидравлического сопротивления. Коэффициент гидравлического сопротивленияlзависит от режима движения газа по трубе и поверхности стенок труб. При встречающихся на практике скоростях в газовых скважинах l зависит от числа Рейнольдса Re и относительной шероховатости d

Число Рейнольдса, относительная шероховатость, критическое значение числа Рейнольдса. Число Рейнольдса — параметр,определяющий отношение инерционных сил к вязкостным

где К — температурный коэффициент, равный 1910 при 273 К и уменьшающийся с ростом температуры ( равен 1777 при Т=293 К), кг . с 2 /м 4 ; Q — дебит газа, тыс. м 3 /сут.;

Читайте также:  Если тошнит при высоком давлении что делать

lk— абсолютная шероховатость, мм; D — внутренний диаметр труб, см; `r— относительная плотность по воздуху.

Выражение для сопротивления в случае ламинарного течения. Если режим ламинарный (Re

Из-за плохих свойств, пластов в приконтурных зонах и повышенной вязкости нефти в зоне ВНК приходилось бурить много лишних нагнетательных скважин. На крупных месторождениях при законтурном заводнении не удавалось отбирать более 25% нефти в год от начальных извлекаемых запасов. Оно характеризуется также значительными оттоками воды за контур нефтеносности.

Развитием законтурного заводнения явилось создание системы внутриконтур-ного заводнения. В этом случае месторождение рядами нагнетательных скважин «разрезается», а отдельные полосы, блоки или площади самостоятельной разработки и нефть вытесняется нагнетаемой водой. Впервые внутриконтурная система разработки была запроектирована в 1955 г. на Ромашкинском месторождении.

В начале 60-х годов были созданы блоковые или рядные системы внутри-контурного заводнения для разработки обычных нефтяных залежей. При этих системах требуется разрезать нефтяные месторождения на блоки оптимальных размеров, и числов рядов добывающих скважин между двумя батареями нагнета-тельных скважин выбирается в зависимости от конкретной геолого-физической характеристики нефтяной залежи и необходимых темпов разработки. Чем меньше размеры блоков и число рядов добывающих скважин, тем выше интенсивность системы разработки нефтяной залежи.

По сравнению с системами законтурного заводнения блоковые системы позволяют в 2-3 раза увеличить темпы добычи нефти, снизить расход нагнетаемой воды за счет уменьшения утечек ее в законтурную зону, ускорить ввод месторождения в разработку, сократить территорию промысла, подлежащую обустройству.

Внутриконтурное заводнение улучшает текущие показатели разработки и повышает конечную нефтеотдачу пластов не менее чем на 5% по сравнению с законтурным заводнением.

Опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что блоковые системы целесообразно применять при ширине залежей более 4-5 км, а также при меньшей их ширине, если залежи характеризуются пониженной проницаемостью коллекторов, резкой зональной неоднородностью продуктивных пластов, повышенной вязкостью нефти или ухудшением условий фильтрации на границах залежи.

Высокая эффективность блоковых систем разработки обусловила широкое распространение их во всех нефтедобывающих районах страны.

Площадное заводнение особенно эффективно применять при разработке малопроницаемых и сильно прерывистых пластов. Площадные системы заводнения примерно в 2 раза интенсивнее пятирядной системы. Следовательно, применение площадной системы обеспечивает темп добычи пятирядной системы значительно меньшим числом пробуренных скважин. В настоящее время площадные системы осуществляются на многих месторождениях Западной Сибири, Удмуртии.

Применение пятирядных систем целесообразно лишь при достаточно хорошей характеристике продуктивных пластов. Однако и в этом случае следует преду-сматривать возможность интенсификации системы разработки дополнительными разрезаниями месторождения, применением очагового заводнения. Многорядные системы обеспечивают более высокую нефтеотдачу только в однородных, слабо-прерывистых пластах.

В системах площадного заводнения, в которых центральная скважина элемента является нагнетательной, каждая из добывающих скважин расположена на границах элемента и одновременно дренирует несколько элементов системы площадного заводнения, от 2-х до 4-х. Соответственно добыча этих пограничных скважин складывается из притоков из 2-3-4-х элементов.

Читайте также:  Комбинированные регуляторы давления до себя

Последнее изменение этой страницы: 2016-04-07; Нарушение авторского права страницы

Источник

Разработка и проектирование месторождений природных газов: Методическое пособие к практическим занятиям , страница 3

Обработка промысловых данных (средние пластовые давления и соответствующие добытые количества газа на различные моменты при уверенности, что режим залежи газовый) по уравнению материального баланса с использованием метода наименьших квадратов позволяет вычислить газонасыщенный объем порового пространства , а затем и запасы газа. Однако для более обоснованного определения запасов газа по падению среднего пластового давления промысловые данные подвергают графической обработке. Это позволяет исключить из рассмотрения (после соответствующего анализа) дефектные точки или установить причины различных аномалий, отклонений. Графический метод обработки промысловых данных позволяет с большей наглядностью определить режим залежи, момент начала активного продвижения воды.

Для промышленной оценки запасов месторождений или отдельных залежей газов определяющее значение имеют: форма и площадь, а также толщина, коллекторские свойства, газонасыщенность и эксплуатационная характеристика продуктивных пластов (горизонтов) [2, 6, 7].

Толщины продуктивных горизонтов или отдельных пластов-коллекторов весьма разнообразны и колеблются от нескольких сантиметров до десятков, а иногда и сотен метров.

Различают общую толщину продуктивного пласта, включающую от кровли до подошвы все прослои проницаемых и непроницаемых пород; эффективную (полезную), состоящую из суммы толщин проницаемых пластов-коллекторов, и газонасыщенную толщину пластов-коллекторов, включающую только те прослои пород, которые содержат нефть или газ.

Пористость в зависимости от сообщаемости пор и их насыщенности нефтью или газом разделяется на общую, открытую и эффективную. При подсчете запасов принимается открытая пористость.

Пластовое давление – это давление пластового флюида, насыщающего поровое пространство горной породы.

Приведенное пластовое давление – это пластовое давление, приведенное к единой плоскости (начальное положение ГВК, середина этажа газоносности) [6].

Средневзвешенное пластовое давление – это среднее пластовое давление, взвешенное по газонасыщенному поровому объему и определяемое по формуле

. (1)

Представим уравнение материального баланса для залежи в случае газового режима в виде

, (2)

где Рн, , – начальное, текущее средневзвешенное по объему порового пространства пластовое давление и давление стандартных условий (0,101325 МПа), МПа;

, – пластовая температура и температура стандартных условий (293,15 К), К;

, , – коэффициент сверхсжимаемости для текущего, начального давления и давления стандартных условий;

– объем добытого газа на момент времени t, приведенный к стандартным условиям, млн. м 3 ;

– газонасыщенный объем порового пространства, млн. м 3 .

Будем откладывать по оси абсцисс отобранные объемы газа , по оси ординат — на разные моменты времени. Из уравнения (2) следует, что зависимость представляет собой линейную вида

, (3)

где b =, (4)

а = . (5)

Коэффициенты а и b найдем методом наименьших квадратов:

(6)

, (7)

где (8)

Q(t i) (9)

. (10)

, (10*)

, (11)

где Н – глубина залежи, км;

Читайте также:  Мойка высокого давления самовсасывающая elitech 1800рбк

H = – при соответствии начального пластового давления гидростатическому закону;

– коэффициент конечной газоотдачи;

Qизвл – извлекаемые запасы пластового газа, млн. м 3 ;

– балансовые запасы пластового газа, млн. м 3 ;

  • АлтГТУ 419
  • АлтГУ 113
  • АмПГУ 296
  • АГТУ 267
  • БИТТУ 794
  • БГТУ «Военмех» 1191
  • БГМУ 172
  • БГТУ 603
  • БГУ 155
  • БГУИР 391
  • БелГУТ 4908
  • БГЭУ 963
  • БНТУ 1070
  • БТЭУ ПК 689
  • БрГУ 179
  • ВНТУ 120
  • ВГУЭС 426
  • ВлГУ 645
  • ВМедА 611
  • ВолгГТУ 235
  • ВНУ им. Даля 166
  • ВЗФЭИ 245
  • ВятГСХА 101
  • ВятГГУ 139
  • ВятГУ 559
  • ГГДСК 171
  • ГомГМК 501
  • ГГМУ 1966
  • ГГТУ им. Сухого 4467
  • ГГУ им. Скорины 1590
  • ГМА им. Макарова 299
  • ДГПУ 159
  • ДальГАУ 279
  • ДВГГУ 134
  • ДВГМУ 408
  • ДВГТУ 936
  • ДВГУПС 305
  • ДВФУ 949
  • ДонГТУ 498
  • ДИТМ МНТУ 109
  • ИвГМА 488
  • ИГХТУ 131
  • ИжГТУ 145
  • КемГППК 171
  • КемГУ 508
  • КГМТУ 270
  • КировАТ 147
  • КГКСЭП 407
  • КГТА им. Дегтярева 174
  • КнАГТУ 2910
  • КрасГАУ 345
  • КрасГМУ 629
  • КГПУ им. Астафьева 133
  • КГТУ (СФУ) 567
  • КГТЭИ (СФУ) 112
  • КПК №2 177
  • КубГТУ 138
  • КубГУ 109
  • КузГПА 182
  • КузГТУ 789
  • МГТУ им. Носова 369
  • МГЭУ им. Сахарова 232
  • МГЭК 249
  • МГПУ 165
  • МАИ 144
  • МАДИ 151
  • МГИУ 1179
  • МГОУ 121
  • МГСУ 331
  • МГУ 273
  • МГУКИ 101
  • МГУПИ 225
  • МГУПС (МИИТ) 637
  • МГУТУ 122
  • МТУСИ 179
  • ХАИ 656
  • ТПУ 455
  • НИУ МЭИ 640
  • НМСУ «Горный» 1701
  • ХПИ 1534
  • НТУУ «КПИ» 213
  • НУК им. Макарова 543
  • НВ 1001
  • НГАВТ 362
  • НГАУ 411
  • НГАСУ 817
  • НГМУ 665
  • НГПУ 214
  • НГТУ 4610
  • НГУ 1993
  • НГУЭУ 499
  • НИИ 201
  • ОмГТУ 302
  • ОмГУПС 230
  • СПбПК №4 115
  • ПГУПС 2489
  • ПГПУ им. Короленко 296
  • ПНТУ им. Кондратюка 120
  • РАНХиГС 190
  • РОАТ МИИТ 608
  • РТА 245
  • РГГМУ 117
  • РГПУ им. Герцена 123
  • РГППУ 142
  • РГСУ 162
  • «МАТИ» — РГТУ 121
  • РГУНиГ 260
  • РЭУ им. Плеханова 123
  • РГАТУ им. Соловьёва 219
  • РязГМУ 125
  • РГРТУ 666
  • СамГТУ 131
  • СПбГАСУ 315
  • ИНЖЭКОН 328
  • СПбГИПСР 136
  • СПбГЛТУ им. Кирова 227
  • СПбГМТУ 143
  • СПбГПМУ 146
  • СПбГПУ 1599
  • СПбГТИ (ТУ) 293
  • СПбГТУРП 236
  • СПбГУ 578
  • ГУАП 524
  • СПбГУНиПТ 291
  • СПбГУПТД 438
  • СПбГУСЭ 226
  • СПбГУТ 194
  • СПГУТД 151
  • СПбГУЭФ 145
  • СПбГЭТУ «ЛЭТИ» 379
  • ПИМаш 247
  • НИУ ИТМО 531
  • СГТУ им. Гагарина 114
  • СахГУ 278
  • СЗТУ 484
  • СибАГС 249
  • СибГАУ 462
  • СибГИУ 1654
  • СибГТУ 946
  • СГУПС 1473
  • СибГУТИ 2083
  • СибУПК 377
  • СФУ 2424
  • СНАУ 567
  • СумГУ 768
  • ТРТУ 149
  • ТОГУ 551
  • ТГЭУ 325
  • ТГУ (Томск) 276
  • ТГПУ 181
  • ТулГУ 553
  • УкрГАЖТ 234
  • УлГТУ 536
  • УИПКПРО 123
  • УрГПУ 195
  • УГТУ-УПИ 758
  • УГНТУ 570
  • УГТУ 134
  • ХГАЭП 138
  • ХГАФК 110
  • ХНАГХ 407
  • ХНУВД 512
  • ХНУ им. Каразина 305
  • ХНУРЭ 325
  • ХНЭУ 495
  • ЦПУ 157
  • ЧитГУ 220
  • ЮУрГУ 309

Полный список ВУЗов

Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).

Источник

Adblock
detector