Приведенное пластовое давление в залежах ув это

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 – V_н >> V_г, Р_пл > Р_нас и весь газ растворен в нефти.

3) нефте-газовыелибо газо-нефтяные –V_г ≈ V_н, Р_пл не столь высокое и согласно условию Р_нас > Р_пл часть газа находится в свободном состоянии виде газовой шапки.

4) газо-конденсатные – V_г >> V_н 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 ].

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).

ρ_п – средняя плотность ГП, покрывающих эту залежь

Эффективное давление – это разность Р_г и Р_пл

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

Возрастание Р_эф 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.

ρ_Н — 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) р_г — давление, обусловленное весом толщи вышележащих пород.

При бурении скважин на суше.

где ρ_п — объемная плотность вышележащих горных пород,

р_п= [(1-П_i)ρ_mi+П_iρ_ж]h_i/H(1.19)

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

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

Пластовое давление р_пл (МПа)* — давление жидкости в проницаемой породе, т.е р_пор в том частном случае, когда поры сообщаются друг с другом. В нормальных условиях на глубине Н давление флюидов приблизительно равно гидростатическому давлению столба воды ρ_в (в МПа) плотностью ρ_в=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 Н_ст — 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 k_a≈1. Если k_a (k_пор)>1,2, то имеется АВПД (или АВПоД). При увеличении Н вероятность встречи с АВПД возрастает. Значения k_a

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

Виды давлений

Виды давлений в залежах нефти и газа

В недрах Земли каждая материальная точка испытывает следующие виды давлений:

Горное (геостатическое) давление

это давление вышележащих горных пород. Оно прямо пропорционально глубине залегания в метрах и плотности вышележащих пород:

где 2,3 – средняя плотность горных пород в верхней зоне земной коры, в г/см 3 . 10 – поправочный коэффициент для расчета давления в атмосферах. При расчетах давления в Мпа поправочный коэффициент принимается равным 100.

Гидростатическое давление

давление вышележащих подземных вод, находящихся в порах и трещинах горных пород. Оно прямо пропорционально глубине залегания в метрах и плотности подземных вод, которая в среднем равна 1,05 г/см 3 .

Гидродинамическое давление

давление движущихся подземных вод.

Пластовое давление

давление внутри залежи нефти и газа. Оно равно давлению вышележащих подземных вод и по закону Паскаля передается на всю залежь через ВНК. Рассчитывается по формуле: где Н – глубина в метрах (м) на уровне ВНК, 10 – поправочный коэффициент для расчета давления в ат – это теоретически расчетное давление. Фактическое пластовое давление определяется по замерам в скважинах приборами при испытании пластов. Оно может значительно отличаться от расчетного пластового давления.

Избыточное давление

дополнительное давление в залежи, возникающее за счет силы всплывания нефти над водой. Рассчитывается по формуле: где h – высота точки расчета над ВНК, (d_B—d_H) – разность плотностей воды и нефти.

Давление насыщения

это давление газа, растворенного в нефти. Зависит от степени газонасыщенности нефти

Коллекторские пласты с гидродинамическим режимом

При вскрытии пласта скважиной в ней устанавливается столб жидкости высотой, уравновешивающей пластовое давление. Если в пласте существует застойный водный режим, то во всех скважинах устанавливается одинаковый уровень жидкости. Если же подземные воды испытывают направленное боковое движение, то давление в жидкости будет равно сумме гидростатического и гидродинамического давлений. При этом уровни столбов жидкости будут ниже в тех скважинах, в сторону которых направлено боковое движение подземных вод. Пьезометрический уровень в таких системах будет иметь наклонное положение, смотри рисунок 1.

Рисонок 1. Коллекторские пласты с гидродинамическим режимом, Е.М.Максимов.

Приведенное давление в точке А равно:

Наклон ВНК определяется разностью приведенных давлений в точках А и Б: , где ρВ – плотность пластовой воды; ρГ – плотность газа. Условные обозначения: 1 – песок водоносный; 2 – залежь газа с наклонным газо-водяным контактом; 3 – направление движения воды по пласту.

Пьезометрическая поверхность определяется для каждого пласта отдельно как поверхность, выше которой вода в скважине не поднимается. В резервуарах с наклонной пьезометрической поверхностью ВНК и ГВК приобретают наклонное положение (Рисунок 1). Угол наклона ГВК И ВНК всегда больше наклона пьезометрической поверхности. Повышение угла наклона пьезометрической поверхности может привести к полному разрушению (вымыванию) залежи. Наклон пьезометрической поверхности иногда может играть и созидающую роль: при наклонных ВНК и ГВК залежи нефти и газа могут формироваться в пределах незамкнутых структур типа флексуры и структурных носов. Наклон пьезометрической поверхности прямо пропорционален региональному наклону пласта-резервуара. Он характерен для всех артезианских бассейнов.

Между глубиной залегания и пластовым давлением существует прямая связь: чем больше глубина залегания, тем больше пластовое давление. Это – общая закономерность, которая претерпевает отклонения под влиянием других факторов. Геостатический градиент в среднем равен 2-3 атмосферам на каждые 10 метров глубины. Гидростатический градиент в среднем равен 1 атмосфере на 10 метров глубины, т.е. через каждые 10 м. давление в подземных водах возрастает на 1 атмосферу.

Источник