Как посчитать пластовое давление скважины

Расчёт приведённого пластового давления.

Основы разработки и эксплуатации

Нефтегазовых месторождений

Лабораторная работ № 4

Расчёт приведённого пластового давления.

Пластовое давление.

Давление, под которым находятся жидкости и газы в пласте, называют пластовым.

Начальное пластовое давление (до начала разработки залежи), как правило, зависит от глубины залегания пласта. Его можно приближённо определить по формуле:

(1.1)

где L — глубина точки пласта, м.

Пласты, для которых приближенно соблюдается это равенство, называют пластами с нормальным (гидростатическим) давлением. Они, так или иначе, свя­заны с поверхностью земли.

Однако существуют пласты с давлением аномальным, обычно превы­шающим гидростатическое давление (Западный Казахстан, Туркмения, Западная Сибирь). Такие пласты не связаны или очень слабо связаны с дневной поверхно­стью и чаще всего встречаются в складчатых районах.

(1.2)

Здесь р_ж — плотность жидкости, кг/м 3 ;

g — ускорение свободного падения, м/с 2 ;

Р_у — давление на устье скважины, Па.

Установленные по формулам (1.1) и (1.2) пластовые давления одинаковы для всех точек пласта, расположенных на одной горизонтальной плоскости.

В двух точках пласта, не лежащих на этой плоскости, пластовое давление будет отличаться от найденного значения.

Расчёт приведённого пластового давления.

Для удобства анализа изменения пластового давления в процессе эксплуатации залежи пластовое давление обычно относят к какой-либо одной условной плоскости, например плоскости ВНК.

Рисунок 1.1 — К примеру, расчета приведённых давлений.

Давление, отнесённое к этой плоскости, называется приведённым пла­стовым давлением. Его определяют по формуле:

Р_пр =Р_пл± 0,00981 ∆Н ρ_н,

Задача 1. Рассчитать пластовое давление в безводной остановленной скважи­не для следующих условий (табл. 1.1).

1) Так как скважина безводная, то после остановки она заполнена только нефтью. Рассчитываем высоту столба нефти по формуле:

Таблица 1.1.

Скважина эксплуатировалась при забойном давлении большем давления насы­щения, м 2

2) Вычисляем среднюю плотность нефти:

3) Пластовое давление будет равно:

Задача 2. Определить пластовое давление в остановленной безводной фонтанной скважине для следующих условий (табл 1.2):

Зависимость плотности нефти от давления и температуры представлены на рис. 1.2

Решение. Для расчёта пластового давления в данном случае необходимо ис­пользовать формулу:

P_пл =

Рисунок 12 — Зависимость плотности нефти от давления и температуры.

Средняя плотность нефти в скважине p_n, зависит от давления и температуры.

По существу, решение данной задачи сводится к расчёту p_n(p,t).Принимая линейный закон распределения температуры по глубине остановленной скважины, рассчитаем среднюю температуру:

Рассчитываем пластовое давление:

Средняя плотность нефти в интервале давлений от р_нас до р_пл,

Таким образом, средние плотности нефти в интервалах давлений от

Вычисляем пластовое давление с учетом изменения плотности нефти при

Оценим ошибку δ вносимую а расчет пластового давления, пренебрежением влияния давления на плотность нефти в области Р_пл.>Р_нас:

Таким образом, ошибка составляет всего 0,16%, поэтому в практических расчётах можно пренебрегать влиянием изменения плотности нефти за счет ее сжимаемости в области давлений от Р_нас до Р_пл.

Задача 1.3Определить приведённые давления на отметке ВНК в скважинах 1, 2 и 3 (рис. 1.1). Давление замерено в точках А, В, С. Исходные данные приведены в табл. 1.3:

Рисунок 1.1 — К примеру, расчета приведённых давлений.

Решение. 1) Определим приведённое давление на отметке ВНК (р_внк) по дан­ным замера давления в т.А. Предварительно находим разницу между отметками точки А и ВНК (h_A).Гипсометрическая отметка т.А будет при этом равна:

Из рис. 1.1 видим, что

Так как в интервале между т.А и ВНК пласт насыщен водой, определяем

2) Определим р_внк по данным замера давления в т.В. Рассуждая аналогич­но, найдём:

Замечая, что между т.В и ВНК пласт насыщен нефтью, определим:

Р_BHK = Р_B + 0,00981· h_B ρ_n = 16,5 + 0,00981 71 0,76= 17,03 МПа.

3) Аналогично определим Рвнк по данным замера давления в т.С.

Таким образом, значения рассчитанных приведённых давлений по всем трём точкам совпали достаточно точно. Определим среднеарифметическое Рвнк.

Р_внк=

ОФОРМЛЕНИЕ ЛАБОРАТОРНО РАБОТЫ:

Министерство образования и науки Российской Федерации

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Источник

ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ

ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА

Все залежи УВ обладают большим или меньшим запасом различных видов энергии для перемещения нефти и газа к забоям скважин. Потенциальные возможности залежей в этом плане зависят от разновидностей природных режимов залежей. В проявлении режимов большое место занимают значение начального пластового давления и поведение давления в процессе разработки.

Различают два вида давления в земной коре – горное и гидростатическое.

Горное давление – создается суммарным действием на породы геостатического и геотектонического давления.

Геостатическим называется давление вышележащих горных пород (от поверхности земли до точки замера).

Геотектоническое давление – отражение напряжений, создаваемых в земной коре различными непрерывно-прерывистыми тектоническими процессами.

Под пластовым понимают давление, при котором в продуктивном пласте нефть, газ, вода, а в водоносном – вода находятся в пустотах пластов-коллекторов.

Аналогичный процесс – поступление в скважину нефти.

Следовательно, пластовое давление может быть определено по высоте столба пластовой жидкости в скважине при установлении статического равновесия в системе пласт-скважина: Р_пл = h×r×g,

При практических расчетах формулу используют в следующем виде: Р_пл = h×r/с,

где С – коэффициент, равный 102 при измерении давления в МПа.

Устанавливающийся в скважине уровень жидкости, соответствующий пластовому давлению, называют пьезометрическим уровнем. Его положение фиксируют расстоянием от устья скважины.

Поверхность, проходящая через пьезометрические уровни в различных точках водонапорной системы (в скважинах), называют пьезометрической поверхностью.

Высоту столба жидкости h в формуле обычно определяют как расстояние от пьезометрического уровня до середины пласта коллектора – такой столб жидкости h₁ называют пьезометрической высотой.

Пьезометрическим напором называют столб жидкости высотой h₂ = h₁ + z, где z – расстояние между серединой пласта и условной плоскостью.

Давление, соответствующее пьезометрической высоте, называют абсолютным пластовым давлением (Р_пл.а).

Давление, соответствующее пьезометрическому напору, – приведенным пластовым давлением (Р_пл.пр).

(Т. Е. Приведенное пластовое давление – это давление, замеренное в скважине и пересчитанное на условно принятую горизонтальную плоскость.)

Зная расстояние z и плотность жидкости в скважине r, всегда можно перейти от абсолютного пластового давления к приведенному (и наоборот):

В скважинах с устьями выше пьезометрической поверхности (скв1) абсолютное пластовое давление можно определить, зная глубину скв. Н₁ до середины пласта и глубину пьезометрического уровня от устья скважины h_1, плотность воды r_в (она обычно больше 1(см таб.) вследствие того, что пластовые воды минерализованы):

В скважинах с устьями, совпадающими с пьезометрической поверхностью (скв2):

Скважины с устьями ниже пьезометрической поверхности (скв 3) будут фонтанировать. Пластовое давление в таких скважинах можно определить, замерив манометром давление p_у на их устьях:

Распределение пластовых давлений в скважинах, встречающих продуктивный пласт на различных гипсометрических отметках.

Определим величины пластовых давлений в пяти пробуренных скважинах.

Скв. 1 вскрыла краевую воду на глубине 2150 м. Статический уровень находится на 200 м. ниже устья. Пластовое давление на забое (т. В) составит:

Статический столб в скважине 1950 м.

Скв. 2 пробурена на крыле складки и вскрывает залежь нефти на глубине 2050 м. Альтитуда скважины равна 650 м. Пластовое давление на забое (т. С) будет меньше, чем в точке В, на величину противодавления, оказываемого столбом жидкости, равным разности абсолютных отметок глубин залегания точек В и С, т.е.

Тогда давление в точке С будет

Статический столб нефти в скв. 2 должен уравновешивать вычисленное значение давления на забое, т.е. он должен быть равен:

Однако глубина скважины оказывается меньше вычисленного значения статического столба и, следовательно, скважина будет фонтанировать.

При вскрытии скважины давление на ее устье будет

Столб нефти оказывает противодавление

Плотность газа по отношению к воде при давлении, равном давлению на газонефтяном контакте

17.0 – 2,4 = 14,6 МПа, и коэффициент сжимаемости

Тогда противодавление столба газа будет равно

Отсюда давление в точке D составит:

Если бы весь пласт был заполнен водой, то давление в точке D составляло бы

Таким образом, давление в наиболее приподнятой части газовой шапки превышает гидростатическое на 14,1-9,0 = 5,1 МПа и градиент давления для глубины 900 м. будет равен

Скв. 4, вскрывшая пласт на контакте газ-нефть, имеет забойное давление, как мы уже высчитали, 14,9 МПа. Высота статического столба нефти

Так как глубина скважины равна 1300 м., то скважина будет фонтанировать нефтью. При закрытии скважины давление на ее устье будет

В связи с тем, что глубина скв. 5 составляет 1800 м., скважина будет переливать (фонтанировать) воду. При ее закрытии давление на устье составит

Таким образом, при данном гидростатическом напоре в различных точках продуктивного пласта устанавливаются различные пластовые давления.

На рисунке приведена схема инфильтрационной водонапорной системы с приуроченной к ней газонефтяной залежью.

Рис. 48. Схема распределения пластового давления рпл и пьезометрических высот в районе расположения нефтегазовой залежи: 1 – вода; 2 – нефть; 3 –газ; поверхности: 4 – пьезометрическая, 5–земная; ру — давление на устье скважины

Область питания водонапорной системы расположена на абсолютной отметке 100 м. Общая высота приуроченной к этой системе газонефтяной залежи 400 м, отметки ВНК – 700 м, ГНК – 400 м, кровли пласта в своде залежи – 300 м.

Проследим распределение начальных значений пластового давления и пьезометрической высоты в пласте в районе залежи.

В водяной скв. 1 пьезометрическая высота h_в = 600 м. Соответственно р_пл1 = h_в р_в /102 = (600*1,0)/102 = 5,88 МПа.

В водяной скв. 4 при пьезометрической высоте h_в = 900 м р_пл4 = 900*1,0/102 = 8,82 МПа; р_пл1 водонапорных системах и залежах пользуются вертикальным градиентом пластового давления grad p, отражающим величину изменения p_пл на 1 м глубины скважины: grad p = p_пл/Н.

Из рисунка видно, что на величину grad p в различных скважинах влияние оказывает разность абсолютных отметок пьезометрической поверхности и устьев скважин. В скважинах, устья которых находятся выше пьезометрической поверхности, значения grad p меньше, а в скважинах, устья которых находятся ниже этой поверхности, значения grad p больше по сравнению с его значениями в скважинах, устья которых совпадают с пьезометрической поверхностью.

Градиент пластового давления имеет значения от 0,008 до 0,025 МПа/м и иногда более.

Его величина зависит от характера водонапорной системы, взаимного расположения поверхности земли и пьезометрической поверхности.

Природной водонапорной системой называют систему гидродинамически сообщающихся между собой пластов-коллекторов и трещинных зон с заключенными в них напорными водами, которая характеризуется едиными условиями возникновения подземных вод.

В пределах каждой водонапорной системы могут быть выделены три основных элемента:

· область питания – зоны, в которых в систему поступают воды, за счет чего создается давление, обусловливающее движение воды;

· область стока – основная по площади часть резервуара, где происходит движение пластовых вод;

· область разгрузки – части резервуара, выходящие на земную поверхность или расположенные в недрах (например, связанные с дизъюнктивным нарушением), в которых происходит разгрузка подземных вод.

Природные водонапорные системы подразделяют на инфильтрационные и элизионные (рис. ). Залежи УВ, приуроченные к водонапорным системам указанных видов, обычно обладают различными по величине значениями начального пластового давления при одинаковой глубине залегания продуктивных пластов.

· является «открытой», т.е. сообщается с земной поверхностью в областях как разгрузки, так и питания;

· область питания системы расположена гипсометрически выше области разгрузки;

Классификация геогидродинамических систем

· природный резервуар пополняется атмосферными и поверхностными водами.

· движение жидкости в пласте-коллекторе происходит в основном в соответствии с влиянием гравитационных сил в сторону регионального погружения пластов.

· в инфильтрационных водонапорных системах начальное пластовое давление возрастает практически пропорционально увеличению глубины залегания водоносных пластов.

· инфильтрационные водонапорные системы наиболее характерны для древних платформ.

· Значение начального пластового давление ниже значений геостатического, т.е. давления на пласт массы вышележащей толщи пород.

В зависимостиот степени соответствияначального пластового давленияглубинезалеганияпластов-коллекторов выделяют две группы залежей УВ:

Ø залежи с начальным пластовым давлением,соответствующим гидростатическому давлению;

Ø залежи с начальным пластовым давлением,отличающимся от гидростатического.

В геолого-промысловой практике принято называть залежи первого вида залежами с нормальным пластовым давлением, второго вида – залежами с аномальным пластовым давлением. Подобное разделение следует считать условным, так как любое значение начального пластового давления связано с геологическими особенностями района и для рассматриваемых геологических условий является нормальным

Каждая залежь УВ имеет некоторое природное пластовое давление. В процессе разработки залежи пластовое давление обычно снижается, соответственно, различают начальное (статическое) и текущее (динамическое) пластовое давление.

Начальное пластовое давление – это давление в пласте-коллекторе в природных условиях, т.е. до начала извлечения из него жидкостей или газа.

Гидростатическим пластовым давлением (ГПД) называют давление в пласте-коллекторе, возникающее под действием гидростатической нагрузки вод, перемещающихся по этому пласту в сторону его регионального погружения.

В водоносном пласте начальное пластовое давление считают равным гидростатическому, когда соответствующая ему пьезометрическая высота в каждой его точке примерно соответствует глубине залегания пласта. Пластовое давление, близкое к гидростатическому, характерно для инфильтрационных водонапорных систем и приуроченных к ним залежей.

За пределами залежей нефти и газа, т.е. в основной по площади водоносной части инфильтрационных систем, значение вертикального градиента пластового давления обычно не выходит за пределы 0,008 – 0,013 МПа/м и в среднем составляет около 0,01 МПа/м. Редкие исключения могут быть обусловлены весьма резким различием абсолютных отметок устьев скважин и пьезометрической поверхности.

В инфильтрационных водонапорных системах начальное пластовое давление возрастает практически пропорционально увеличению глубины залегания водоносных пластов-коллекторов. Его значения всегда намного ниже значений геостатического давления, т.е. давления на пласт массы вышележащей толщи пород.

В инфильтрационных системах вертикальный градиент пластового давления залежей нефти и газа, даже с учетом избыточного давления, обычно не выходит за указанные пределы 0,008 – 0,013 МПа/м. Верхний предел обычен для газовых залежей большой высоты. Иногда в свободной части газовой залежи, приуроченной к инфильтрационной системе, значение градиента может выходить за названный предел. Повышенное пластовое давление в сводовых частях залежей инфильтрационных водонапорных систем не следует смешивать со сверхгидростатическим давлением.

О соответствии или несоответствии пластового давления гидростатическому (т.е. глубине залегания пласта) следует судить по значению давления в водоносной части пласта непосредственно у границ залежи или, если замеров давления здесь нет, по значению давления, замеренного в пределах залежи и приведенного к горизонтальной плоскости, соответствующей средней отметке ВНК или ГВК.

Залежи с начальным пластовым давлением,

Источник