LB_2_Plastovoe_davlenie

1. 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.

При вскрытии продуктивного пласта скважиной в том случае, когда её ствол заполнен жидкостью до устья, начальное пластовое давление на забое можно более точно определить по формуле:

(1.2)

Здесь р_ж - плотность жидкости, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

р_у - давление на устье скважины, Па.

Если уровень жидкости поднялся на некоторую высоту Н в скважине (Р_y ⁼ 0), то пластовое давление

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.

1

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 р_н,

где р_пл - измеренное пластовое давление в скважине, Па;

∆Н - расстояние точки измерения от условной плоскости (приведения) по вертикали, м.

Знак плюс соответствует случаю, когда точка измерения расположена вы­ше плоскости приведения, знак минус - когда эта точка находится ниже плоско­сти приведения

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

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

h_н = L_C- h_cm = 1870 - 37 = 1833 м.

2

Таблица 1.1.

Наименование параметра	Значение параметра
	Варианты заданий
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Глубина скважины Ln м	1870	1920	1710	1750	1780	1870	1880	1890	1900	1910	1880
Статический уровень м	37	46	43	47	34	37	45	41	43	48	47
Плотность дегазированной нефти рнд, кг/м5	870	878	869	891	873	871	870	872	875	878	890
Плотность пластовой нефти рпр кг/м3	805	811	796	834	807	804	805	807	808	799	801

Скважина эксплуатировалась при забойном давлении большем давления насы­щения, м²

2) Вычисляем среднюю плотность нефти:

3) Пластовое давление будет равно:

P_пл=h_ннg10^-6=1833837,59,8110^-6=15,06 МПа

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

Таблица 1.2

Наименование параметра	Значение параметра
	Варианты заданий
	1	2	3	4	5	6		7		8		9		10		11
Глубина скважины Lc, м	2658	2540	1853	2324	2274	2274		2274		2274		2274		2274		2274
Давление на устье остановленной скважины py МПа	8	8,6	7,4	7,7	9	8		8,9		9,1		7,5		7,3		8,2
Давление насыщения рнас, МПа	11,3	12.9	11.4	8.7	9,3	9,3		11,1		8,6		9,5		11		10
Забойное давление pзаб, МПа	11,3	12,9	11,4	8,7	9,3	9,3	11,1		8,6		9,5		11		10
Температура на устье остановленной скважины tу °С	20	40	20	40	20	20		40		20		40		20		40
Пластовая температура tпл °С	70	80	70	80	70	70		80		70		80		70		80
Коэффициент сжимаемости нефти βн10-4 МПа-1	6,5	5,8	6,2	5,4	6,4	6,4		6,5		6,1		6,2		6,3		6,1

3

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.

1 - 20°С,

2 - 70°С;

3 -45°С.

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:

t=t_y+t_пл = (20 + 70)/2 = 45°С

4

Используя графические зависимости р, = f (p.t) на рис. 1.2 и принимая линейное изменение плотности нефти от температуры, путём интерполяции строим зависимость плотности нефти при t = 45°С (кривая 3). Полученную кри­вую можно использовать для расчета средней плотности нефти в скважине при изменении давления от р_у до p_пл . По кривой 3 находим среднюю плотность неф­ти в интервале давлений от р_у = 8 МПа до p_m = 11,3 МПа; р_н = 775 кг/м³.

Рассчитываем пластовое давление:

p_пл = 2650775-9,8110^-6+ 8 = 28,15 МПа.

При решении принято, что средняя плотность нефти при t = 45°С в облас­ти давлений от р_нас = 11,3 МПа до р_м = 28,15 МПа постоянна и равна 775 кг/м³. Фактически, в этой области давлений плотность нефти линейно увеличивается за счет сжимаемости. Рассчитаем плотность нефти при р„ s 28,15 МПа, если плот­ность нефти при р_нас = 11,3 МПа равна 772,3 кг/м³ (рис. 1.2 кривая 3).

Коэффициент сжимаемости нефти Д принимаем равным 6,5-10^-4/МПа. Таким образом, плотность нефти при пластовом давлении:

или

Средняя плотность нефти в интервале давлений от р_нас до р_пл,

Р_нср= ( 772,5 + 781,1 ) / 2 = 776,8 кг/м³.

5

Таким образом, средние плотности нефти в интервалах давлений от

р_у = 8 МПа до Р_нас = 11,3 МПа и от Р_нас = П,3 МПа до р_пл = 28,15 МПа соответственно равны 775 и 776,8 кг/м³. Для данных условий нетрудно рассчитать и сред­нюю плотность нефти в интервале от р_у = 8 МПа до р_пл = 28,15 МПа, которая равна 775,9 кг/м³.

Вычисляем пластовое давление с учетом изменения плотности нефти при

р_пл = 2650776,89,81·10^-6 + 8 = 28,19 МПа.

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

6

Задача 1.3 Определить 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:

Таблица 1.3

Наименование параметра	Абсолютное значение Варианты заданий
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1. Глубина отметки ВНК НВНК, м	1250	1201	1300	1280	1300	1251	1301	1289	1299	1302	1268
2. Пластовое давление в точках, МПа:
Ра	17,9	16,8	18,9	18,0	19,9	17,9	16,8	18,9	18,0	19,9	18,9
Рв	16,5	15,6	17,3	17,1	18,5	16,5	15,6	17,3	17,1	18,5	18,3
pc	17,2	16,2	18,2	17.6	19,2	17,2	16,2	18,2	17.6	19,2	18,9
3. Глубина замеров пластового давления в точках, м:
Lа	1756	1706	1805	1786	1836	1756	1706	1805	1786	1836	1805
Lв	1451	1401	1503	1481	1531	1451	1401	1503	1481	1531	1401
Lc	1535	1485	1582	1561	1615	1535	1485	1582	1561	1615	1485
4. Альтитуда скважин в точках, м:
Ал1	427	411	407	421	441	427	411	407	421	441	440
Ал2	272	268	277	281	301	272	268	277	281	301	300
Ал3	276	279	281	290	310	276	279	281	290	310	311
5. Плотность нефти в пластовых условиях рн, т/м3	0,76	0,78	0,74	0,73	0,75	0,76	0,78	0,74	0,73	0,75	0,76
6 Плотность воды в пластовых условиях рв, т/м3	1,1	1,07	1,09	1,06	1,09	1,1	1,07	1,09	1,06	1,09	1,1

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:

Н_А = L_A – Aл₁ = 1756 - 427 = 1329 м.

9

Из рис. 1.1 видим, что

h_A = Н_А - H_внк = 1329 - 1250 = 79 м.

7

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

Р_внк = Р_а - 0,00981- h_A ρ_в = 17,9 - 0,00981·79·1,1 = 17,05 МПа.

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

Н_в = L_B - Ал₂ = 1451 - 272 = 1179 м.

Тогда

h_B = Н_BHK – Н_B = 1250 - 1179 = 71 м.

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

Р_BHK = Р_B + 0,00981· h_B ρ_n = 16,5 + 0,0098171 0,76= 17,03 МПа.

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

Н_с = L_c – Ал₃ = 1535 -267 = 1268 м,

h_c= 1268- 1250= 18 м,

Р_внк = 17,2 - 0,00981181,1 = 17,01 МПа.

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

Р_внк=

8