ЛБ_1_Пластовое давление(испр)

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
«ЮГОРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Институт природопользования
Кафедра геологии
Методические указания к лабораторной работе №1
«ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ»
г. Ханты-Мансийск
2015 г.
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:
𝐿
𝑃пл = 100
(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:
𝑃пл
= 𝐿 · 𝜌ж · 𝑔 + 𝜌𝑦
(2)
Здесь рж - плотность жидкости, кг/м3;
g - ускорение свободного падения, м/с2;
ру - давление на устье скважины, Па.
Установленные по формулам (1) и (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.
2
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. К примеру, расчета приведённых давлений.
Давление, отнесённое к этой плоскости, называется приведённым пластовым давлением. Его определяют по формуле:
РпР =рпл± 0,00981 ∆Н рн,
где рпл - 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.
Рассчитать пластовое давление в безводной остановленной скважине
для следующих условий (табл. 1).
Решение.
1. Так как скважина безводная, то после остановки она заполнена
только нефтью. Рассчитываем высоту столба нефти по формуле:
hн = LC- hcm = 1870 - 37 = 1833 м.
3
Таблица 1.
Значение параметра
Наименование параметра
1
Глубина скважины Ln м
2
3
4
Варианты заданий
5
6
7
8
9
10
11
12
1870 1920 1710 1750 1780 1870 1880 1890 1900 1910 1880 1880
Статический уровень м
37
46
43
47
34
37
45
41
43
48
47
47
Плотность дегазированной нефти рнд, кг/м3 870
878
869
891
873
871
870
872
875
878
890
890
811
796
834
807
804
805
807
808
799
801
801
Плотность пластовой нефти рпр кг/м3
805
Скважина эксплуатировалась при забойном давлении большем давления
насыщения.
2. Вычисляем среднюю плотность нефти:
𝑃𝑛𝑝 + 𝑃нд 805 + 870
𝑃=
=
= 837,5 кг/м2
2
2
3. Пластовое давление будет равно:
Pпл=hн· 𝜌н g 10-6=1833*837,5*9,81 10-6=15,06 МПа
(hн- высота столба нефти)
Задача 2.
Определить пластовое давление в остановленной безводной фонтанной
скважине для следующих условий (табл. 2):
Таблица 2.
Значение параметра
Наименование
параметра
1
Глубина скважины
2658
L c, м
Давление на устье
остановленной
8
скважины py МПа
Давление насыщения
11,3
рнас, МПа
Забойное давление
11,3
pзаб, МПа
Температура на устье
остановленной
20
скважины tу °С
Пластовая
70
температура tпл °С
Коэффициент
сжимаемости нефти 6,5
βн 10-4 МПа-1
Варианты заданий
6
7
8
2
3
4
5
9
10
11
12
2540
1853
2324
2274
2274
2274
2274
2274
2274
2274
2540
8,6
7,4
7,7
9
8
8,9
9,1
7,5
7,3
8,2
7,3
12,9
11,4
8,7
9,3
9,3
11,1
8,6
9,5
11
10
8,6
12,9
11,4
8,7
9,3
9,3
11,1
8,6
9,5
11
10
8,6
40
20
40
20
20
40
20
40
20
40
40
80
70
80
70
70
80
70
80
70
80
80
5,8
6,2
5,4
6,4
6,4
6,5
6,1
6,2
6,3
6,1
6,3
4
Зависимость плотности
представлены на рис. 2.
нефти
от
давления
и
температуры
Решение. Для расчёта пластового давления в данном случае
необходимо использовать формулу:
Pпл =
𝑃нп +𝑃нд
2
=
805+870
2
= 837,5 кг/м3
Рисунок 2. Зависимость плотности нефти от давления и температуры.
1 - 20°С,
2 - 70°С;
3 -45°С.
Средняя плотность нефти в скважине pn, зависит от давления и
температуры.
По существу, решение данной задачи сводится к расчёту pn(p,t).
Принимая линейный закон распределения температуры по глубине
остановленной скважины, рассчитаем среднюю температуру:
t=(ty+tпл)/2 = (20 + 70)/2 = 45°С
Используя графические зависимости р = f (p.t) на рис. 2 и принимая
линейное изменение плотности нефти от температуры, путём интерполяции
строим зависимость плотности нефти при t = 45°С (кривая 3). Полученную
5
кривую можно использовать для расчета средней плотности нефти в
скважине при изменении давления от ру до pпл. По кривой 3 находим
среднюю плотность нефти в интервале давлений от ру = 8 МПа до pn = 11,3
МПа; рн = 775 кг/м3.
Рассчитываем пластовое давление:
pпл = 2650 775∙9,81 10-6+ 8 = 28,15 МПа.
При решении принято, что средняя плотность нефти при t = 45°С в
области давлений от рнас = 11,3 МПа до рм = 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 рнас = 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:
𝜌н(𝑝пл =28,15) =
𝜌н(𝑝нас=11,3)
1 − 𝛽н ∙ (𝑝пл − 𝑝нас )
или
𝜌н(𝑝пл) =
772,5
= 781,1 кг/м3
1 − 6,5 ∙ 10−4 ∙ (28,15 − 11,3)
Средняя плотность нефти в интервале давлений от рнас до рпл,
Рнср= ( 772,5 + 781,1 ) / 2 = 776,8 кг/м3.
Таким образом, средние плотности нефти в интервалах давлений от
ру = 8 МПа до Рнас = 11,3 МПа и от Рнас = П,3 МПа до рпл = 28,15 МПа
соответственно равны 775 и 776,8 кг/м3. Для данных условий нетрудно
рассчитать и среднюю плотность нефти в интервале от ру = 8 МПа до рпл =
28,15 МПа, которая равна 775,9 кг/м3.
6
Вычисляем пластовое давление с учетом изменения плотности нефти
при
рпл = 2650 776,8 9,81·10-6 + 8 = 28,19 МПа.
Оценим ошибку δ вносимую а расчет пластового давления,
пренебрежением влияния давления на плотность нефти в области р > Рнас:
𝛿=
28,19 − 28,15
∙ 100 = 0,16%
28,19
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 Рнас до Рпл.
Задача 3.
Определить приведённые давления на отметке ВНК в скважинах 1, 2 и
3 (рис. 1). Давление замерено в точках А, В, С. Исходные данные приведены
в табл. 3:
Таблица 3.
Абсолютное значение
Варианты заданий
Наименование
параметра
1
2
3
4
1. Глубина
отметки ВНК
1250
1201
1300
1268
НВНК, м
2. Пластовое давление в точках, МПа:
РА
17,9
17,1
18,9
18,4
Рв
16,5
15,6
17,3
17,1
pc
17,1
16,2
18,0
17,6
3. Глубина замеров пластового давления в точках, м:
LА
1756
1706
Lв
1451
1401
Lc
1535
1485
4. Альтитуда скважин в точках, м:
Ал1
427
411
Ал2
272
268
Ал3
276
279
5. Плотность
нефти в
пластовых
0,76
0,78
условиях рн,
т/м3
6 Плотность
воды в
пластовых
1,1
1,07
условиях рв,
т/м3
5
6
7
8
9
10
11
12
1300
1251
1251
1289
1268
1302
1268
1287
19,9
18,4
18,9
17,9
16,5
17,2
16,8
15,6
16,7
18,9
17,3
17,9
18,5
17,1
17,6
19,9
18,3
18,9
19,9
17,8
18,9
19,9
18,1
18,8
1805
1503
1582
1800
1481
1561
1836
1531
1615
1756
1451
1535
1706
1401
1535
1805
1503
1582
1786
1481
1561
1836
1531
1615
1805
1401
1550
1825
1520
1615
407
277
281
441
281
290
441
301
310
427
272
276
411
258
260
407
277
281
421
281
290
441
301
310
440
277
280
407
281
276
0,74
0,73
0,75
0,76
0,78
0,74
0,73
0,75
0,76
0,78
1,09
1,06
1,09
1,1
1,07
1,09
1,06
1,09
1,1
1,09
7
Решение:
1. Определим приведённое давление на отметке ВНК (рвнк) по данным
замера давления в т.А. Предварительно находим разницу между отметками
точки А и ВНК (hA). Гипсометрическая отметка т.А будет при этом равна:
НА = LA – Aл1 = 1756 - 427 = 1329 м.
Из рис. 1 видим, что
hA = НА - Hвнк = 1329 - 1250 = 79 м.
Так как в интервале между т.А и ВНК пласт насыщен водой,
определяем
Рвнк = РА - 0,00981* hA * ρв = 17,9 - 0,00981·79·1,1 = 17,05 МПа.
2. Определим рвнк по данным замера давления в т.В. Рассуждая
аналогично, найдём:
Нв = LB - Ал2 = 1451 - 272 = 1179 м.
Тогда
hB = НBHK – НB = 1250 - 1179 = 71 м.
Замечая, что между т.В и ВНК пласт насыщен нефтью, определим:
РBHK = РB + 0,00981· hB ρn = 16,5 + 0,00981 71 0,76= 17,03 МПа.
3. Аналогично определим Рвнк по данным замера давления в т.С.
Нс = LC – Ал3 = 1535 -267 = 1268 м,
hc= 1268- 1250= 18 м,
Рвнк = 17,2 - 0,00981 18 1,1 = 17,01 МПа.
Таким образом, значения рассчитанных приведённых давлений по всем
трём точкам совпали достаточно точно. Определим среднеарифметическое
Рвнк.
Рвнк =
17.05+17.03+17.01
=
3
8
17,03 МПа
Приведенное пластовое давление – это давление, замеренное в
скважине и пересчитанное на условно принятую горизонтальную плоскость.
Обычно это плоскость, соответствующая значению средней абсолютной отметки
начального ВНК или ГВК. В некоторых случаях могут быть использованы и другие
горизонтальные плоскости, например, при большой высоте залежи – плоскость,
делящая объем залежи пополам. Положение поверхности приведения сохраняется
постоянным до завершения разработки. Приведенное давление Рпл.пр вычисляют
по формуле: Рпл.пр=Рпл.зgh где Рпл.з – замеренное в скважине пластовое
давление; h – расстояние между точкой замера и условной плоскостью;
Рис. 59. Схема приведения пластового давления по глубине:
1 – газ; 2 – нефть; 3 – вода; 4 – зона пласта, заводненная при
разработке нефтяной части; 5 – точка замера давления в
скважине; h – расстояние от точки замера до условной плоскости

– плотность воды, нефти или газа (в
зависимости от того, в какой скважине –
нагнетательной, добывающей нефтяной или
газовой – сделан замер),
g – ускорение
свободного падения.
Поправку gh вычитают при положении точки
замера давления ниже условной плоскости и
прибавляют при ее положении выше этой
плоскости. На рис. в законтурных водяных скв. 1 и 2
замеры давления произведены ниже условной
плоскости, поэтому поправка должна вычитаться из
замеренной величины.
Давление в пласте у забоя скважины при ее работе называют забойным
давлением Pзаб.
Значения забойного давления в скважине определяют в период
установившегося режима ее работы, пластового – после продолжительной
остановки скважин (от нескольких часов до суток и более).
9