Лаб.работа №5_2016 - Югорский государственный

Министерство образования и науки Российской Федерации
Государственное образовательное учреждение высшего профессионального
образования
«Югорский государственный университет»
Институт природопользования
Кафедра геологии
Основы разработки и эксплуатации
нефтегазовых месторождений
Лабораторная работ № 5
«Пластовое давление»
Определить пластовое давление в остановленной
безводной фонтанной скважине
г. Ханты-Мансийск
2016 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
(1.1)
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
(1.2)
Здесь рж - плотность жидкости, кг/м3;
g - ускорение свободного падения, м/с2;
ру - давление на устье скважины, Па.
Если уровень жидкости поднялся на некоторую высоту Н в скважине
=
(Рy 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:
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. Определить пластовое давление в остановленной безводной
фонтанной скважине для следующих условий (табл 1.):
Таблица 1.
Значение параметра
Варианты заданий
Наименование параметра
Глубина скважины Lc, м
Давление
на
устье
остановленной скважины py
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
2658
2540
1853
2324
2274
2274
2274
2274
2274
2274
2274
8
8,6
7,4
7,7
9
8
8,9
9,1
7,5
7,3
8,2
МПа
Давление насыщения рнас,
МПа
Забойное давление pзаб,
МПа
Температура
на
устье
остановленной скважины
tу °С
Пластовая температура
tпл °С
Коэффициент
сжимаемости нефти βн 10-4
МПа-1
11,3
12.9
11.4
8.7
9,3
9,3
11,1
8,6
9,5
11
10
11,3
12,9
11,4
8,7
9,3
9,3
11,1
8,6
9,5
11
10
20
40
20
40
20
20
40
20
40
20
40
70
80
70
80
70
70
80
70
80
70
80
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
представлены на рис. 1.2
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 1.2 — 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 = (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 ру до pпл . По кривой 3 находим
среднюю плотность нефти в интервале давлений от ру = 8 МПа до pm = 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.
5
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.
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.
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).