Приведенное пластовое давление это

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Приведенное пластовое давление это

Cтраница 1

Приведенное пластовое давление РїРѕРґРѕР±РЅРѕ истинному называется начальным, РєРѕРіРґР° РѕРЅРѕ определено РІ начальный период разработки, Рё называется текущим, РєРѕРіРґР° РѕРЅРѕ определяется РІ процессе эксплуатации залежи.  [1]

Приведенное пластовое давление РїРѕРґРѕР±РЅРѕ истинному называется начальным, РєРѕРіРґР° РѕРЅРѕ определено РІ начальный период разработки, Рё называется текущим, РєРѕРіРґР° РѕРЅРѕ определяется РІ РїСЂРѕ – цессе эксплуатации залежи.  [2]

Приведенное пластовое давление – это давление, замеренное РІ скважине Рё пересчитанное РЅР° условно принятую горизонтальную плоскость.

Обычно это плоскость, соответствующая значению средней абсолютной отметки начального ВПК или ГВК.

Р’ некоторых случаях РјРѕРіСѓС‚ быть использованы Рё РґСЂСѓРіРёРµ горизонтальные плоскости, например, РїСЂРё большой высоте залежи – плоскость, делящая объем залежи пополам.

Положение поверхности приведения сохраняется постоянным РґРѕ завершения разработки.  [3]

Определим приведенное пластовое давление РІ скважине 19, которая вскрыла водонасыщенную часть пласта. РџСЂРё опробовании нижней части пласта был получен приток высокоминерализованной пластовой РІРѕРґС‹.  [5]

РЎРІСЏР·СЊ среднее приведенное пластовое давление – накопленная добыча газа широко используется РІ практике подсчета запасов газа РїРѕРґ названием метода РїРѕ падению давления.

Экстраполяция этой СЃРІСЏР·Рё Р·Р° пределы исходных данных основана РЅР° предположении Рѕ том, что РїСЂРё изотермическом процессе Рё постоянстве состава газа РІ процессе разработки залежи, РІ которой РЅРµ меняется начальный объем РїРѕСЂ ( газовый режим), добыча газа, приходящаяся РЅР° единицу падения пластового давления, является величиной постоянной РґРѕ конца разработки залежи. Тем самым определяется общая возможная добыча газа РёР· залежи, С‚.Рµ. ее извлекаемые запасы.  [7]

Зависимость приведенного пластового давления РѕС‚ накопленной добычи газа используется РёРЅРѕРіРґР° для определения запасов РІ Р·РѕРЅРµ дренажа отдельной скважины.  [8]

Знание приведенных пластовых давлений дает возможность судить Рѕ распределении пластовой энергии РїРѕ площади залежи, Р° следовательно, Рѕ возможной добыче нефти РёР· отдельных скважин.  [9]

Статистическая СЃРІСЏР·СЊ приведенное пластовое давление – накопленная добыча газа РёРЅРѕРіРґР° используется также для определения запасов РІ Р·РѕРЅРµ дренажа скважины.

Р’ некоторых случаях такая необходимость вызывается значительной неоднородностью газовой залежи, Р° РёРЅРѕРіРґР° – решением РІРѕРїСЂРѕСЃРѕРІ, связанных СЃ анализом разработки.

При этом некоторые авторы склонны разделять запасы газа в газовых залежах на дренируемые и общие, определяя дренируемые запасы как сумму запасов по зонам дренажа отдельных скважин.

Однако необходимо обратить внимание на то, что в любом случае расчет по зонам дренажа отдельных скважин должен быть основан на тщательном анализе условий работы каждой скважины. Как отмечает П.Р.

Стюарт, определение извлекаемых запасов РІ Р·РѕРЅРµ дренажа отдельной скважины может привести Рє существенной ошибке, поскольку СЃ течением времени РІ СЃРІСЏР·Рё СЃ механическими осложнениями, изменением продуктивности скважин, ограничением отбора газа Рё РїСѓСЃРєРѕРј РІ работу дополнительных скважин РІ пределах залежи дебиты скважин меняются. Считать, что РїСЂРё равномерной сетке размещения РІСЃРµ работающие скважины дренируют равные РїРѕ площади участки залежи можно далеко РЅРµ всегда, особенно РїСЂРё неравномерности коллекторских свойств Рё толщины, Р° также РІ СЃРІСЏР·Рё СЃ проведением методов интенсификации добычи.  [10]

РџРѕ данным определения приведенного пластового давления РїРѕ скважинам ежеквартально строят карты изобар – карты равных пластовых давлений. Сопоставление карт обводненности Рё карт изобар позволяет судить Рѕ продвижении контуров нефтеносности.  [11]

Считается, что введено приведенное пластовое давление, отнесенное Рє срединной поверхности пласта.  [12]

РќРµ следует путать СЃ приведенным пластовым давлением, используемым РІ подземной газогидродинамике.  [13]

РќРµ следует путать СЃ приведенным пластовым давлением, используемым РІ подземной газогидродинамике, С‚.Рµ. СЃ давлением приведенным Рє некоторой плоскости.  [14]

РќРµ следует путать СЃ приведенным пластовым давлением, используемым РІ подземной газогидродинамике.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

Источник: https://www.ngpedia.ru/id653395p1.html

Пластовое давление в продуктивном горизонте на какую-либо дату, устанавливающееся при работе практически всего фонда скважин, называют текущим илидинамическим пластовым давлением

Приведенное пластовое давление это

Получение и анализ данных о текущем пластовом давлении в различных точках залежи и по залежи в среднем — важнейшая часть контроля за разработкой залежи.

Использовать для контроля за изменением пластового давления абсолютные его значения неудобно, особенно при большой высоте залежи, поскольку значение начального пластового давления тесно связано с глубиной залегания пласта — оно увеличивается с возрастанием глубины.

В процессе разработки на одних участках залежи давление может снижаться, на других — стабилизироваться, на третьих — возрастать. Рост давления после некоторого периода его снижения может быть обусловлен уменьшением отбора жидкости из пластов или искусственным воздействием на пласты.

Выявление этих, иногда противоположных тенденций на фоне различных, обусловленных глубинами залегания горизонта значений начального давления в разных частях залежи, встречает значительные трудности. Поэтому при контроле за энергетическим состоянием залежи обычно пользуются значениями приведенного пластового давления.

Приведенное пластовое давлениеэто 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±rgh

где Рпл.з — замеренное в скважине пластовое давление; h— расстояние между точкой замера и условной плоскостью; r — плотность воды, нефти или газа (в зависимости от того, в какой скважине — нагнетательной, добывающей нефтяной или газовой — сделан замер), g – ускорение свободного падения

Поправку rgh вычитают при положении точки замера давления ниже условной плоскости и прибавляют при ее положении выше этой плоскости. На рис. 80 в законтурных водяных скв. 1 и 2 замеры давления произведены ниже условной плоскости, поэтому поправка должна вычитаться из замеренной величины. В водяной законтурной скв.

3 замер по техническим причинам выполнен выше условной плоскости, поэтому поправка прибавляется к значению замеренного давления. В этих трех скважинах поправку определяют с учетом плотности пластовой 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. 5 — нефти.

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.

Давление в пласте у забоя скважины при ее работе называют забойным давлением Pзаб.

По мере разбуривания залежи, дальнейшего ввода скважин в эксплуатацию и увеличения таким путем общего отбора жидкости из залежи воронки депрессии давления на забоях скважин сближаются, одновременно происходит постепенное снижение пластового давления в залежи в целом. Образуется общая для залежи воронка депрессии давления, осложненная локальными воронками скважин.

Повышенное положение точек на кривой давления между действующими скважинами соответствует значению текущего (динамического) пластового давления. Кривая 3 на рис. 81, проходящая через эти точки, характеризует текущее пластовое давление в залежи. Видно, что приведенное текущее пластовое давление снижается от контура питания к центральной части залежи.

Характер распределения в пласте давления при внутриконтурном нагнетании в пласт воды или другого рабочего агента (в приведенном случае — при разрезании залежи на блоки) показан на рис. 82. Локальные воронки действующих нагнетательных скважин обращены вершинами вверх.

Динамическое пластовое давление вблизи нагнетательных скважин обычно превышает начальное пластовое давление на 15—20%, а иногда и более. Положение каждого разрешающего ряда соответствует искусственному контуру питания.

Динамическое пластовое давление в различных частях залежи можно определить путем замера его в имеющихся отдельных простаивающих скважинах и в специально останавливаемых единичных скважинах (при сохранении фонда ближайших к ним скважин в работе). Замеренное в остановленной скважине давление будет соответствовать динамическому при условии, что замер выполнен после прекращения движения жидкости в прискважинной зоне и стволе скважины.

Значения забойного давления в скважине определяют в период установившегося режима ее работы, пластового — после продолжительной остановки скважин (от нескольких часов до суток и более).

Для получения данных о забойном и пластовом давлении глубинный манометр спускают в скважину к середине пласта и в течение некоторого времени фиксируют забойное давление.

Затем скважину останавливают, после чего перо манометра регистрирует выполаживающуюся кривую восстановления давления (КВД)

Рис. 82. Схематический профиль приведенного пластового давления залежи при внутриконтурном нагнетании воды.

Скважины: 1 — нагнетательные, 2 — добывающие; части пласта: 3 – нефтенасыщенные, 4 — промытые водой, 5 — динамическое пластовое давление (общие воронки депрессии давления); 6 — локальные воронки депрессии (репрессии); Рпл.нач – начальное пластовое (приведенное) давление; забойное давление: Рзаб.д – в нагнетательной скважине, Рзаб.наг. — в добывающей скважине

от забойного до динамического пластового. Характер КВД в добывающей и нагнетательной скважинах показан на рис. 83. По окончании исследования скважину вводят в эксплуатацию.

При наличии достаточного опыта, когда становится известной необходимая в конкретных геологических условиях продолжительность остановки скважины для восстановления давления, замер динамического пластового давления можно проводить, спуская манометр в конце остановки, без снятия КВД.

Динамическое пластовое давление залежи в целом освещается замерами его в скважинах, останавливаемых в последовательности, обеспечивающей неизменность условий дренирования залежи в районе исследуемой скважины.

Не следует допускать одновременной остановки близко расположенных друг к другу скважин, поскольку при этом давление на исследуемом участке залежи восстановится до значений выше динамического, сформировавшегося при работе всех скважин.

В то же время для оценки состояния пластового давления залежи на определенную дату данные о нем должны быть получены в возможно большем количестве скважин в короткий срок.

Карты изобар

Контроль за изменением пластового давления в продуктивном пласте в целом в процессе разработки залежи проводят с помощью карт изобар.

Картой изобарназывают нанесенную на план расположения забоев скважин систему линий (изобар) с равными значениями динамического пластового давления на определенную дату.

Эта карта отображает особенности общего распределения динамического пластового давления в залежи, без учета локальных воронок депрессии каждой скважины.

Карты изобар составляют обычно на конец каждого квартала. В периоды продолжительной стабилизации давления их можно составлять раз в полугодие. Полугодовой интервал может быть установлен также в исключительно сложных для исследования скважин условиях — при резкой пересеченности рельефа, заболоченности местности, в условиях шельфа и др.

При построении карты используют данные о приведенном пластовом давлении. Для решения некоторых специальных задач могут быть построены карты абсолютного (замеренного у пласта) динамического пластового давления.

При построении карты на установленную дату следуетиспользовать замеры давления в скважинах, максимально приближенные во времени к этой дате.

Однако на практике в связи с необходимостью поочередной остановки скважин для замера выполнение нужного количества измерений требует значительного времени — до одного-двух месяцев, а иногда и более.

При использовании данных о давлении, полученных значительно раньше даты составления карты, необходимо в замеренные значения давления вносить поправку на время. Это можно приближенно выполнить с учетом общей тенденции снижения давления, выявленной по данным прошлых карт изобар (рис. 84, сплошная линия) и проявляющейся в периоде накопления последних данных (штрихпунктирная линия). Интервал между изобарами на карте выбирают исходя из общего диапазона значений давления в пределах залежи.

Карта изобар (рис. 85) служит основой для определения среднего динамического пластового давления на определенную дату по залежи (или отдельным ее частям).

Среднее динамическое пластовое давление в залежи можно представить как давление, которое установилось бы в ней после прекращения эксплуатации залежи и полного его перераспределения и выравнивания (в условиях изоляции залежи от окружающей среды).

Среднее динамическое пластовое давление залежи определяют с помощью карты изобар как среднее взвешенное по ее площади или объему.

Среднее взвешенное давление по площади находят по формуле

где pi — среднее арифметическое значение давления в пределах i-го элемента залежи между соседними изобарами; fi — площадь i-го элемента залежи, замеряемая по карте; F –площадь залежи; n — количество элементов площади залежи с разными средними значениями давления.

Для определения среднего взвешенного давления по объему залежи последовательно выполняют следующие операции.

1. Строят карту равных значений нефте(газо)насыщенной толщины пласта h и по ней определяют значения fi, и hi, для элементов площади между отдельными изопахитами.

2. Строят карту равных значений произведения ph, где р — приведенное пластовое давление.

Значения этого произведения в разных точках пласта могут быть получены одним из двух способов: путем совмещения карты нефтегазонасыщенной толщины с картой изобар и определения значений ph в точках пересечения изолиний этих карт; по данным замеренных значений р и h по скважинам.

3. По карте равных значений произведения ph определяют площади элементов s, между соседними изолиниями и соответствующие элементам площади средние значения (ph)i

4. Находят среднее значение по формуле

где V — нефте(газо)насыщенный объем залежи; n — количество элементов площади с разными средними значениями ph; т — количество элементов площади залежи с разными средними значениями h.

В настоящее время расчеты средневзвешенных давлений осуществляются на компьютерах.

По нефтяным залежам среднее пластовое давление определяют как среднее взвешенное поплощади при относительно небольшой толщине продуктивных пластов (единицы и первые десятки метров), как среднее взвешенное по объемупри большой средней толщине (многие десятки и сотни метров). Поскольку залежам газа свойственна обычно значительная толщина продуктивных пластов, для них определяют среднее пластовое давление как среднее взвешенное по объему.

Средние значения давления определяют не только для залежи в целом, но при необходимости и для различных ее зон и участков, представляющих самостоятельный интерес.

С помощью карт изобар можно выявлять степень связи залежи с законтурной зоной, определять фильтрационную характеристику пластов. Они дают наглядное представление об энергетических возможностях залежи в целом и отдельных ее частей.

Совместное рассмотрение карт изобар, составленных на несколько дат, позволяет судить об эффективности принятой системы разработки и отдельных технологических мероприятий по совершенствованию процесса разработки.

Карты изобар можно использовать для прогнозирования поведения давления и перемещения контуров нефтеносности.

Предыдущая29303132333435363738394041424344Следующая

Дата добавления: 2016-03-10; просмотров: 828; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

ПОСМОТРЕТЬ ЁЩЕ:

Источник: https://helpiks.org/7-35258.html

Пластовые Т и Р. Приведенное пластовое давление

Приведенное пластовое давление это

и задачи курса ФП.

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 – Vн >> Vг, Рпл > Рнас и весь газ растворен в нефти.

3) нефте-газовыелибо газо-нефтяные –Vг ≈ Vн, Рпл не столь высокое и согласно условию Рнас > Рпл часть газа находится в свободном состоянии виде газовой шапки.

4) газо-конденсатные – Vг >> Vн 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/м2].

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.

Рпл = ρgH

Горное давление – давление вышележащих ГП на скелет нефтяного пласта (величина постоянная).

Рг = ρп gH

ρп – средняя плотность ГП, покрывающих эту залежь

Н – толщина ГП

Эффективное давление – это разность Рг и Рпл

Рэф = Рг – Рпл * n

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

n = 0,85..1,0

Возрастание Рэф 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/см2м ] – 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.

ρН – 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, 0С]

Пластовая температура изменяется от 180 до 1600 и более.

Дата добавления: 2016-11-18; просмотров: 1293 | Нарушение авторских прав | Изречения для студентов

Источник: https://lektsii.org/10-24984.html

Пластовое давление: определение, особенности и формула

Приведенное пластовое давление это

В данной статье мы ознакомимся с понятием пластового давления (ПД). Здесь будут затронуты вопросы его определения и значения. Также разберем способ эксплуатации человеком. Не обойдем стороной и понятие аномального пластового давления, точность измерительных возможностей аппаратуры и некоторые отдельные понятия, связанные с доминирующим в этом тексте.

Введение

Пластовое давление – это показатель величины давления, созданного посредством воздействия пластовых флюидов и вымещенного на определенной породе минералов, горных пород и т. д.

Флюидами называют любые вещества, поведение которых в ходе деформации можно описать посредством использования законов механики для жидкостей. Сам термин был введен в оборот научного языка приблизительно в середине семнадцатого века. Им обозначали гипотетические жидкости, с помощью которых старались объяснить с физической точки зрения процесс образования горных пород.

Определение пласта

Прежде чем приступить к разбору пластового давления, следует обратить на некоторые важные понятия внимание, которые с ним связанны, а именно: пласт и его энергия.

Пластом в геологи называют тело, обладающее плоской формой. Его мощность при этом гораздо слабее размера площади распространения, в пределах которого она действует.

Также данный показатель мощности обладает рядом однородных признаков и ограничивается набором параллельных поверхностей, как малых, так и больших: кровля – верх и подошва – низ.

Определение силового показателя можно определить посредством нахождения кратчайшего расстояния между подошвой и кровлей.

Пласты могут образовываться из нескольких прослоек, принадлежащих различным породам и связанных между собой. Примером может служить угольный пласт с имеющимися слоями аргиллитов.

Нередко терминологическую единицу «пласт» применяют при обозначении стратифицированных скоплений полезных ископаемых, таких как: уголь, залежи руды, нефти, а также водоносные участки.

Складывание пластов происходит посредством накладывания друг на друга различных осадочных пород, а также вулканогенных и метаморфических горных.

Понятие пластовой энергии

Пластовое давление тесно связано с понятием пластовой энергии, которая является характеристикой возможностей пластов-коллекторов и заключенных в них флюидов, например: нефти, газа или воды. Важно понимать, что ее значение базируется на том, что все вещества внутри пласта находятся в состоянии постоянного напряжения, обусловленного горным давлением.

Видовое разнообразие энергии

Существует несколько видов пластовой энергии:

  • напорная энергия пластовой жидкости (воды);
  • энергия свободных и выделяющихся газов, пребывающих в растворах с пониженным давлением, например в нефти;
  • упругость сжатой породы и жидкости;
  • напорная энергия, обусловленная силой тяжести вещества.

В ходе отбора жидкостей, в частности газа, из среды пласта запас энергии расходуется для обеспечения процесса перемещения флюидов, посредством которого они смогут преодолеть, противодействующие их движению, силы (силы, отвечающие за внутреннее трение между жидкостями и газами и самой породой, а также капиллярные силы).

Направление движения нефти и газов в пространстве пласта, как правило, обуславливается проявлением новых типов энергии пласта одновременно. Примером может служить появление энергии упругости породы и жидкости и ее взаимодействие с потенциалом силы тяжести нефти.

Преобладание определенного вида энергетического потенциала зависит от ряда особенностей геологического характера, а также условий, в которых эксплуатируется месторождение конкретного ресурса.

Соответствие конкретной формы энергии, при помощи которой осуществляется перемещение жидкостей и газов, с видом добывающей скважины позволяет различать разные режимы работы залежей газа и нефти.

Важность параметра

Пластовое давление – это крайне важный параметр, который характеризует энергетические возможности пластов, несущих в себе водные или нефтегазовые ресурсы. В процессе его формирования участвуют несколько видов давления. Все они ниже будут перечислены:

  • гидростатическое пластовое давление;
  • избыточное газовое или нефтяное (сила Архимеда);
  • давление, что возникает вследствие изменений размерной величины объема резервуара;
  • давление, возникающее благодаря расширению или сжатию флюидов, а также изменению их массы.

Понятие пластового давления включает в себя две его разные формы:

  1. Начальное – исходный показатель, которым обладал пласт до вскрытия его резервуара под землей. В некоторых случаях оно может сохраняться, то есть не нарушаться вследствие воздействия техногенных факторов и процессов.
  2. Текущее, которое также называют динамическим.

Если сравнивать пластовое давление с условным гидростатическим (давлением столбца пресной жидкости, высотной от показателя дневной поверхности до точки замера), то можно сказать, что первое делится на две формы, а именно, аномальную и нормальную. Последняя пребывает в непосредственной зависимости с глубиной залегания пластов и продолжает расти, приблизительно на 0,1 Мпа за каждые десять метров.

Нормальное и аномальное давление

ПД в нормальном состоянии является равным гидростатическому давлению водяного столба, с плотностью, равной одному грамму на см3, от пластовой кровли до земной поверхности по вертикали. Аномальным пластовым давлением называют любые формы проявления давления, которые отличаются от нормального.

Существует 2 вида аномального ПД, о которых сейчас будет рассказано.

Если ПД превышает гидростатическое, т. е. то, в котором давление столбца воды обладает показателем плотности, равным 103 кг/м3, то его называют аномально высоким (АВПД). Если показатель давления в пласте ниже, то его именуют аномально низким (АНПД).

Аномальное ПД находится в система изолированного типа. В настоящее время однозначного ответа на вопрос о генезисе АПД не существует, так как здесь мнения специалистов расходятся.

Среди главных причин его образования находятся такие факторы, как: процесс уплотнения пород глины, явление осмоса, катагенетический характер преобразования породы и включенных в нее органических соединений, работа тектогенеза, а также наличие геотермической среды в недрах земли.

Все перечисленные факторы могут становиться преобладающими между собой, что зависит от строения геологической структуры и исторического развития региона.

Однако большая часть исследователей полагает, что важнейшей причиной того или иного формирования пласта и наличия в нем давления, является фактор температуры. Это основано на том, что тепловой коэффициент расширения любого флюида в изолированной породе превышает во много раз этот же показатель у минерального ряда компонентов в породе гор.

Установление АПД

АПД устанавливается вследствие проведения бурения в различных скважинах, как на суше, так и на территории акваторий. Это связано с постоянным поиском, разведкой и разработкой залежей газа и/или нефти. Обычно их находят в довольно большом интервале уровня глубин.

Где крайне глубоко на дне, чаще можно встретить аномальное высокое пластовое давление (от четырех км и больше). Чаще всего такое давление будет превышать гидростатическое, приблизительно в 1,3 – 1,8 раз. Иногда встречаются случаи от 2 и до 2.

2; в таком случаи они чаще всего не способны достигнуть превышения геостатического давления, которое оказывает вес вышележащей породы. Крайне редко можно встретить случай, в котором на большой глубине можно зафиксировать АВПД равное или превышающее значение геостатического давления.

Предполагается, что это обусловлено воздействием различных факторов, таких как: землетрясение, грязевой вулкан, возрастание солянокупольной структуры.

Положительный компонент АВПД

АВПД имеет благотворное влияние на коллекторские свойства вымещающей породы. Позволяет увеличить интервал времени для эксплуатации месторождений газа и нефти, не применяя в ходе этого вторичные дорогостоящие методы.

Также увеличивает удельный запас газа и дебита скважины, старается сохранять скопление углеводорода и является свидетельством наличия в нефтегазоносном бассейне различных изолированных участков.

Говоря об любых формах ПД, важно помнить, из чего оно образуется: пластового давления газа, нефти и гидростатического.

Места с АВПД, что были развиты на большой глубине, особенно в местах с региональным распространением, содержат значительный запас такого ресурса, как метан. Он пребывает там в состоянии раствора, который содержится в перегретой воде, с температурой от 150-200 °C.

Некоторые данные

Человек может извлекать запасы метана и пользоваться гидравлической и тепловой энергией воды. Однако есть здесь и обратная сторона, ведь АВПД часто становятся источниками аварий, возникших при бурении скважины.

Для таких зон используют в процессе бурение метод утяжеления, цель которого – предупредить выброс. Однако применяемые растворы могут быть поглощены пластами из двух давлений: гидростатического и аномально низкого.

В ходе осмысления процесса по добыче ресурсов нефти и газа посредством установки вышек необходимо знать о наличии понятия о забойном пластовом давлении. Оно является величиной давления на забое нефтяной, газовой или водяной скважины, совершающей процесс работы. Оно должно быть ниже значения пластовой величины воздействия.

Общие сведения

ПД постоянно меняется по мере распространения пласта и увеличению глубины залежей нефти или газа. Также оно возрастает вследствие роста мощности водоносного горизонта.

Сопоставляется такое давление только с какой-либо одной плоскостью, а именно уровнем, первоначальным положением водонефтяного контакта.

Показатели таких приборов, как манометр, показывают результаты лишь для зон пониженного типа.

Если говорить конкретно о пластовом давлении скважины, то под этими словами подразумевают величину скопления полезных ископаемых, находящихся в пустотах земли. Причиной такого явления послужило случайное наличие возможности у основной части пласта выйти на поверхность. Процесс напитки пласта осуществляется, благодаря образовавшимся отверстиям.

СППД

Система поддержания пластового давления – это технологический комплекс из оборудования, что требуется для проведения работы по подготовке, транспортировке и закачке агента, выполняющего усилие, необходимое для проникновения в пространство пласта с нефтью. Теперь перейдем непосредственно к конкретике.

Поддержание пластового давления выполняется системой, включающей в себя:

  • объекты для различного типа закачек, например воды внутрь пласта;
  • подготовку всасываемой воды до состояния кондиций;
  • надзор за качеством воды в системах ППД;
  • слежение за выполнением всех требований к технике безопасности, а также проверку уровня надежности и герметичности в устройстве системы эксплуатации промыслового водовода;
  • использование водоподготовительного цикла в замкнутом виде;
  • создание возможности для изменения параметров, отвечающих за режим закачки воды из полости скважины.

СППД в себе несет три основные системы: нагнетательную для скважины, трубопроводную и распределительную и по закачке агента. Также включено оборудование по подготовке агента, эксплуатируемого для проведения закачки.

Формула пластового давления: Рпл= h▪r▪g, где

h – это уровень высоты жидкостного столба, уравновешивающего ПД,

r – это величина плотности жидкости внутри скважины,

g – это показатель ускорения в свободном падении м/с2.

Источник: https://FB.ru/article/373271/plastovoe-davlenie-opredelenie-osobennosti-i-formula

Определение приведенного пластового давления

Приведенное пластовое давление это

  • 07 сент. 2014 г.
  • 1600 Слова

ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА № 1 Тема: Определение приведённого пластового давления Цель работы: Научиться определять величину пластового и приведённого пластового давления в разных скважинах одного пласта по заданным замерам в зависимости от положения водонефтяного контакта.

Теоретическая часть Под пластовым давлением будем понимать давление на забое остановленной на определенный период временискважины. Методы расчета пластового давления различны для различных категорий скважин по обводненности и базируются на использовании ряда показателей скважины, получаемых в процессе эксплуатации. По обводненности скважины делятся на безводные и обводненные.

К безводным будем относить только те скважины, в продукции которых полностью отсутствует вода, и скважины при проведении подземного ремонтане были заглушены водой (или вся вода глушения вынесена на поверхность).

К обводненным будем относить все скважины, в продукции которых содержится вода при стационарном режиме их работы независимо от места рассмотрения продукции (на поверхности, в подъемнике, в интервале «забой-прием»).

Таким образом, скважину, в продукции которой на поверхности вода отсутствует, но которая была заглушенаводой и в интервале «забой-прием» имеется вода при стационарной ее работе, будем считать обводненной.

Для безводной скважины пластовое давление рассчитывают по формуле: Рпл = hн•ρж•g•10-6, МПа (1) где hн – высота столба нефти в скважине, отсчитываемая от забоя скважины, м; ρж – плотность жидкости, кг/м3. Высота столба нефти hн = Нс – Нст, м (2) где Нс – глубинаскважины, м; Нст – статический уровень жидкости, м.

Если при остановке скважины давление на устье больше атмосферного, то пластовое давление Рпл = hн•ρж•g•10-6 + Ру, МПа (3) где Ру – давление на устье остановленной скважины, МПа. В процессе разработки залежи пластовое давление обычно снижается. Соответственно различают начальное (статическое) давление и текущее (динамическое)давление.

Начальное пластовое давление – давление в скважине, которая первая вскрыла продуктивный пласт до нарушения статического давления и значительных отборов из скважины. Текущее пластовое давление – давление, замеренное на ту или иную дату, когда была остановлена разработка.

Для сравнения пластовых давлений, замеренных в разных скважинах одного и того же пласта с водонапорным режимом, их требуетсяпривести к одной какой-либо плоскости (первоначальному водонефтяному контакту или уровню моря). Под приведённым пластовым давлением понимают такое расчётное давление, которое приведено к какой-либо фиксированной для данного месторождения глубине.

Для месторождений с водонапорным режимом удобно приводить фактически замеренное в скважинах пластовое давление к плоскости первоначальноговодонефтяного контакта.

Знание приведённого пластового давления необходимо не только для научно обоснованного регулирования процесса разработки месторождения, но также при решении многих вопросов рациональной эксплуатации скважин с учётом реального изменения в процессе эксплуатации энергетического состояния залежи в окрестности добывающих и нагнетательных скважин. Из условий проявления водонапорного режима следует, чтоРпл > Рнас. В зависимости от конструкции скважин и их местоположения на структуре возможны следующие варианты (рис. 1): Нзам < НВНК и Нзам > НВНК В первом случае приведённое пластовое давление: Рпл пр = Рзам + (НВНК – Нзам)∙ρнп∙g∙10-6, МПа (4) Во втором случае: Рпл пр = Рзам – (Нзам – НВНК)∙ρнп∙g∙10-6, МПа (5) Рис. 1 – Схема приведения пластового давления к водонефтяному контуруЗнание приведённых пластовых давлений дает возможность судить о распределении пластовой энергии по площади залежи, а, следовательно, о возможной добыче нефти из отдельных скважин. Задача 1 Рассчитать величину пластового давления на уровне верхних отверстий фильтра по показаниям устьевого манометра закрытой нефтяной скважины. Исходные данные

Нс –…

Читайте полный текст документа

Чтобы читать весь документ, зарегистрируйся.

{“thumb_default_size”:”160×220″,”thumb_ac_size”:”80×110″,”isPayOrJoin”:false,”essayUpload”:true,”site_id”:4,”autoComplete”:false,”isPremiumCountry”:false,”userCountryCode”:”RU”,”logPixelPath”:”\/\/www.smhpix.com\/pixel.gif”,”tracking_url”:”\/\/www.smhpix.com\/pixel.

gif”,”cookies”:[],”essay”:{“essayId”:58929558,”categoryName”:”География”,”categoryParentId”:null,”currentPage”:1,”format”:”text”,”pageMeta”:{“text”:{“startPage”:1,”endPage”:7,”pageRange”:”1-7″,”totalPages”:7}},”access”:”free”,”title”:”Определение приведенного пластового давления”,”additionalIds”:[],”additional”:[],”loadedPages”:{“html”:[],”text”:[1,2,3,4,5,6,7]}},”user”:null,”canonicalUrl”:”https:\/\/www.skachatreferat.ru\/referaty\/Определение-Приведенного-Пластового-Давления\/487743.html”,”pagesPerLoad”:50,”userType”:”member_guest”,”ct”:0,”ndocs”:”400.000″,”pdocs”:””,”cc”:”10_PERCENT_1MO_AND_6MO”,”signUpUrl”:”\/join.php”,”joinUrl”:”\/join.php”,”payPlanUrl”:null,”upgradeUrl”:”\/contribuir?newuser=1″,”freeTrialUrl”:null,”showModal”:null,”showModalUrl”:null,”joinFreeUrl”:”\/contribuir?newuser=1″,”siteId”:4,””:{“clientId”:””,”version”:”v2.9″,”language”:”ru_RU”},”analytics”:{“googleId”:”UA-18439311-1″}}

Источник: https://www.skachatreferat.ru/referaty/%D0%9E%D0%BF%D1%80%D0%B5%D0%B4%D0%B5%D0%BB%D0%B5%D0%BD%D0%B8%D0%B5-%D0%9F%D1%80%D0%B8%D0%B2%D0%B5%D0%B4%D0%B5%D0%BD%D0%BD%D0%BE%D0%B3%D0%BE-%D0%9F%D0%BB%D0%B0%D1%81%D1%82%D0%BE%D0%B2%D0%BE%D0%B3%D0%BE-%D0%94%D0%B0%D0%B2%D0%BB%D0%B5%D0%BD%D0%B8%D1%8F/487743.html

ПроГипертонию
Добавить комментарий