Пластовое давление и температура

⇐ ПредыдущаяСтр 2 из 3Следующая ⇒

Пластовое давление. Под пластовым понимают давление, при котором нефть, газ и вода находятся в пустотах коллектора в естественных условиях залегания.

От величины пластового давления зависят запас пластовой энергии и свойства жидкостей и газов в пластовых условиях. Пластовое давление определяет запасы нефтяной и газовой залежи, дебиты скважин и условия эксплуатации залежей.

Пластовое давление измеряют в скважинах с помощью скважинных манометров или рассчитывают по положению уровня жидкости в скважине с высокой степенью достоверности. Так как за счет веса столба жидкости давление у подошвы пласта выше, чем у кровли, то определение пластового давления принято проводить в точке, соответствующей середине продуктивного пласта.

Пластовое давление и уровень жидкости измеряют в неработающих или специально для этого остановленных скважинах. Это позволяет избежать ошибок, связанных с процессом перераспределения давления при движении жидкости по пласту и в скважине.

Если уровень жидкости в скважине расположен ниже ее устья, о чем можно судить по отсутствию избыточного давления на устье скважины, то пластовое давление можно рассчитать по формуле:

(3.1)

где Р_пл - пластовое давление; - плотность жидкости; g -ускорение свободного падения; Н - высота столба жидкости в скважине.

Если в неработающей скважине имеется избыточное давление (фонтанирующая скважина), то пластовое давление определяют по формуле:

(3.2)

где L - высота столба жидкости в скважине, равная расстоянию от устья до середины пласта; Р_у - устьевое давление.

Следует иметь в виду, что плотность жидкости, заполняющей скважину, меняется с глубиной из-за изменения давления и температуры в скважине. Поэтому расчет пластового давления сопровождается некоторой погрешностью, а точное его значение можно определить только при непосредственном измерении скважинным манометром.

3.2 Приведенное пластовое давление

Величина пластового давления, его распределение по площади, динамика изменения во времени несут ценную информацию о режиме работы пласта, условиях разработки отдельных участков залежи. Но измеренное в различных частях залежи пластовое давление будет отличаться за счет разной глубины залегания пласта в сводовой и крыльевых зонах.

Для того, чтобы исключить влияние глубины залегания пласта, измеренное в скважинах давление приводят к одной плоскости, за которую обычно принимают начальное положение водонефтяного контакта (ВНК). Пластовое давление, приведенное к одной плоскости, называют приведенным пластовым давлением. Например, если пластовое давление, измеренное в трех скважинах (рис. 3.1), P_t, Р₂ и Р₃, то приведенное пластовое давление вычисляют по формулам[1]:

(3.7)

Где h₁, h₂, h₃ - расстояния от середины пласта в скважинах до ВНК; и - соответственно плотность нефти и воды.

Задача 1 «РАСЧЕТ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ»

Цель работы – овладение приемами обработки данных по пластовому давлению для оценки энергетического состояния залежи нефти в процессе ее разработки.

Задание: определить приведенное динамическое пластовое давление по скважинам и среднюю его величину по залежи.

Исходные данные

Залежь приурочена к терригенному пласту. Плотность нефти ρ_н = 0,80 г/см³, плотность пластовой воды ρ_в = 1,1 г/см³. Абсолютная отметка ВНК равна -2010 м.

Таблица 1 Исходные данные

№ скв.	Глубина залегания середины пласта, м	Альтитуда + удлинение, м	Замеренные давления, Мпа Р_пл Р_заб	Q, т/сут.
1	2154,63	120,80	13,0 10,7 8,9	15 24 33
2	2152,00	124,40	13,3 11,7 9,8	19 33 50
3	2165,10	123,20	17,7
4	2110,20	122,00	13,0 11,0 9,0	10 24 38
5	2142,50	121,00	13,6 11,1 8,2	9 19 29
6	2127,00	124,60	14,0 12,0 8,8	12 25 46
7	2126,30	122,00	13,1 10,7 8,0	11 27 47
8	2170,00	126,60	19,3
9	2151,70	123,60	15,0 12,3 10,7	20 45 60
10	2166,90	124,60	18,9
11	2171,00	119,70	19,4

Ход выполнения задания

Пересечение линейного графика с осью давлений (Q=0) даст величину начального абсолютного пластового давления.

Абс.отм.сер.пласта = Глубина залегания середины пласта – (Альтитуда + Удлинение).

Расстояние от середины пласта до плоскости приведения (ВНК):

Z = Абс.отм.сер.пласта – Абс.отм.ВНК.

Приведенные пластовые давления определяются по формуле:

Р_пл.пр. = (Р_пл.абс. ∙ Z ∙ ρ_ж) / 102

Таблица 2

№ скв.	Абс. отм. середины пласта, м	Расстояние от середины пласта до плоскости приведения (ВНК), Z, м	Жидкость, заполняющая интервал Z	Р_пл.пр., МПа
1			вода
2			вода
3			вода
4			нефть
5			вода
6			нефть
7			нефть
8			вода
9			вода
10			вода
11			вода

Средняя величина Р_пл.пр. по залежи определяется как среднеарифметическое значение.

РЕШЕНИЕ

Составить общую таблицу расчетов из таблиц 1 и 2

№ скв.	Глубина залегания середины пласта, м	Альтитуда + удлинение, м	Замеренные давления, МПа	Q, т/сут.	Замеренные давления, МПа	Абс.отм.сер.пласта = Глубина залегания середины пласта – (Альтитуда + Удлинение)	Расстояние от середины пласта до плоскости приведения (ВНК)=Z = Абс.отм.сер.пласта – Абс.отм.ВНК	Жидкость, заполняющая интервал Z	Приведенные пластовые давления определяются по формуле: Рпл.пр. = (Рпл.абс. ∙ Z ∙ ρ_ж) / 102	плотность жидкости
			Рпл		Рзаб
1	2154,63	120,8		15	13	2033,83	23,83	вода	3,57858848	1,1
	2154,63	120,8		24	10,7	2033,83	23,83		3,57858848	1,1
	2154,63	120,8		33	8,9	2033,83	23,83		3,57858848	1,1
2	2152	124,4		19	13,3	2027,6	17,6	вода	2,643019608	1,1
	2152	124,4		33	11,7	2027,6	17,6		2,643019608	1,1
	2152	124,4		50	9,8	2027,6	17,6		2,643019608	1,1
3	2165,1	123,2	17,7			2041,9	31,9	вода	4,790473039	1,1
4	2110,2	122		10	13	1988,2	-21,8	нефть	-2,380901961	0,8
	2110,2	122		24	11	1988,2	-21,8		-2,380901961	0,8
	2110,2	122		38	9	1988,2	-21,8		-2,380901961	0,8
5	2142,5	121		9	13,6	2021,5	11,5	вода	1,726973039	1,1
	2142,5	121		19	11,1	2021,5	11,5		1,726973039	1,1
	2142,5	121		29	8,2	2021,5	11,5		1,726973039	1,1
6	2127	124,6		12	14	2002,4	-7,6	нефть	-0,830039216	0,8
	2127	124,6		25	12	2002,4	-7,6		-0,830039216	0,8
	2127	124,6		46	8,8	2002,4	-7,6		-0,830039216	0,8
7	2126,3	122		11	13,1	2004,3	-5,7	нефть	-0,622529412	0,8
	2126,3	122		27	10,7	2004,3	-5,7		-0,622529412	0,8
	2126,3	122		47	8	2004,3	-5,7		-0,622529412	0,8
8	2170	126,6	19,3			2043,4	33,4	вода	5,015730392	1,1
9	2151,7	123,6		20	15	2028,1	18,1	вода	2,718105392	1,1
	2151,7	123,6		45	12,3	2028,1	18,1		2,718105392	1,1
	2151,7	123,6		60	10,7	2028,1	18,1		2,718105392	1,1
10	2166,9	124,6	18,9			2042,3	32,3	вода	4,850541667	1,1
11	2171	119,7	19,4			2051,3	41,3	вода	6,202085784	1,1
								Средняя величина Рпл.пр. по залежи	1,654339147

Абсолютное пластовое давление Р_пл.абс., соответствующее дебиту, равному 0, определяется по графику зависимости между дебитом Q т/сут и манометрическим давлением Р в скв. 1 (2, 4, 5, 6, 7, 9).Пересечение линейного графика с осью давлений (Q=0) даст величину начального абсолютного пластового давления.

В данном случае Рпл.абс=13,925

Приложения

Сводная таблица кинематическая вязкости нефтепродуктов[2]

Жидкость	Температура	Кинематическая вязкость, сСт (сантистокс)
Анилин	20	4,3
Бензин	15	0,65
Бензол	20	0,07
Глицерин 50% водный раствор	20	6
Глицерин 86% водный раствор	20	105
Глицерин безводный	20	870
Керосин	15	2,7
Нефть легкая	18	25
Нефть тяжелая	18	140
Скипидар	16	1,83
Спирт этиловый	20	2,54
Дизельное топливо (ГОСТ 305-82)	20	18 - 60
Масло авиационное МС, МК (ГОСТ 21743-76)	100	14 – 22
Масло веретенное АУ (ГОСТ 1642-75)	20	49
Масло индустриальное (ГОСТ 20799-75):	-	-
И-5А	50	4
И-8А	50	7
И-12А	50	12
И-25А	50	25
И-30А	50	30
И-40А	50	40
И-70А	50	70
И-100А	50	100
Касторовое масло	20	1002
Турбинное масло (ГОСТ 32-74, ГОСТ 9972-74):	-	-
ТП-30	50	30
ТП-46	50	46

График зависимости кинематической вязкости мазута ГОСТ 10585-75 от температуры

Сводная таблица плотности нефтепродуктов

Жидкость	Температура	Плотность, кг/м3
Анилин	20	1021
Бензин	20	710
Бензол	20	880
Глицерин	20	1260
Керосин	20	780
Мазут	20	740 – 1000
Нефть	20	730 - 1060
Спирт этиловый	20	790
Дизельное топливо (ГОСТ 305-82)	20	830

Дата добавления: 2022-06-11; просмотров: 136; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

⇐ Предыдущая 123 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!