Основные определения и замеры пластовых давлений

Введение 

         Изучение давления в нефтяных  и газовых залежах показывает, что его распределение тесно  связано с окружающей залежь  водоносной областью пласта. Даже  небольшие нарушения в распределении  давления в водоносной области  оказывают существенное влияние на положение контактов

нефть – вода и газ – вода.

         При вводе в разработку нефтяных  и газовых залежей и организации  добычи распределение давления  в пласте нарушается. Давление  в нефтяных и газовых залежах  снижается, что приводит к понижению давления в водоносной части пласта на окружающих площадях.

          Все это требует тщательного  изучения на широких площадях  распределения давления в водоносной  части пласта, к которой приурочены  нефтяные и газовые залежи, и  осуществления замеров пластового давления с большой точностью. С этой целью следует максимально использовать разведочные скважины, попавшие в водоносную часть пласта при испытании их на приток жидкости, а часть этих скважин перевести в наблюдательные, т.е. пьезометрические, для длительного наблюдения за изменением пластового давления в результате разработки залежи. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

1. Основные определения и замеры пластовых давлений

        

           При разработке месторождений необходимо знать следующие основные давления:

          1) пластовое давление – давление в некоторой точке пласта, не подверженной воздействию депрессионных воронок скважин;

          2) начальное давление – давление, которое отмечается в пласте  в момент вскрытия его первыми  скважинами;

          3) текущее давление – давление, которое отмечается в пласте в процессе разработки на ту или иную дату;

          4) забойное давление – давление  на забое скважины;

          5) статическое давление – давление  в пласте или на забое скважины  в момент, когда перераспределение давлений закончилось и в пласте установилось статическое равновесие;

          6) динамическое давление – давление  в находящемся в разработке  пласте или на забое работающей  скважины, когда в пределах всего  пласта отсутствует состояние  покоя.

 Ввиду сложности определения истинного пластового давления вместо него обычно используют значение забойного давления, называя его пластовым.

         За начальное статическое пластовое  давление принимают давление  на забое одиночной скважины, вскрывшей пласт (не подвергавшийся еще разработке), по истечении некоторого времени после ее остановки, когда в ней установится статический (или близкий к нему) уровень жидкости. Каждая скважина, пробуренная на новом месторождении, в период пробной эксплуатации должна быть объектом для определения начального статического пластового давления.

          В пласте, разрабатываемом рядом  скважин, не может быть статического  равновесия. Однако при установившейся  работе всех скважин, когда  в течение некоторого времени  режимы работы отдельных скважин не изменяются, можно считать, что в пределах всего пласта (от контура питания и до любой точки пласта) устанавливается состояние динамического равновесия. Если изменить режим работы одной из скважин, то в ней установится свое динамическое забойное давление. Если даже приостановить эксплуатацию такой скважины, то в ней уже не будет статического пластового давления, так как весь пласт охвачен разработкой; в такой скважине установится некоторое динамическое пластовое давление. Таким образом, в работающем пласте пластовые давления, установившиеся в отдельных скважинах, эксплуатация которых приостановлена, не будут статическими в полном смысле этого слова, а будут представлять собой текущие динамические забойные давления по скважинам. Именно с такими давлениями приходится иметь дело при анализе разработки пласта.

          Для наблюдения за процессом  разработки пласта необходимо  систематически замерять пластовые  давления в эксплуатируемых скважинах.  Эти замеры лучше всего производить  глубинными манометрами. Измерение пластовых давлений манометром по стволу скважины дает возможность определить истинный удельный вес жидкости и газа при данных давлении и температуре. Это может оказать помощь при построении карт изобар.

Когда при фонтанном  или компрессорном способе эксплуатации невозможно применить глубинный манометр, пластовые давления определяют расчетным путем. Упрощенная формула для вычисления статического забойного давления в газовой скважине по данным манометрического давления на устье закрытой скважине имеет следующий вид:

                        (1.1) 

где  – статическое давление на забое закрытой скважины в ат;

       – манометрическое давление на устье закрытой скважины в ат;

       – глубина скважины в м;

        – удельный вес газа по воздуху;

       7734 – высота столба воздуха,  эквивалентного давлению в 1 ат в метрах.

 Эта формула  не учитывает изменения плотности  газа с глубиной вследствие сжатия его от собственного веса. Более точно можно вычислить статическое забойное давление с учетом указанного выше уплотнения газа от собственного веса по формуле

,                     (1.2)

где Н – глубина  скважины в см.

 При замерах  давления устье скважины должно  быть соответствующим образом  герметизировано во избежание  утечек газа и получения ошибочных  данных.  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

2.кОНТРОЛЬ ЗА ДИНАМИКОЙ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ

     Пластовые давления

     Основными источниками энергии в пластах являются напор краевой и подошвенной воды, газа и газовой шапки; упругость пласта и насыщающих его флюидов; сила тяжести; давление растворенного газа в нефти в момент выделения его их раствора. Эти силы обычно проявляются в различных комбинациях друг с другом, редко самостоятельно.

     Энергетические  ресурсы продуктивного пласта характеризуются  величиной существующего в нем пластового давления. Чем выше давление, тем больше при прочих равных условиях энергетические ресурсы пласта и тем эффективнее может проводиться разработка залежей газа. Разность в давлениях на забое скважин и в пласте и является той силой, которая продвигает газ по пласту к скважинам.

     На  величину пластового давления оказывают  влияние особенности разработки месторождения. Пластовым давлением определяются и дебиты скважин, и условия подготовки и транспорта газа. С изменением давления связаны режим разработки залежей, темпы внедрения подошвенной воды, внутрипластовые и межпластовые перетоки газа. Без знания текущего пластового давления нельзя охарактеризовать состояние разработки месторождения.

     Для осуществления рациональной системы  разработки залежей необходимо как можно более полно использовать энергию пласта, проводя систематическое изучение характера и динамики пластового давления и его регулирование.

     Пластовое давление это давление под которым находятся жидкости и газ в пласте и которое проявляется при вскрытии пластов скважинами. Величина пластового давления в любой точке пласта соответствует весу столба жидкости в скважине, уравновешивающего это давление:

                       Р_пл=hrg, (2.1)

где h - высота столба жидкости, уравновешивающего пластовое давление; r - плотность жидкости в скважине; g – ускорение свободного падения. Высота h также называется пьезометрической высотой, до которой поднимается жидкость в скважине над вскрытым ею пластом, а уровень, установившийся в скважине, - пьезометрическим уровнем. Через пьезометрические уровни, проходит пьезометрическая поверхность.

     Величина  пластового давления, соответствующая  пьезометрической высоте жидкости в скважине, называется абсолютным пластовым давлением.

     Значения  пластовых давлений в различных  точках одной и той же залежи неодинаковы. Они меняются во времени в процессе разработки. Для подсчета запасов, проектирования, осуществления и контроля разработки залежи нефти и газа изучаются следующие виды давлений:

     1) пластовое давление, под которым  понимается давление в некоторой точке пласта, не затронутой воздействием воронок депрессии соседних работающих скважин;

     2) начальное пластовое давление - давление, замеренное в первой скважине, вскрывшей данный пласт до отбора из него сколько-нибудь заметного количества пластового флюида, т. е. до нарушения статического равновесия, существующего в пласте;

     3) текущее статическое пластовое  давление, иными словами, статическое забойное - давление, замеренное по состоянию на ту или иную дату в скважине после того, как в ней установилось относительное статическое равновесие;

     4) динамическое пластовое давление - забойное давление, замеренное на забое работающей скважины;

     5) динамическое пластовое давление - давление в пласте, находящемся в разработке, или на забое работающей скважины в условиях отсутствия статического равновесия.

     Ввиду сложности определения истинного  пластового давления обычно используют значения забойного давления, называя его пластовым.

     В пласте, разрабатываемом рядом скважин, статическое забойное давление, замеренное в одной из них после ее остановки, является по существу динамическим пластовым давлением. Это объясняется тем, что другие скважины продолжают работать и в пласте не устанавливается абсолютного статического равновесия. Для определения текущего статического пластового давления требуется одновременная остановка всех скважин, эксплуатирующих данную залежь, чего практически никогда не производится. Поэтому давления, замеренные в остановленных скважинах, в которых установилось относительное статическое равновесие, условно будем называть в дальнейшем статическими пластовыми давлениями, а давления, замеренные в работающих скважинах, - динамическими пластовыми (забойными) давлениями.

     Замеры  начальных или текущих пластовых  давлений в отдельных скважинах  не характеризуют среднего значения начального или текущего пластового давления всей залежи. Для определения  среднего значения начального или текущего пластового давления замеры в отдельных скважинах относят к определенным поверхности, объему или площади, ограниченным известным и четким контуром. Часто за границу площади, в пределах которой определяется среднее начальное или среднее текущее пластовое давление, принимается - линия, проходящая за пределами внешнего ряда эксплуатационных скважин на расстоянии, равном принятому расстоянию между скважинами. Эта площадь в практике разработки носит название зоны отбора.

     Таким образом, рассчитанные в пределах этой площади пластовые давления характеризуют средние давления лишь в зоне отбора, что более важно для анализа разработки, чем для подсчета запасов. При подсчете запасов как для учета свойств нефти и газа при применении объемного метода подсчета, так и для эффективного использования метода материального баланса необходимо получение значений среднего начального и среднего текущего пластовых давлений в пределах площади, ограниченной начальным внешним контуром нефтегазоносности.

     Для осуществления рациональной системы разработки необходимы систематическое изучение давления и его регулирование в целях наилучшего использования энергии пласта. Систематическое изучение пластового давления имеет большое практическое значение, так как эксплуатационная и гидродинамическая характеристики пласта и содержащихся в нем жидкостей и газов в значительной мере зависят от изменения пластового давления.

     Многочисленные  замеры начального пластового давления на нефтяных и газовых месторождениях показали, что пластовое давление увеличивается с глубиной, подчиняясь определенной закономерности; оно изменяется в пределах 0,08-0,12 МПа на каждые 10 м глубины и в среднем составляет 0,1 МПа на 10 м, что соответствует гидростатическому давлению воды.

     Таким образом, величина пластового давления на большинстве месторождений находится в прямой зависимости от глубины залегания пластов и обычно не превышает давления столба воды, соответствующего глубине вскрытия пласта.

     Однако  имеются залежи нефти и газа, где  установлено пластовое давление, значительно превышающее величину гидростатического давления. Аномально высокое пластовое давление может быть обусловлено спецификой геологического строения структур, тектоническими изменениями, большой высотой газовой залежи.