Определение пластовых давлений

Горное давление и формула для его определения. Горным называется давление, создаваемое весом залегающих над газом пород

Р_гор=0.1g_пL, (2.1)

где Р_гор - горное давление в кгс/см²; g_п - средний удельный вес горных пород всех вышележащих пластов с учётом насыщающих их жидкостей в гс/см³ или тс/м³ ;

L - глубина, считая от поверхности земли до точки пласта, в которой определяется горное давление в м. При ориентировочных расчётах принимается g_п = 2,5гс/см³.

Пластовое давление и методы его определения. Давление газа в газовой залежи (пластовое давление ) всегда меньше горного. Определяют его по давлению на забое закрытой скважины. Учитывая, что углы наклона пластов незначительны, для большинства газовых месторождений можно считать, что начальное пластовое давление одинаково во всех точках залежи. При значительных этажах газоносности залежи значения этого давления могут значительно отличаться по различным скважинам при одинаковых давлениях на устье. На своде их значения будут меньше, чем на крыльях.

На практике пластовое давление р_пл принимается равным гидростатическому, т.е. примерно глубине скважины L [м], умноженной на удельный вес воды g_в [кг м/ с²]. При этом учитывается возможное отклонение от данного значения с помощью введения коэффициента несоответствия a, изменяющегося в пределах 0,8 - 1,2

р_пл=a g_в L/10⁶ [МПа]. (2.2)

Причины аномальности пластового давления. Причины аномальности лежат в геологических особенностях сообщаемости горизонтов, величинах горного давления. Аномально высокие давления имеют замкнутые пласты без выходов на поверхность при высоких этажах газоносности и уплотнённых породах.

Пластовое давление в газоконденсатных скважинах

Пластовое давление в газоконденсатных скважинах с большим содержанием конденсата (более 40 – 50 см3/м3) необходимо определять с помощью скважинных манометров либо рассчитывать по приближенным формулам. Например, если в барометрической формуле заменить относительную плотность газа относительной плотностью газоконденсатной смеси.

Определение забойного давления в работающей скважине

Газовая скважина

Исходное уравнение количества движения. Формула расчета давления в работающей скважине получаем после интегрирования общего уравнения движения

dp/dL+r^.g^.(dz/dL)+2^.lrw²/D_T = 0.

Здесь L - длина трубы в м (берётся обычно от устья до середины вскрытого интервала; для наклонных скважин определяется по вертикали h=L cosb_н); w - скорость газа в м/с; g - ускорение силы тяжести в м/с²; l - коэффициент гидравлического трения; r - плотность газа в кг/м³ ; D_T - диаметр трубы в м.

Общий вид формулы

 

(2.5) где s = 0.03415`r L / (Т_ср^.z_ср);

. (2.6)

Алгоритм расчета. Забойное давление определяют методом последовательных приближений, так как в формулу входит коэффициент z_{c p} , для определения которого необходимо знать р_з.

Коэффициент гидравлического сопротивления. Коэффициент гидравлического сопротивления l зависит от режима движения газа по трубе и поверхности стенок труб. При встречающихся на практике скоростях в газовых скважинах l зависит от числа Рейнольдса Re и относительной шероховатости d

Число Рейнольдса, относительная шероховатость, критическое значение числа Рейнольдса. Число Рейнольдса - параметр,определяющий отношение инерционных сил к вязкостным

 

 

где К - температурный коэффициент, равный 1910 при 273 К и уменьшающийся с ростом температуры (равен 1777 при Т =293 К), кг^.с²/м⁴; Q - дебит газа, тыс. м³/сут.;

l_k - абсолютная шероховатость, мм; D - внутренний диаметр труб, см; `r - относительная плотность по воздуху.

Выражение для сопротивления в случае ламинарного течения. Если режим ламинарный (Re < 2300), то l не зависит от шероховатости и его определяют по формуле l = 64/Re.

Выражение для сопротивления в случае турбулентного течения. При турбулентном режиме течения l зависит от Re и d и его определяют по формуле

При больших скоростях (дебит больше значения минимального дебита Q_min) наступает турбулентная автомодельность и тогда l не зависит Re

В целом коэффициент сопротивления фонтанных труб, кроме шероховатости, зависит от местных сопротивлений и неровностей в местах их соединения, от наличия в потоке твёрдых и жидких примесей и других факторов. Сопротивление труб меняется в процессе эксплуатации скважины по мере изменения шероховатости поверхности труб. В области автомодельности для труб диаметром 63мм значения l колеблется в пределах 0.01 - 0.02 и при расчётах принимают равным 0.014.

 

46. Исторические аспекты и эффективность существующих систем заводнения.

Первоначально в нашей стране применение заводнения связывалось в основном с– законтурным заводнением. Впервые законтурная система заводнения была запроектирована в 1948 г. на Туймазинском месторождении при разработке девонских пластов Д₇ и Д₈. Законтурное заводнение в принципе может быть более эффективно, чем внутриконтурное, так как при этом нефть вытесняется пластовой совместимой водой. Однако опыт разработки показал, что у этой системы заводнения есть много недостатков.

Из-за плохих свойств, пластов в приконтурных зонах и повышенной вязкости нефти в зоне ВНК приходилось бурить много лишних нагнетательных скважин. На крупных месторождениях при законтурном заводнении не удавалось отбирать более 25% нефти в год от начальных извлекаемых запасов. Оно характеризуется также значительными оттоками воды за контур нефтеносности.

Развитием законтурного заводнения явилось создание системы внутриконтур-ного заводнения. В этом случае месторождение рядами нагнетательных скважин «разрезается», а отдельные полосы, блоки или площади самостоятельной разработки и нефть вытесняется нагнетаемой водой. Впервые внутриконтурная система разработки была запроектирована в 1955 г. на Ромашкинском месторождении.

В начале 60-х годов были созданы блоковые или рядные системы внутри-контурного заводнения для разработки обычных нефтяных залежей. При этих системах требуется разрезать нефтяные месторождения на блоки оптимальных размеров, и числов рядов добывающих скважин между двумя батареями нагнета-тельных скважин выбирается в зависимости от конкретной геолого-физической характеристики нефтяной залежи и необходимых темпов разработки. Чем меньше размеры блоков и число рядов добывающих скважин, тем выше интенсивность системы разработки нефтяной залежи.

По сравнению с системами законтурного заводнения блоковые системы позволяют в 2-3 раза увеличить темпы добычи нефти, снизить расход нагнетаемой воды за счет уменьшения утечек ее в законтурную зону, ускорить ввод месторождения в разработку, сократить территорию промысла, подлежащую обустройству.

Внутриконтурное заводнение улучшает текущие показатели разработки и повышает конечную нефтеотдачу пластов не менее чем на 5% по сравнению с законтурным заводнением.

Опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что блоковые системы целесообразно применять при ширине залежей более 4-5 км, а также при меньшей их ширине, если залежи характеризуются пониженной проницаемостью коллекторов, резкой зональной неоднородностью продуктивных пластов, повышенной вязкостью нефти или ухудшением условий фильтрации на границах залежи.

Высокая эффективность блоковых систем разработки обусловила широкое распространение их во всех нефтедобывающих районах страны.

Площадное заводнение особенно эффективно применять при разработке малопроницаемых и сильно прерывистых пластов. Площадные системы заводнения примерно в 2 раза интенсивнее пятирядной системы. Следовательно, применение площадной системы обеспечивает темп добычи пятирядной системы значительно меньшим числом пробуренных скважин. В настоящее время площадные системы осуществляются на многих месторождениях Западной Сибири, Удмуртии.

Применение пятирядных систем целесообразно лишь при достаточно хорошей характеристике продуктивных пластов. Однако и в этом случае следует преду-сматривать возможность интенсификации системы разработки дополнительными разрезаниями месторождения, применением очагового заводнения. Многорядные системы обеспечивают более высокую нефтеотдачу только в однородных, слабо-прерывистых пластах.

В системах площадного заводнения, в которых центральная скважина элемента является нагнетательной, каждая из добывающих скважин расположена на границах элемента и одновременно дренирует несколько элементов системы площадного заводнения, от 2-х до 4-х. Соответственно добыча этих пограничных скважин складывается из притоков из 2-3-4-х элементов.