Пластовые давления и температура

Жидкости и газы находятся в пласте под определенным давле­нием, которое называется пластовым.

Начальное пластовое давление, т. е. давление в пласте до начала его разработки, имеет прямую связь с глубиной залегания данного нефтяного или газового пласта и приближенно может быть опре­делено по формуле

Ю⁴Я, (34)

где р_пл. _нач — начальное пластовое давление, Па; Н — глубина залегания пласта, м; р — плотность жидкости, кг/м³; § — ускорение свободного падения; § — 9,81 м/с² (для приближенных расчетов принимается # = 10 м/с²); 10*—переводный коэффициент, Па/м.

Формулой (34) можно пользоваться лишь для оценки порядка величин начального пластового давления. Обычно же пластовое давление бывает больше или меньше вычисленного по формуле (34).

Точное определение пластового давления осуществляется при помощи глубинных манометров, описание которых дано ниже.

Если известна плотность жидкости или газа, запЬлняющих сква­жину, то пластовое давление можно определить расчетным путем.

В том случае, когда скважина пробурена в водяной зоне пласта и ствол ее заполнен пластовой водой, давление на забое при закры­той устьевой задвижке равно пластовому и определяется выраже­нием

р_пл = Нр$ -)- Рус_т, (35)

где Рпл и р_уст — давление в пласте я на устье скважины, Па.

Если в такой скважине открыть устьевую задвижку, то вода будет переливаться на поверхность, т. е. скважина будет фонтани­ровать.

В скважине, где уровень жидкости не доходит до устья, пласто­вое давление равно

— высота столба жидкости в скважине, м.

р_пл = Я₁р#, (36)

где 44

Пластовое давление, определенное в какой-либо точке залежи, будет характерно для залежи в целом только при пологом ее залега­нии. При значительных углах падения залежи давление в различных ее частях будет различным; в крыльевых зонах оно будет наиболь­шим, в сводовых частях — наименьшим. Это обстоятельство затруд­няет проведение анализа изменения давления в пласте в процессе его разработки на основе значений истинного пластового давления, так как в этом случае на изменение давления в залежи по площади накладываются соответствующие изменения давлений, зависящие от глубины залегания пласта. Поэтому для удобства величину пластового давления в залежи обычно относят к какой-либо одной

Рис. 12. Схема опреде­ления приведенного пла­стового давления.

плоскости. За такую плоскость принимают уровень моря или услов­ную плоскость — первоначальное положение водонефтяного кон­такта в разрабатываемом пласте. Пластовое давление, отнесенное к этой условной плоскости, называется приведенным пла­стовым давлением.

Если пластовое давление в скважинах 1, 2 и 3 (рис. 12) равно соответственно р1, ръ и р₃, то приведенное давление в них (в Па), отнесенное к первоначальному уровню водонефтяного контакта, равно

р! пр. пл = р! + ^х1Рн8, Рг пр. пл = Ра + Ж₂р_н#.

Рз пр. пл = Рз — *зРв#, (37)

где х, хг и х₃ — расстояния от забоев скважин до уровня водонеф­тяного контакта, м; р_н и р_в — плотности нефти и воды, кг/м³; § — ускорение свободного падения.

Изменения пластового давления тщательно регистрируются в про­цессе эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. Это дает возможность судить о процессах, происходящих в пласте, и регули­ровать разработку месторождений.

Температура, как и давление, возрастает по мере углубления в недра земли. Нарастание температуры по мере увеличения глубины происходит равномерно, однако для различных точек земной по­верхности степень нарастания температуры с глубиной различная.

Иногда усадку и относят к объему нефти на поверх­ности. Тогда и = (6-1)-100%. (40)

Число метров погружения в глубь земли, соответствующее повы­шению температуры на 1° С, называется геотермической ступенью.

Величина геотермической ступени определяется по формуле

(38)

где О — геотермическая ступень, м; Н — глубина, на которой за­мерена температура, м; ^\ — температура, замеренная на глубине Н_и, °С; 1ч — среднегодовая температура воздуха на поверхности в месте замера, °С.

Геотермическая ступень для верхних слоев земли (15—20 км) в среднем составляет 33 м, однако в разных частях земного шара она может значительно отклоняться от этой величины в зависимости от различной теплопроводности пород, гидрохимических реакций, циркуляции подземных вод, радиоактивных процессов и других причин.

ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ЖИДКОСТЕЙ В ПЛАСТОВЫХ УСЛОВИЯХ

Физические свойства нефти в пластовых условиях сильно отли­чаются от свойств дегазированной нефти, т. е. нефти в атмосферных условиях. Эти отличия вызываются влиянием на пластовую нефть температуры, давления и растворенного газа. Физические свойства минерализованной воды в пластовых условиях также изменяются, но незначительно по сравнению со свойствами этой же воды на по­верхности.

Знание физических свойств жидкостей в пластовых условиях и закономерности их изменения с изменением давления и темпе­ратуры необходимо для подсчета запасов нефти и газа, проектиро­вания разработки и эксплуатации нефтяных месторождений.

Плотность и объемные коэффициенты нефти и воды. Плот­ность дегазированной нефти может изменяться в широких пре­делах — от 700 до 1000 кг/м³ и более. В пластовых условиях плот­ность изменяется в зависимости от давления, количества растворен­ного газа, температуры. С повышением давления плотность не­сколько увеличивается, а с повышением двух других факторов — уменьшается. Влияние количества растворенного газа и темпера­туры сказывается сильнее, поэтому плотность нефти в пласте всегда меньше плотности дегазированной нефти на поверхности. Известны нефти, плотность которых в пласте меньше 500 кг/м³ при плотности дегазированной нефти 800 кг/м³.

На рис. 13 схематично представлена зависимость плотности пластовой нефти от давления и количества растворенного газа. Из схемы видно, что при повышении давления плотность нефти значительно уменьшается, что связано с насыщением нефти газом. Рост давления выше давления насыщения нефти газом (правее точки р_п) способствует некоторому увеличению плотности нефти.

При растворении газа в жидкости объем ее увеличивается. Отно­шение объема жидкости с растворенным в ней газом в пластовых условиях к объему этой же жидкости после дегазации (в стандартных условиях) называют объемным коэффициентом.

Объемный коэффициент Ъ зависит от количества растворенного газа, температуры и давления в пласте. Объемные коэффициенты для нефти значительно выше, чем для воды, в соответствии с раство­римостью газов в нефти и в воде. Известны месторождения, для которых объемный коэффициент нефти достигает 3,5 и даже выше. Объемные коэффициенты для пластовой воды составляют 0,99—1,06.

Используя объемный ко­эффициент, можно опреде­лить «усадку» нефти, кото-'» рая показывает, на сколько ^ процентов уменьшается объем § пластовой нефти при извле­чении ее на поверхность. Усадка нефти

50 100 Р» 150 200 Р_н 250 300 350 Давление, кгс/см^г

Рис. 13. Зависимость плотности пластовой нефти от давления и количества растворен­ного газа.

1 — ахтырская нефть при ^ = 70° С; г — ново-дмитровская нефть при * = 84° С; точки а и Ь соответствуют давлению насыщения.

Объемный коэффициент и усадку определяют лабораторным исследованием проб пластовой нефти.

Сжимаемость нефти и воды. Нефть, как и все жидкости, обладает упругостью, т. е. способностью изменять свой объем под действием внешнего давления. Упругость жидкостей измеряется коэффициентом сжимаемости (или объемной упругости), определяемым из соотно­шения

(41)

Ар '

гд^е Рн — коэффициент сжимаемости нефти, 1/Па; ДУ — изменение объема нефти, м³; V — исходный объем нефти, м⁸; Ар — изменение давления, Па.

Из уравнения (41) следует, что коэффициент сжимаемости харак­теризует относительное приращение единицы объема нефти при изменении давления на одну единицу.

Коэффициент сжимаемости зависит от состава пластовой нефти, температуры и абсолютного давления. Нефти, не содержащие раство­ренного газа, имеют сравнительно низкий коэффициент сжимае­мости, порядка 4-Ю"¹⁰-т-7-10"¹⁰ 1/Па. Легкие нефти, содержащие

значительное количество растворенного газа, имеют повышенный коэффициент сжимаемости.

Коэффициент сжимаемости для воды равен (0,4-^-0,5) -10'^1в 1/Па. Вязкость пластовой нефти. Вязкость пластовой нефти почти всегда значительно отличается от вязкости сепарированной нефти вследствие большого количества растворенного газа, повышенной пластовой температуры и давления. При этом все нефти подчи­няются следующим общим зако­номерностям: вязкость их умень­шается с повышением количе­ства газа в растворе, с увели­чением температуры; повыше­ние давления вызывает некото­рое увеличение вязкости.

Зависимость вязкости нефти от количества растворенного газа и температуры для неко­торых нефтей показана на рис. 14.

40 80 120 Ш Темпер атура, "С Рис. 14. Влияние растворенного газа и температуры на вязкость пластовой нефти. Давление насыщения нефти газом указано в начале каждой кривой

Практически вязкость нефти в пластовых условиях различ­ных месторождений может из­меняться от многих сотен МПа • с до десятых долей МПа-с (от нескольких пуазов до десятых долей сантипуаза).

В пластовых условиях вяз­кость нефти может быть в де­сятки раз меньше вязкости сепарированной нефти.

Для изучения физических свойств нефти в пластовых ус­ловиях пробы отбирают при помощи специальных пробоотборни­ков, позволяющих поднять нефть при пластовом давлении. Для исследования физических свойств нефти, газа и их смесей при вы­соких давлениях и температурах создан специальный комплекс приборов.