Расчёт приведённого пластового давления

Основы разработки и эксплуатации

Нефтегазовых месторождений

Лабораторная работ № 4

Расчёт приведённого пластового давления.

г. Ханты-Мансийск

2017 г.

Пластовое давление.

Давление, под которым находятся жидкости и газы в пласте, называют пластовым.

Начальное пластовое давление (до начала разработки залежи), как правило, зависит от глубины залегания пласта. Его можно приближённо определить по формуле:

(1.1)

где L - глубина точки пласта, м.

Пласты, для которых приближенно соблюдается это равенство, называют пластами с нормальным (гидростатическим) давлением. Они, так или иначе, связаны с поверхностью земли.

Однако существуют пласты с давлением аномальным, обычно превышающим гидростатическое давление (Западный Казахстан, Туркмения, Западная Сибирь). Такие пласты не связаны или очень слабо связаны с дневной поверхностью и чаще всего встречаются в складчатых районах.

При вскрытии продуктивного пласта скважиной в том случае, когда её ствол заполнен жидкостью до устья, начальное пластовое давление на забое можно более точно определить по формуле:

(1.2)

Здесь р_ж - плотность жидкости, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

Р_у - давление на устье скважины, Па.

Установленные по формулам (1.1) и (1.2) пластовые давления одинаковы для всех точек пласта, расположенных на одной горизонтальной плоскости.

В двух точках пласта, не лежащих на этой плоскости, пластовое давление будет отличаться от найденного значения.

Расчёт приведённого пластового давления.

Для удобства анализа изменения пластового давления в процессе эксплуатации залежи пластовое давление обычно относят к какой-либо одной условной плоскости, например плоскости ВНК.

Рисунок 1.1 — К примеру, расчета приведённых давлений.

Давление, отнесённое к этой плоскости, называется приведённым пластовым давлением. Его определяют по формуле:

Р_пр =Р_пл± 0,00981 ∆Н ρ _н,

где Р_пл- измеренное пластовое давление в скважине, Па;

∆Н - расстояние точки измерения от условной плоскости (приведения) по вертикали, м.

Знак плюс соответствует случаю, когда точка измерения расположена выше плоскости приведения, знак минус - когда эта точка находится ниже плоскости приведения

Задача 1. Рассчитать пластовое давление в безводной остановленной скважине для следующих условий (табл. 1.1).

Решение.

1) Так как скважина безводная, то после остановки она заполнена только нефтью. Рассчитываем высоту столба нефти по формуле:

h_н = L_C- h_cm = 1870 - 37 = 1833 м.

Таблица 1.1.

Наименование параметра	Значение параметра
	Варианты заданий

Глубина скважины L_n м
Статический уровень м
Плотность дегазированной нефти р_нд, кг/м⁵
Плотность пластовой нефти р_пр кг/м³
Наименование параметра	Значение параметра
	Варианты заданий

Глубина скважины L_n м
Статический уровень м
Плотность дегазированной нефти р_нд, кг/м⁵
Плотность пластовой нефти р_пр кг/м³

Скважина эксплуатировалась при забойном давлении большем давления насыщения, м²

2) Вычисляем среднюю плотность нефти:

3) Пластовое давление будет равно:

P_пл=h_н _н g 10^-6=1833837,5 9,81 10^-6=15,06 МПа

Задача 2. Определить пластовое давление в остановленной безводной фонтанной скважине для следующих условий (табл 1.2):

Таблица 1.2

Наименование параметра	Значение параметра
Варианты заданий
	2
Глубина скважины L_c, м
Давление на устье остановленной скважины p_y МПа		8,6	7,4	7,7			8,9	9,1	7,5	7,3	8,2
Давление насыщения р_нас, МПа	11,3	12.9	11.4	8.7	9,3	9,3	11,1	8,6	9,5
Забойное давление p_заб, МПа	11,3	12,9	11,4	8,7	9,3	9,3	11,1	8,6	9,5
Температура на устье остановленной скважины t_у °С
Пластовая температура t_пл °С
Коэффициент сжимаемости нефти β_н 10^-4МПа^-1	6,5	5,8	6,2	5,4	6,4	6,4	6,5	6,1	6,2	6,3	6,1
Наименование параметра	Значение параметра
Варианты заданий

Глубина скважины L_c, м
Давление на устье остановленной скважины p_y МПа		8,5	7,3	7,6	9,1	8,2	8,7	9,3	7,6	7,4	8,5
Давление насыщения р_нас, МПа	11,3	12.9	11.4	8.7	9,3	9,3	11,1	8,6	9,5
Забойное давление p_заб, МПа	11,3	12,9	11,4	8,7	9,3	9,3	11,1	8,6	9,5
Температура на устье остановленной скважины t_у °С
Пластовая температура t_пл °С
Коэффициент сжимаемости нефти β_н 10^-4МПа^-1	6,4	5,7	6,1	5,3	6,3	6,5	6,4	6,2	6,3	6,4	6,2

Зависимость плотности нефти от давления и температуры представлены на рис. 1.2

Решение. Для расчёта пластового давления в данном случае необходимо использовать формулу:

P_пл =

Рисунок 12 — Зависимость плотности нефти от давления и температуры.

1 - 20°С,

2 - 70°С;

3 -45°С.

Средняя плотность нефти в скважине p_n, зависит от давления и температуры.

По существу, решение данной задачи сводится к расчёту p_n(p,t). Принимая линейный закон распределения температуры по глубине остановленной скважины, рассчитаем среднюю температуру:

t=t_y+t_пл = (20 + 70)/2 = 45°С

Используя графические зависимости р, = f ( p.t ) на рис. 1.2 и принимая линейное изменение плотности нефти от температуры, путём интерполяции строим зависимость плотности нефти при t = 45°С (кривая 3). Полученную кривую можно использовать для расчета средней плотности нефти в скважине при изменении давления от Р_у до P_пл. По кривой 3 находим среднюю плотность нефти в интервале давлений от Р_у = 8 МПа до P_нас = 11,3 МПа; р _н = 775 кг/м³.

Рассчитываем пластовое давление:

P_пл = 2650 775-9,81 10^-6+ 8 = 28,15 МПа.

При решении принято, что средняя плотность нефти при t = 45°С в области давлений от Р_нас = 11,3 МПа до Р_пл = 28,15 МПа постоянна и равна 775 кг/м³. Фактически, в этой области давлений плотность нефти линейно увеличивается за счет сжимаемости. Рассчитаем плотность нефти при р_пл.= 28,15 МПа, если плотность нефти при р_нас = 11,3 МПа равна 772,3 кг/м³ (рис. 1.2 кривая 3).

Коэффициент сжимаемости нефти принимаем равным 6,5-10^-4/МПа. Таким образом, плотность нефти при пластовом давлении:

или

Средняя плотность нефти в интервале давлений от р_нас до р_пл,

р_нср = (772,5 + 781,1) / 2 = 776,8 кг/м³.

Таким образом, средние плотности нефти в интервалах давлений от

Р_у = 8 МПа до Р _нас = 11,3 МПа и от Р _нас = П,3 МПа до Р_пл = 28,15 МПа соответственно равны 775 и 776,8 кг/м³. Для данных условий нетрудно рассчитать и среднюю плотность нефти в интервале от Р_у = 8 МПа до Р_пл = 28,15 МПа, которая равна 775,9 кг/м³.

Вычисляем пластовое давление с учетом изменения плотности нефти при

Р_пл = 2650 776,8 9,81·10^-6 + 8 = 28,19 МПа.

Оценим ошибку δ вносимую а расчет пластового давления, пренебрежением влияния давления на плотность нефти в области Р_пл. > Р_нас:

Таким образом, ошибка составляет всего 0,16%, поэтому в практических расчётах можно пренебрегать влиянием изменения плотности нефти за счет ее сжимаемости в области давлений от Р_нас до Р_пл.

Задача 1.3 Определить приведённые давления на отметке ВНК в скважинах 1, 2 и 3 (рис. 1.1). Давление замерено в точках А, В, С. Исходные данные приведены в табл. 1.3:

Рисунок 1.1 — К примеру, расчета приведённых давлений.

Таблица 1.3

Наименование параметра	Абсолютное значение Варианты заданий

1. Глубина отметки ВНК Н_ВНК, м
2. Пластовое давление в точках, МПа:
Р_а	17,9	16,8	18,9	18,0	19,9	17,9	16,8	18,9	18,0	19,9	18,9
Р_в	16,5	15,6	17,3	17,1	18,5	16,5	15,6	17,3	17,1	18,5	18,3
p_c	17,2	16,2	18,2	17.6	19,2	17,2	16,2	18,2	17.6	19,2	18,9
3. Глубина замеров пластового давления в точках, м:
L_а
L_в
L_c
4. Альтитуда скважин в точках, м:
Ал₁
Ал₂
Ал₃
5. Плотность нефти в пластовых условиях р_н, т/м³	0,76	0,78	0,74	0,73	0,75	0,76	0,78	0,74	0,73	0,75	0,76
6 Плотность воды в пластовых условиях р_в, т/м³	1,1	1,07	1,09	1,06	1,09	1,1	1,07	1,09	1,06	1,09	1,1

Решение. 1) Определим приведённое давление на отметке ВНК (р_внк) по данным замера давления в т.А. Предварительно находим разницу между отметками точки А и ВНК (h_A). Гипсометрическая отметка т.А будет при этом равна:

Н_А = L_A – Aл₁ = 1756 - 427 = 1329 м.

Из рис. 1.1 видим, что

h_A = Н_А - H_внк = 1329 - 1250 = 79 м.

Так как в интервале между т.А и ВНК пласт насыщен водой, определяем

Р_внк = Р_а - 0,00981- h_A ρ_в = 17,9 - 0,00981·79·1,1 = 17,05 МПа.