Пластовое давление способы определения

Способы измерения пластового давления

Пластовое давление можно определить разными методами:

1. Прямые замеры с помощью глубинных манометров, спущенных в скважину на глубину середины интервала перфорации. Время выдержки – 10-20 минут. При этом недопустима утечка жидкости или газа через устьевую арматуру. Измеренное в скважинах давление пересчитывается на глубину ВНК.

2. Совмещенные замеры пластового и забойного давлений проводят при изучении скважин гидродинамическими методами

Рзаб. – это давление в работающей скважине на середине интервала перфорации при установившемся режиме ее работы. Для измерения забойного давления (в фонтанирующих добывающих или в нагнетательных скв.) манометр выдерживают на забое работающей скважины, затем ее останавливают и давление в ней восстанавливается до какой-либо стабильной величины, которую и принимают за пластовое давление. Манометр пишет кривую восстановления давления. В скважинах механизированного фонда Рзаб измеряется через затрубное пространство.

t1 — время работы скважины t2— момент остановки скв. t3— время восстановления давления

Кривая восстановления давления в добывающей скважине (Рпл >Рзаб.)

Забойное давление можно определить также путем пересчета глубины динамических уровней и устьевых давлений

3. Расчетные способы определения динамического давления:

— пересчет по величине устьевого статического давления

— пересчет по глубине статического уровня

Статический уровень – уровень жидкости, устанавливающийся в скважине после ее остановки и отражающий величину пластового давления в данной точке. Это абсолютная отметка до которой поднимается уровень жидкости в неработающей скважине.

Динамический уровень – уровень жидкости, устанавливающийся в работающей скважине при стабильной величине отбора, т.е., абсолютная величина от устья скважины на которой держится уровень жидкости.

Затрубное давление – статическое давление, замеренное на устье остановленной скважины, создающееся между стенками эксплуатационной колонны и насосоно-компрессорными трубами.

Буферное давление – замеренное на устье скважины внутри насосно-компресорных труб. Оно может быть статическим, т.е., замеренным в остановленной скважине – равное затрубному; а может быть динамическим – замеренным в фонтанирующей скважине.

В промысловой практике используют величину текущего, т.е., определенного на конкретную дату пластового давления.

Текущее или динамическое пластовое давление:

А)в продуктивном пласте- давление на какую-либо дату разработки, устанавливающееся при стационарной работе всего фонда скважин

Б) в скважине – пластовое давление, замеренное в скважине находящейся под влиянием других действующих скважин

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

Источник

Определение пластового давления

Пластовое давление ‑ это давление флюидов против середины перфорированного интервала в длительно простаивающих скважинах и в скважинах действующих, но остановленных на период стабилизации забойного давления. Оно определяется:

1) путем прямых измерений глубинными манометрами;

2) путем пересчета с помощью формул по величине устьевого статического давления;

3) по глубине статического уровня;

4) по величине дроссельной тепловой аномалии работающих пластов.

Различают начальное и текущее пластовые давления. Начальное пластовое давление определяют до начала интенсивной разработки, когда не нарушены начальные термодинамические условия пласта из скважин, не было существенного отбора флюидов. Текущее пластовое давление определяют на определенную дату разработки залежи.

Забойное давление ‑ это давление флюидов в действующих добывающих и нагнетательных скважинах на глубине середины интервала перфорации. Его определяют:

1) прямым измерением глубинными манометрами на забое всех видов скважин, оборудованных для спуска глубинных приборов через затрубное пространство;

2) измерением глубины динамического уровня;

3) измерением давлений на устье скважин.

В добывающих скважинах р_заб р_пл. Основным требованием к определению забойного давления является обеспечение замеров при установившемся режиме работы скважин.

В чисто газовых скважинах пластовое давление р_Г не определяют прямыми замерами, а рассчитывают в соответствии с величиной устьевого давления ρ_у и относительной плотности газа по воздуху δ_Г по барометрической формуле

_,

где Н_п ‑ глубина средней точки интервала перфорации; z_ср ‑ средний коэффициент сверхсжимаемости газа при средних давлении и температуре Т_ср в стволе скважины.

В газовых скважинах со столбом жидкости на забое пластовое давление определяют по соотношению

_,

где ρ_г ‑ давление газа на глубине статического уровня, рассчитываемое по формуле, МПа; Н_ст ‑ глубина статического уровня, м; δ_Ж ‑ средняя плотность жидкости в интервале глубин от Н_п до Н_ст.

Наличие сведений о давлениях в отдельных пластах, разрабатываемых совместно, позволяет устанавливать интервалы повышенного воздействия на них закачиваемых вод и тем самым прогнозировать опережающее обводнение этих интервалов.

Особого подхода требуют исследования малодебитных фонтанирующих скважин (до 40 м 3 /сут). По режиму работы их можно разделить на работающие стационарно и периодически (в пульсирующем режиме). В первом случае исследования проводят обычным способом с дополнительным контролем постоянства режима дистанционным манометром. Периодически фонтанирующие скважины должны исследоваться по специальной методике, базирующейся на предварительном изучении режима их работы. Изучение проводится в три цикла.

Первый цикл (в закрытой скважине) предусматривает определение положения забоя, интервала перфорации, башмака насосно-комнрессорных труб, нефтеводораздела и получение фоновых кривых температуры и давления.

Второй цикл включает регистрацию давления и притока при пуске скважины в работу. Комплексный прибор, имеющий датчики расхода и давления, помещают над объектом и снимают их показания по времени после пуска скважины в работу до прекращения ее работы. После этого скважину закрывают для восстановления забойного давления.

Третий цикл исследований проводится после следующего пуска скважины в работу в период стабильного дебита. Регистрируются диаграммы расходометрии и барометрии, затем ‑ индикации притока и состава жидкости, термометрии. Обработка результатов исследований при стабильном режиме работы скважины проводится в обычном порядке.

Пластовые давления в эксплуатируемой многопластовой залежи в каждом отдельном пласте определяют по результатам комплексных исследований расходометрией и забойным манометром, проведенных на разных установившихся режимах работы скважины. Режим работы скважины изменяют путем смены штуцера, который создает разное давление на забое или депрессию. Одновременно с измерением забойного давления в установившемся режиме работы скважины проводят определение профилей притока или приемистости над всеми пластами и каждым из них в отдельности. По результатам этих исследований строят графики зависимости дебита (расхода) пласта Q от величины забойного давления ρ_заб – индикаторные диаграммы (рис. 22).

Рис. 22. Индикаторные диаграммы, полученные при исследовании многопластового объекта:

1-3 – индикаторные диаграммы для трех отдельных пластов, 4 — суммарная индикаторная диаграмма;

суммарное давление ρ₄ =16,2 МПа

Начальный участок индикаторной линии на графике Q =f(ρ_заб) часто близок к линейному. Экстраполируя индикаторные линии до нулевого дебита (Q = 0), т.е. до пересечения с осью абсцисс, получают величину пластового давления для каждого пласта в отдельности. Если давления в пластах получают различные, то это указывает на перетоки жидкости между ними в начальный период. Перетоки могут быть продолжительными, если в окружающих скважинах отбор ведется из одного пласта, а закачка — в другой пласт.

Из рис. 22 видно, что индикаторные линии, снятые на четырех режимах работы скважины, имеют линейный вид, что свидетельствует об установившихся режимах их работы. Пластовое давление, определенное по суммарной кривой 4 для всех трех пластов, оказалось меньше пластового давления, найденного по диаграмме для нижнего пласта (кривая 3). Следовательно, в закрытой скважине вероятен переток из нижнего пла­ста в верхние. Для установления перетока расходомер необходимо поместить между пластами и после закрытия скважины снять кривую изменения дебита во времени.

Результаты измерения пластового давления могут использоваться как для построения карт изобар на определенную дату, так и при интерпретации материалов других методов исследования скважин.

1. Какими способами можно измерить пластовое давление?

2. Какими способами измеряется забойное давление?

3. Какие задачи решаются по данным измерения давления?

Источник

Пластовое давление: определение, особенности и формула

Введение

Пластовое давление – это показатель величины давления, созданного посредством воздействия пластовых флюидов и вымещенного на определенной породе минералов, горных пород и т. д.

Флюидами называют любые вещества, поведение которых в ходе деформации можно описать посредством использования законов механики для жидкостей. Сам термин был введен в оборот научного языка приблизительно в середине семнадцатого века. Им обозначали гипотетические жидкости, с помощью которых старались объяснить с физической точки зрения процесс образования горных пород.

Определение пласта

Прежде чем приступить к разбору пластового давления, следует обратить на некоторые важные понятия внимание, которые с ним связанны, а именно: пласт и его энергия.

Пластом в геологи называют тело, обладающее плоской формой. Его мощность при этом гораздо слабее размера площади распространения, в пределах которого она действует. Также данный показатель мощности обладает рядом однородных признаков и ограничивается набором параллельных поверхностей, как малых, так и больших: кровля – верх и подошва – низ. Определение силового показателя можно определить посредством нахождения кратчайшего расстояния между подошвой и кровлей.

Строение пласта

Пласты могут образовываться из нескольких прослоек, принадлежащих различным породам и связанных между собой. Примером может служить угольный пласт с имеющимися слоями аргиллитов. Нередко терминологическую единицу «пласт» применяют при обозначении стратифицированных скоплений полезных ископаемых, таких как: уголь, залежи руды, нефти, а также водоносные участки. Складывание пластов происходит посредством накладывания друг на друга различных осадочных пород, а также вулканогенных и метаморфических горных.

Понятие пластовой энергии

Пластовое давление тесно связано с понятием пластовой энергии, которая является характеристикой возможностей пластов-коллекторов и заключенных в них флюидов, например: нефти, газа или воды. Важно понимать, что ее значение базируется на том, что все вещества внутри пласта находятся в состоянии постоянного напряжения, обусловленного горным давлением.

Видовое разнообразие энергии

Существует несколько видов пластовой энергии:

• напорная энергия пластовой жидкости (воды);
• энергия свободных и выделяющихся газов, пребывающих в растворах с пониженным давлением, например в нефти;
• упругость сжатой породы и жидкости;
• напорная энергия, обусловленная силой тяжести вещества.

В ходе отбора жидкостей, в частности газа, из среды пласта запас энергии расходуется для обеспечения процесса перемещения флюидов, посредством которого они смогут преодолеть, противодействующие их движению, силы (силы, отвечающие за внутреннее трение между жидкостями и газами и самой породой, а также капиллярные силы).

Направление движения нефти и газов в пространстве пласта, как правило, обуславливается проявлением новых типов энергии пласта одновременно. Примером может служить появление энергии упругости породы и жидкости и ее взаимодействие с потенциалом силы тяжести нефти. Преобладание определенного вида энергетического потенциала зависит от ряда особенностей геологического характера, а также условий, в которых эксплуатируется месторождение конкретного ресурса. Соответствие конкретной формы энергии, при помощи которой осуществляется перемещение жидкостей и газов, с видом добывающей скважины позволяет различать разные режимы работы залежей газа и нефти.

Важность параметра

Пластовое давление – это крайне важный параметр, который характеризует энергетические возможности пластов, несущих в себе водные или нефтегазовые ресурсы. В процессе его формирования участвуют несколько видов давления. Все они ниже будут перечислены:

• гидростатическое пластовое давление;
• избыточное газовое или нефтяное (сила Архимеда);
• давление, что возникает вследствие изменений размерной величины объема резервуара;
• давление, возникающее благодаря расширению или сжатию флюидов, а также изменению их массы.

Понятие пластового давления включает в себя две его разные формы:

1. Начальное – исходный показатель, которым обладал пласт до вскрытия его резервуара под землей. В некоторых случаях оно может сохраняться, то есть не нарушаться вследствие воздействия техногенных факторов и процессов.
2. Текущее, которое также называют динамическим.

Если сравнивать пластовое давление с условным гидростатическим (давлением столбца пресной жидкости, высотной от показателя дневной поверхности до точки замера), то можно сказать, что первое делится на две формы, а именно, аномальную и нормальную. Последняя пребывает в непосредственной зависимости с глубиной залегания пластов и продолжает расти, приблизительно на 0,1 Мпа за каждые десять метров.

Нормальное и аномальное давление

ПД в нормальном состоянии является равным гидростатическому давлению водяного столба, с плотностью, равной одному грамму на см3, от пластовой кровли до земной поверхности по вертикали. Аномальным пластовым давлением называют любые формы проявления давления, которые отличаются от нормального.

Существует 2 вида аномального ПД, о которых сейчас будет рассказано.

Если ПД превышает гидростатическое, т. е. то, в котором давление столбца воды обладает показателем плотности, равным 103 кг/м3, то его называют аномально высоким (АВПД). Если показатель давления в пласте ниже, то его именуют аномально низким (АНПД).

Аномальное ПД находится в система изолированного типа. В настоящее время однозначного ответа на вопрос о генезисе АПД не существует, так как здесь мнения специалистов расходятся. Среди главных причин его образования находятся такие факторы, как: процесс уплотнения пород глины, явление осмоса, катагенетический характер преобразования породы и включенных в нее органических соединений, работа тектогенеза, а также наличие геотермической среды в недрах земли. Все перечисленные факторы могут становиться преобладающими между собой, что зависит от строения геологической структуры и исторического развития региона.

Однако большая часть исследователей полагает, что важнейшей причиной того или иного формирования пласта и наличия в нем давления, является фактор температуры. Это основано на том, что тепловой коэффициент расширения любого флюида в изолированной породе превышает во много раз этот же показатель у минерального ряда компонентов в породе гор.

Установление АПД

АПД устанавливается вследствие проведения бурения в различных скважинах, как на суше, так и на территории акваторий. Это связано с постоянным поиском, разведкой и разработкой залежей газа и/или нефти. Обычно их находят в довольно большом интервале уровня глубин.

Где крайне глубоко на дне, чаще можно встретить аномальное высокое пластовое давление (от четырех км и больше). Чаще всего такое давление будет превышать гидростатическое, приблизительно в 1,3 — 1,8 раз. Иногда встречаются случаи от 2 и до 2.2; в таком случаи они чаще всего не способны достигнуть превышения геостатического давления, которое оказывает вес вышележащей породы. Крайне редко можно встретить случай, в котором на большой глубине можно зафиксировать АВПД равное или превышающее значение геостатического давления. Предполагается, что это обусловлено воздействием различных факторов, таких как: землетрясение, грязевой вулкан, возрастание солянокупольной структуры.

Положительный компонент АВПД

АВПД имеет благотворное влияние на коллекторские свойства вымещающей породы. Позволяет увеличить интервал времени для эксплуатации месторождений газа и нефти, не применяя в ходе этого вторичные дорогостоящие методы. Также увеличивает удельный запас газа и дебита скважины, старается сохранять скопление углеводорода и является свидетельством наличия в нефтегазоносном бассейне различных изолированных участков. Говоря об любых формах ПД, важно помнить, из чего оно образуется: пластового давления газа, нефти и гидростатического.

Места с АВПД, что были развиты на большой глубине, особенно в местах с региональным распространением, содержат значительный запас такого ресурса, как метан. Он пребывает там в состоянии раствора, который содержится в перегретой воде, с температурой от 150-200 °C.

Некоторые данные

Человек может извлекать запасы метана и пользоваться гидравлической и тепловой энергией воды. Однако есть здесь и обратная сторона, ведь АВПД часто становятся источниками аварий, возникших при бурении скважины. Для таких зон используют в процессе бурение метод утяжеления, цель которого — предупредить выброс. Однако применяемые растворы могут быть поглощены пластами из двух давлений: гидростатического и аномально низкого.

В ходе осмысления процесса по добыче ресурсов нефти и газа посредством установки вышек необходимо знать о наличии понятия о забойном пластовом давлении. Оно является величиной давления на забое нефтяной, газовой или водяной скважины, совершающей процесс работы. Оно должно быть ниже значения пластовой величины воздействия.

Общие сведения

ПД постоянно меняется по мере распространения пласта и увеличению глубины залежей нефти или газа. Также оно возрастает вследствие роста мощности водоносного горизонта. Сопоставляется такое давление только с какой-либо одной плоскостью, а именно уровнем, первоначальным положением водонефтяного контакта. Показатели таких приборов, как манометр, показывают результаты лишь для зон пониженного типа.

Если говорить конкретно о пластовом давлении скважины, то под этими словами подразумевают величину скопления полезных ископаемых, находящихся в пустотах земли. Причиной такого явления послужило случайное наличие возможности у основной части пласта выйти на поверхность. Процесс напитки пласта осуществляется, благодаря образовавшимся отверстиям.

Система поддержания пластового давления – это технологический комплекс из оборудования, что требуется для проведения работы по подготовке, транспортировке и закачке агента, выполняющего усилие, необходимое для проникновения в пространство пласта с нефтью. Теперь перейдем непосредственно к конкретике.

Поддержание пластового давления выполняется системой, включающей в себя:

• объекты для различного типа закачек, например воды внутрь пласта;
• подготовку всасываемой воды до состояния кондиций;
• надзор за качеством воды в системах ППД;
• слежение за выполнением всех требований к технике безопасности, а также проверку уровня надежности и герметичности в устройстве системы эксплуатации промыслового водовода;
• использование водоподготовительного цикла в замкнутом виде;
• создание возможности для изменения параметров, отвечающих за режим закачки воды из полости скважины.

СППД в себе несет три основные системы: нагнетательную для скважины, трубопроводную и распределительную и по закачке агента. Также включено оборудование по подготовке агента, эксплуатируемого для проведения закачки.

Формула пластового давления: Рпл= h▪r▪g, где

h – это уровень высоты жидкостного столба, уравновешивающего ПД,

r – это величина плотности жидкости внутри скважины,

g – это показатель ускорения в свободном падении м/с2.

Источник