Пластовое давление и его роль на фильтрацию нефти

Федеральное государственное  автономное образовательное

учреждение  высшего профессионального  образования

«Казанский (Приволжский) федеральный  университет»

Институт  геологии и нефтегазовых технологий

Кафедра геологии нефти и газа 

Реферат на тему «Пластовое давление и его  роль на фильтрацию нефти» 
 
 
 

                           Выполнил  студент группы 381  

                                          Шакирова А. Ф.

                                                                Проверил

                                           Ас. Вафин Р. Ф. 
 
 
 
 

     Содержание

1. Введение ….….….….….….….….….….….….….….….….….….….….…...3
2. Пластовые давления….….….….….….….….….….….….….….….….….…4
3. Пластовое давление и его расчет….….….….….….….….….….….….……6
4. Начальное пластовое давление и его значение….….….….….….….….…10
5. Роль начального пластового давления ….….….….….….….…….….……12
6. Заключение ….….….….….….….….….….….….….….….…….….…….....13
7. Список литературы ….….….….….….….….….….….….….….….….…….14

Введение

     Все залежи углеводородов обладают большим  или меньшим запасом различных  видов энергии для перемещения  нефти и газа к забоям скважин. Потенциальные возможности залежей  в этом плане зависят от разновидностей природных режимов залежей. В проявлении режимов большое место занимают значение начального пластового давления и поведение давления в процессе разработки.

     Пластовое давление — важнейший параметр, характеризующий энергию нефтегазоносных  и водоносных пластов. В формировании пластового давления участвуют гидростатическое давление, избыточное давление залежей нефти или газа (архимедова сила), давление, возникающее в результате изменения объёма резервуара (порового или трещинного пространства), а также за счёт расширения (или сжатия) флюидов и изменения их массы. Различают начальное (до вскрытия подземного резервуара или не нарушенное техногенными процессами) и текущее (динамическое) пластовое давление. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Пластовые давления

     Для правильного понимания всех технологических  процессов и явлений, связанных  с эксплуатацией нефтяных месторождений  и скважин, необходимо уяснить ряд  терминов для давлений, которые определяют или влияют на эти технологические  процессы.

     Гидростатическое  давление

     Давление  в пласте-коллекторе, возникающее  под действием гидростатической нагрузки воды, перемещающейся по этому  пласту в сторону его регионального  погружения.

     Статическое давление на забое  скважины

     Статическое давление - это давление на забое  скважины, устанавливающееся после  достаточно длительной ее остановки. Оно  равно гидростатическому давлению столба жидкости в скважине высотой (по вертикали), равной расстоянию от уровня жидкости до глубины, на которой производится измерение. Обычно за такую глубину  принимается середина интервала  вскрытой толщины пласта. С другой стороны, это давление равно давлению внутри пласта, вскрытого скважинами, и поэтому оно называется пластовым  давлением.

     Статический уровень

     Уровень столба жидкости, установившийся в  скважине после ее остановки при  условии, что на него действует атмосферное  давление, называется статическим уровнем.

     Если  устье скважины герметизировано, то обычно в верхней части скважины скапливается газ, создающий некоторое  давление на уровень жидкости. В  этом случае уровень жидкости не называется статическим, хотя соответствует статическим  условиям скважины, и давление на забое  скважины равно сумме гидростатического  давления столба жидкости и давления газа.

     Динамическое  давление на забое  скважины

     Это давление устанавливается на забое  во время отбора жидкости или газа из скважины или во время закачки  жидкости или газа в скважину. Динамическое давление на забое очень часто  называют забойным давлением в отличие  от статического, которое называют пластовым давлением. Однако и статическое, и динамическое давления в то же время являются забойными.

     Динамический  уровень жидкости

     Уровень жидкости, который устанавливается  в работающей скважине при условии, что на него действует атмосферное  давление (межтрубное пространство открыто), называется динамическим уровнем.

     При герметизированном затрубном пространстве динамическое давление будет равно сумме гидростатического давления столба жидкости от уровня до забоя и давления газа, действующего на уровень. Высота столба жидкости измеряется по вертикали. Поэтому в наклонных скважинах при вычислении гидростатических давлений должна делаться соответствующая поправка на кривизну скважины. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Пластовое давление и его расчет

     Пластовое давление - один из важнейших факторов, определяющих энергетические возможности  продуктивного пласта, производительность скважин и залежи в целом. Под  пластовым понимают давление, при котором в продуктивном пласте нефть, газ, вода, а в водоносном – вода, находятся в пустотах пластов-коллекторов.

     Различают статическое (или начальное) и динамическое (или текущее) пластовое давление. Статическое пластовое давление — естественное давление, не нарушенное извлечением из пласта или закачкой в него флюида. Оно изменяется под влиянием геологических процессов, зависит от глубины залегания пласта и обычно в платформенных условиях близко к гидростатическому давлению. В случаях отличия статического пластового давления. от гидростатического более чем на +/- 10—30 % (по разным авторам) различают аномально высокое  и аномально низкое пластовое давление. Динамическое пластовое давление может быть пониженным по сравнению со статическим — при откачке жидкости из скважины и повышенным — при нагнетании в скважину.

     При сравнении пластового давления в разных точках пласта различают измеренное и приведенное. приведенное отличается от измеренного на расчетную поправку, учитывающую разность глубин измерения давления в разных скважинах и изменение плотности пластовых флюидов. Непосредственные измерения осуществляются в скважинах глубинными манометрами разных конструкций.

     Если  вскрыть скважиной водоносный пласт-коллектор  и снизить в её стволе уровень  промывочной жидкости, то под действием  пластового давления в эту скважину из пласта начнет поступать вода. Её приток прекращается после того, как  столб воды уравновесит пластовое  давление.

     Аналогичный процесс – поступление в скважину нефти, газа – протекает при вскрытии нефтегазонасыщенного пласта. Следовательно, пластовое давление может быть определено по высоте столба пластовой жидкости в скважине при установлении статического равновесия в системе пласт – скважина:

     ,

     где h – высота столба жидкости, уравновешивающего , (м); ρ – плотность жидкости в скважине, (кг/); g – ускорение свободного падения, (м/). При практических расчетах давление определяют в Мпа и формулу используют в следующем виде:

      ,

     В этой формуле значение принимают за г/.

     Устанавливающийся в скважине уровень жидкости, соответствующий  – называется пьезометрическим уровнем. Его положение фиксируется расстоянием от устья скважины или значением его абсолютной отметки.

     Поверхность, проходящая через пьезометрические уровни в различных точках водонапорной системы (в скважинах), называют пьезометрической поверхностью.

     Высоту  столба жидкости h, в зависимости от решаемой задачи, определяют по всем скважинам или как расстояние от пьезометрического уровня до середины пласта-коллектора – такой столб жидкости h называют пьезометрической высотой, или как расстояние от пьезометрического уровня до условно принятой для всех скважин горизонтальной плоскости – этот столб жидкости , где z – расстояние между серединой пласта и условной плоскостью, называют пьезометрическим напором. (Рис.1)

Рис.1

     Давление, соответствующее пьезометрической высоте, называют абсолютным пластовым  давлением  , давление соответствующее пьезометрическому напору – приведенным пластовым давлением

     Зная  расстояние z и плотность жидкости в скважине , при необходимости всегда можно перейти от абсолютного пластового давления к приведенному (и наоборот): 

     В связи со сложностью рельефа земной поверхности, устья скважин, пробуренных  в разных точках на водоносный пласт, обладающий давлением, могут быть выше, ниже и на уровне пьезометрической поверхности. Это можно видеть на примере водонапорной системы, показанной на Рис.2.

     В скважинах с устьями выше пьезометрической поверхности (скв.1) можно определить по формуле

      ,

     Где – глубина скважины до середины пласта, – глубина пьезометрического уровня от устья скважины, – плотность воды (>1, т.к. пластовые воды минерализованы).

     В скважинах с устьями, совпадающими с пьезометрической поверхностью (скв.2) можно определить по формуле:

      .

     Скважины с устьями, ниже пьезометрической поверхности (скв.3) будут фонтанировать. в таких скважинах можно определить, замерив манометром давление на их герметизированных устьях:

      ,

     Где , – превышение пьезометрического уровня над устьем скважины.

Рис.2

     Для характеристики изменения  с глубиной используют градиент :

     grad = .

     Из  Рис.2 видно, что на величину grad в различных скважинах заметное влияние оказывает разность абсолютных отметок пьезометрической поверхности и устьев скважин.

     В скважинах, устья которых находятся  выше пьезометрической поверхности, значение grad меньше, а в скважинах, устья которых находятся ниже этой поверхности – значения grad больше, по сравнению с его значениями в скважинах, устья которых совпадают с пьезометрической поверхностью.

     Градиент  пластового давления имеет значения от 0,008 до 0,0025 Мпа/м и иногда более. Его величина зависит от характера водонапорной системы, взаимного расположения поверхности земли и пьезометрической поверхности.

     Среднее пластовое давление

     По  среднему пластовому давлению оценивают  общее состояние пласта и его  энергетическую характеристику, обусловливающую  способы и возможности эксплуатации скважин. Статические давления в  скважинах, расположенных в различных  частях залежи и характеризующие  локальные пластовые давления, могут  быть неодинаковыми вследствие разной степени выработанности участков пласта, его неоднородности, прерывистости и ряда других причин. Поэтому используют понятие среднего пластового давления. Среднее пластовое давление Рср вычисляют по замерам статических давлений Рi в отдельных скважинах.

     Среднее пластовое давление определяют по картам изобар (линий равных давлений). Для  этого измеряют планиметром площадь  между каждыми двумя соседними  изобарами, рассчитывают среднее пластовое  давление на этой площади, как среднее  арифметическое из значений давлений двух соседних изобар, и, умножая его  на площадь между изобарами, суммируют. Общую сумму делят на суммарную  площадь, в пределах которой проводится вычисление. Определенное таким образом  среднее давление является средневзвешенным по площади. 
 
 
 
 
 
 

Начальное пластовое давление и его значение

     Каждая  залежь УВ имеет некоторое природное  пластовое давление. В процессе разработки залежи пластовое давление обычно снижается.

     Начальное пластовое давление – это давление в пласте-коллекторе в природных  условиях, т.е. до начала извлечения из него жидкостей или газа. Значение начального пластового давления в залежи и за её пределами определяется особенностями  природной водонапорной системы, к  которой приурочена залежь, и местоположением  залежи в этой системе.

     Природной водонапорной системой называют систему  гидродинамически сообщающихся между собой пластов-коллекторов и трещинных зон, с заключенными в них напорными водами, которая характеризуется едиными условиями возникновения и общим механизмом непрерывного движения подземных вод, т.е. единым генезисом напора. В пределах каждой водонапорной системы могут быть выделены 3 основных элемента: (Рис.2,3)

Рис.3

     -область питания – зоны, в которых в систему поступают воды, за счет чего создается давление, обуславливающее движение воды;

     -область  стока – основная по площади  часть резервуара, где происходит  движение пластовых вод;

     -область  разгрузки – части резервуара, выходящие на земную поверхность  или расположенные в недрах, в которых происходит разгрузка вод.

     Природные водонапорные системы подразделяют на инфильтрационные и элизионные (Рис.2,3), различающиеся взаимным расположением указанных зон, условиями создания и значениями напора.

     Соответственно  залежи УВ, приуроченные к водонапорным системам указанных видов, обычно обладают различными по величине значениями начального пластового давления при одинаковой глубине залегания продуктивных пластов.

     В зависимости от степени соответствия начального пластового давления глубине  залегания пластов-коллекторов выделяют 2 группы залежей УВ:

1. Залежи с начальным , соответствующим гидростатическому; (с нормальным )
2. Залежи с начальным , отличающимся от гидростатического; (с аномальным )

Роль  начального пластового давления

     Начальное пластовое давление залежи во многом определяет природную энергетическую характеристику залежи, выбор и реализацию систему её разработки, закономерности изменения параметров залежи при  её эксплуатации. Оно в значительной мере определяет природное фазовое  состояние УВ в недрах и, следовательно, также обуславливает определение  рациональных условий разработки.

     Значение  начального залежи необходимо учитывать при оценке по керну значений пористости и проницаемости пластов в их естественном залегании. Эти параметры, определенные по керну в поверхностных условиях, могут быть существенно завышены, что приведет к неправильному определению емкости резервуара и запасов УВ.

     Природа пластового давления в залежи в значительной мере предопределяет изменение  в процессе разработки. Соответствие гидростатическому может служить показателем приуроченности залежи к инфильтрационной водонапорной системе. В этих условиях можно ожидать, что в процессе разработки залежи будет снижаться относительно замедленно. Сверх гидростатическое пластовое давление (СГПД) свидетельствует о замкнутости элизионной водонапорной системы – снижение происходит быстрее. Таким образом, по значению начального можно прогнозировать закономерности падения в залежи при её разработке, что позволяет обоснованно решать вопросы о целесообразности применения методов искусственного воздействия на пласты и о времени начала воздействия.  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Заключение

     В процессе разработки залежей углеводородов пластовое давление снижается, что приводит к уменьшению дебитов скважин, изменениям физико-химических свойств флюидов, усложняет их добычу, увеличивает потери ценных компонентов. Поэтому разработку и эксплуатацию залежей ведут с поддержанием пластового давления. По результатам измерений пластового давления строят графики его изменения. Анализ этих графиков позволяет судить о процессах, происходящих в залежи, и регулировать её разработку и эксплуатацию. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Список  литературы

1. Иванова М. М., Чоловский И. П., Брагин Ю. И. Нефтегазопромысловая геология: Учеб. для вузов. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. – 414с.
2. Жданов М. А. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. – М.: Недра, 1981.
3. Справочник по нефтегазопромысловой геологии: под редакцией Н. Е. Быкова, М. И. Максимова, А. Я. Фурсова. – М.: Недра, 1981.
4. Каналин В. Г., Вачин С. Б. Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология. – М.: Недра, 1997.
5. Королев М. Е. Общая гидрогеология. – Казань: Изд-во Казанского ун-та; 1999. – 312с.
6. Карцев А. А. Гидрогеология нефтяных и газовых месторождений: Учебник для вузов.  – М.: Недра, 1972.