Нормальное пластовое давление это

Пластовое давление

Нормальное пластовое давление это

Обычно прогноз пластового давления основан на предположении о том, что оно изменяется строго пропорционально глубине скважины, причем коэффициент пропорциональности называют часто коэффициентом (индексом) аномальности ka:

pпл = rв glплka , (1.1)

где rв – плотность воды, кг/м3,

lпл– глубина расположения пласта (в наклонно направленных скважинах вместо глубины по стволу берут вертикальную проекцию ствола на данной глубине.), м.

Тогда получается, что для определения пластового давления вполне достаточно знать только величину ka для различных интервалов бурения. Обычно принимают, что для некоторого интервала бурения ka – величина постоянная.

Однако то обстоятельство, что для всех интервалов бурения расчет пластового давления ведут с помощью формулы (1.

1), представляющей собой уравнение прямой, исходящей их начала координат, означает, во-первых, что линии пластовых давлений являются отрезками прямых, а во-вторых, продолжения этих отрезков образуют лучи, исходящие из устья скважины.

На рис. 1 показаны четыре луча, соответствующие разным значениям индекса пластового давления ka . У луча 0а оно минимально, а у луча 0g – максимально. На глубине Lа изменяется индекс аномальности ka , и линия скачком переходит на другой луч и так далее.

В результате образуется ломаная линия 0abcdefghi, включающая горизонтальные участки ab, cd, ef, hg. Известны случаи локального роста пластового давления на некотором интервале бурения (по сравнению с соседними пластами) с последующим возвратом на прежний (или близкий к прежнему) уровень давлений.

На рис. 1. этому соответствует участок efghi.

Такой упрощенный, хотя и популярный в практике проектирования скважин, метод прогнозировании пластового давления привносит в расчеты значительные ошибки, особенно в верхних интервалах разреза и при расчетах давления для пластов с аномально высоким пластовым давлением (АВПД). Но прежде чем перейти к обсуждению более точных методов прогнозирования пластовых давлений дадим определение понятия градиент пластового давления qпли сравним его с коэффициентом аномальности ka .

Величина qпл, в строгом смысле, характеризует изменение пластового давления в пределах некоторого интервала бурения или пласта, приходящееся на единицу длины (как правило, это 1 м) и вычисляется по формуле:

qпл = (pпл2 – pпл1)/ (L2 – L1), (1.2)

где pпл2 и pпл1 – пластовые давления соответственно на глубинах L2и L1 (например, в подошве и кровле пласта).

Если обнаружится, что для любых двух глубин в пределах данного интервала бурения (пласта) величина qпл постоянна (одна и та же), то это будет означать, что пластовое давление изменяется по линейному закону.

Но это совсем не означает, что продолжение прямой пройдет точно через устье скважины, как это имеет место на рис. 1. И здесь возможны варианты (рис. 2):

1. Участок 0' a отражает изменение рпл в верхней части разреза, насыщенной пресными или маломинерализованными водами со статическим уровнем пластовой воды в скважине, как правило, ниже уровня земли (“сухой” отрезок 0-0').

Предположим теперь, что каким-то образом удалось замерить пластовые давления в точках a' и a. Вычисляя теперь по формуле (1.

1) коэффициенты аномальности ka (при известных давлениях и глубинах), мы бы получили разные величины ka для указанных глубин (прямые 0а и 0а' не совпадают).

Но выше мы только что доказали, что наличие линейной связи между давлением и глубиной автоматически означает постоянство градиента давления. В этих условиях применение формулы (1.1) с коэффициентом ka, найденным по глубине La, приведет к завышению рпл для всех глубин, меньших La.

2. Если продолжение прямой линии пластового давления (прямая 0 с на рис. 2) проходит через устье скважины, то имеет место частный случай постоянства ka и qпл на всем интервале бурения. При этом расчеты по формуле (1.1) будут тоже точными.

3. Продолжение прямой пластовых давлений может пройти и выше устья (прямая 0″ е на рис. 2).

Это может быть, например, в случае, когда высота области питания для данного водоносного горизонта находится намного выше того места, где бурится скважина (геологических причин формирования АВПД множество. Указанная причина – одна из возможных.). Расчет по формуле (1.

1) будет отягощен ошибками, как и в случае 1, так как коэффициент аномальности, в отличие от градиента давления, будет переменным по длине интервала бурения.

4. Продуктивная толща газовых месторождений и некоторых, например, Прикаспийских, имеют большую протяженность (несколько сотен метров), и отдельные проницаемые участки (коллектора) имеют между собой гидродинамическую связь в вертикальном направлении. Такие залежи месторождений называют массивными.

Пластовое давление в пределах продуктивных пластов распределяется не пропорционально глубине, а в соответствии с плотностью флюида в пластовых условиях. В продуктивной части газового месторождения – в зависимости от плотности сжатого газа, в нефтяных – от плотности нефти в пластовых условиях. На рис.

2 прямая fg иллюстрирует распределение давления в газовой залежи. Считается, что в подошве залежи давление близко к давлению в водоносных пластах на соответствующей глубине, зато в кровле оно существенно больше “нормального” и воспринимается как АВПД. Для таких случаев прогнозный расчет по формуле (1.1) в принципе возможен только для подошвы залежи.

Что касается давления в кровле, то оно определяется по формулам (соответственно для газа и нефти):

pкр = pпд /exp[10-4bг(Lпд – Lкр)], (1.3)

pкр = pпд – rнg(Lпд – Lкр), (1.4)

где pпд и pкр – пластовое давление в подошве и в кровле пласта;

bг – относительная сжимаемость природного газа;

rн- плотность нефти в пластовых условиях;

Lпд и Lкр – глубины расположения подошвы и кровли пласта соответственно.

Для многопластовых месторождений нефти, когда каждый нефтеносный пласт может рассматриваться как самостоятельная залежь малой мощности (единицы метров) с собственным водонефтяным контактом, в пределах нефтеносной части распределение тоже будет по закону, описанному формулой (1.

4). Однако, в связи с малой мощностью пластов, описанным эффектом аномальности в кровле пренебрегают, и пластовые давления определяют либо по формуле (1.1), либо через градиент давления qпл, если известно давление для одной из глубин в пределах рассматриваемого интервала бурения.

На линии пластовых давлений выделяются горизонтальные площадки, что свидетельствует о скачкообразном изменении пластового давления при достижении определенных глубин.

Если подходить формально, то получается, что в одной точке пласта существуют два давления, что абсурдно.

Все дело в том, что в реалии переход от одного давления к другому происходит не сразу, а на некотором, относительно коротком (в несколько метров) интервале. Вследствие малости интервала переход на новое давление показывают в виде ступенек.

Существует еще один способ оценки пластового давления и его изменения, суть которого сводится к определению эквивалентной плотности жидкости, которая, находясь (условно) в скважине от рассматриваемой точки пласта на глубине Li до устья, создает гидростатическое давление, численно равное пластовому на данной глубине:

rэкв = рпл.i /(Li g) (1.5)

Понятие “эквивалентная плотность” применяется не только к пластовому давлению, но используется и для описания всех других давлений, представленных в ТПД: гидростатического, давления гидроразрыва и горного. Вычисляются они по формуле (1.5) с заменой числителя на значения соответствующих давлений.

А теперь сравним размерности и величины параметров ka , qпл , rэкв , которые служат исключительно для оценки уровня давлений и их изменения с глубиной скважины.

Из формулы (1.1) следует, что коэффициент ka – величина безразмерная. Он призван показать, во сколько раз пластовое давление превышает давление столба воды на той же глубине в предположении, что скважина полностью ею заполнена (условно, конечно). Нередко величина ka превышает 1,8, что требует применения утяжеленных растворов соответствующей плотности.

Предположим, что в кровле пласта на глубине 2000 м пластовое давление оказалось равным 21,6 МПа, а в подошве, на глубине 2500 м – 27 МПа.

Тогда:

– коэффициент аномальности ka = 21,6*106/ (1000*9,81*2000)=1,1 (на глубине 2000 м),

– коэффициент аномальности ka = 27*106/ (1000*9,81*2500)=1,1 (на глубине 2500 м),

– градиент пластового давления в интервале 2000-2500 м:
qпл = (27-21,6)/ (2500-2000) = 0,0108 МПа/м,

– эквивалентная плотность по пластовому давлению на глубине 2500 м:
rэкв = 27*106/ (9,81*2500) = 1100 кг/м3.

По величинам ka иrэкв можно заключить, что пластовые давления в указанном интервале на 10 % превышают давление воды с плотностью 1000 кг/м 3.

Обобщим изложенное:

Приближенный, но весьма распространенный метод прогнозирования пластового давления, предполагает использование формулы (1.1).

Более строгий метод расчета пластового давления предусматривает точное знание давления на одной из глубин в пределах пласта (интервала бурения), например, прямым измерением глубинными манометрами, и расчет давления для других глубин с использованием величины градиента давления(По определению пластовое давление – фактор природный, и его величина в принципе не может зависеть от человека. Однако бывает пластовое давление “рукотворным”. Например, в результате добычи нефти имеет место уменьшение давления в продуктивных пластах. При закачке в пласт жидкости или газа для восстановления пластовой энергии оно, наоборот, увеличивается и может превысить первоначальное давление. ).

Изменение пластового давления в зависимости от глубины можно отобразить с помощью графика “глубина – эквивалентная плотность”.

Источник: http://petrolibrary.ru/plastovoe-davlenie.html

Пластовое давление: определение, особенности и формула

Нормальное пластовое давление это

В данной статье мы ознакомимся с понятием пластового давления (ПД). Здесь будут затронуты вопросы его определения и значения. Также разберем способ эксплуатации человеком. Не обойдем стороной и понятие аномального пластового давления, точность измерительных возможностей аппаратуры и некоторые отдельные понятия, связанные с доминирующим в этом тексте.

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.

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.

СППД

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: https://FB.ru/article/373271/plastovoe-davlenie-opredelenie-osobennosti-i-formula

ПЛАСТО́BOE ДАВЛЕ́НИЕ

Нормальное пластовое давление это

Авторы: А. В. Ступакова

ПЛАСТО́BOE ДАВЛЕ́НИЕ, дав­ле­ние, под ко­то­рым на­хо­дят­ся флюи­ды (газ, нефть, во­да) в пла­сте; ос­нов­ной гео­ло­гич. по­ка­за­тель со­стоя­ния энер­гии неф­те-, га­зо- или во­до­нос­но­го пла­ста. Раз­ли­ча­ют нор­маль­ное и ано­маль­ное П. д. Нор­маль­ное пла­сто­вое дав­ле­ние со­от­вет­ст­ву­ет гид­ро­ста­тич.

дав­ле­нию (дав­ле­нию стол­ба во­ды, рав­но­го по вы­со­те тол­ще вы­ше­за­ле­гаю­щих пла­стов) и на­хо­дит­ся в пря­мой за­ви­си­мо­сти от глу­би­ны за­ле­га­ния пла­ста. Нор­маль­ное П. д. уве­ли­чи­ва­ет­ся че­рез ка­ж­дые 10 м при­мер­но на 0,1 МПa, или 1 ат­мо­сфе­ру. П. д., зна­чи­тель­но от­ли­чаю­щее­ся (св.

± 10–30%) от гид­ро­ста­ти­че­ско­го, на­зы­ва­ют ано­маль­ным П. д. Ано­маль­но вы­со­кое П. д. от­ме­ча­ет­ся в от­ло­же­ни­ях глу­бо­ких и сверх­глу­бо­ких впа­дин (обыч­но на глу­би­не св. 1800 м, напр. в Юж­но-Кас­пий­ской впа­ди­не и впа­ди­не Мек­си­кан­ско­го зал.).

Оно про­яв­ля­ет­ся в сла­бо­про­ни­ца­мых го­ри­зон­тах оса­доч­ных толщ (изо­ли­ро­ван­ных или имею­щих за­труд­нён­ную связь с по­верх­но­стью). Пo во­про­су o ге­не­зи­се ано­маль­но вы­со­ко­го П. д. нет еди­но­го мне­ния. Oсн. при­чи­на­ми счи­та­ют уп­лот­не­ние гли­ни­стых по­род, ка­та­ге­не­тич. пре­об­ра­зо­ва­ния по­род и со­дер­жа­ще­го­ся в них ор­га­нич.

ве­ще­ст­ва (ак­тив­ное по­сту­п­ле­ние уг­ле­во­до­ро­дов в пласт как за счёт глу­бо­ких го­ри­зон­тов, так и за счёт эмиг­ра­ции флюи­дов из неф­те­ма­те­рин­ской тол­щи; за­труд­нён­ность раз­груз­ки пла­ста и даль­ней­шей ми­гра­ции уг­ле­во­до­ро­дов; из­ме­не­ние объ­ё­ма по­ро­во­го или тре­щин­но­го про­стран­ст­ва в пла­сте; уве­ли­че­ние объ­ё­ма пла­сто­вых флюи­дов с рос­том пла­сто­вых тем­пе­ра­тур). Кро­ме то­го, мн. учё­ные гл. при­чи­на­ми об­ра­зо­ва­ния уча­ст­ков с ано­маль­но вы­со­ким П. д. счи­та­ют про­цес­сы тек­то­ге­не­за (в т. ч. про­яв­ле­ния зем­ле­тря­се­ний, гря­зе­во­го вул­ка­низ­ма, рос­та со­ляно-ку­поль­ных струк­тур) и гео­тер­мич. ус­ло­вия зем­ных недр. Каждый из этих фак­то­ров мо­жет пре­об­ла­дать в за­ви­си­мо­сти от гео­ло­гич. строе­ния и ис­то­рии раз­вития ре­гио­на. Hаличие ано­маль­но вы­со­ко­го П. д. бла­го­при­ят­но ска­зы­ва­ет­ся на кол­лек­тор­ских свой­ст­вах вме­щаю­щих по­род, уве­ли­чи­ва­ет вре­мя ес­теств. экс­плуа­та­ции неф­тя­ных и га­зо­вых ме­сто­ро­ж­де­ний без при­ме­не­ния до­ро­го­стоя­щих вто­рич­ных ме­то­дов, по­вы­ша­ет удель­ные за­па­сы га­за и де­би­ты сква­жин, яв­ля­ет­ся бла­го­при­ят­ным в от­но­ше­нии со­хран­но­сти ско­п­ле­ний уг­ле­во­до­ро­дов, сви­де­тель­ст­ву­ет o на­ли­чии в неф­те­га­зо­нос­ных бас­сей­нах изо­ли­ро­ван­ных уча­ст­ков и зон. Зо­ны ано­маль­но вы­со­ко­го П. д., раз­ви­тые на боль­ших глу­би­нах, осо­бен­но там, где они поль­зу­ют­ся ре­гио­наль­ным рас­про­стра­не­ни­ем, со­дер­жат зна­чит. ре­сур­сы ме­та­на, ко­то­рый на­хо­дит­ся в рас­тво­рён­ном со­стоя­нии в пе­ре­гре­той (до 150–200 °C) во­де. Помимо из­влечения метана, мож­но ис­поль­зо­вать гид­рав­лич. и те­п­ло­вую энер­гию во­ды. Ано­маль­но вы­со­кое П. д. яв­ля­ет­ся ис­точ­ни­ком ава­рий в про­цес­се бу­ре­ния. Hеожиданное вскры­тие та­ких зон – при­чи­на мн. ос­лож­не­ний, ли­к­ви­да­ция ко­то­рых при­во­дит к боль­шим ма­те­ри­аль­ным за­тра­там. Hаличие зон с ано­маль­но вы­со­ким П. д. зна­чи­тель­но уве­ли­чи­ва­ет стои­мость сква­жин.

В осо­бых слу­ча­ях от­ме­ча­ет­ся ано­маль­но низ­кое П. д., свя­зан­ное с на­ли­чи­ем мощ­ной тол­щи мно­го­лет­не­мёрз­лых по­род и пе­ре­хо­дом во­ды в вы­ше­ле­жа­щих пла­стах в твёр­дую фа­зу (напр., на ме­сто­ро­ж­де­ни­ях Вост. Си­би­ри) или с зо­на­ми вто­рич­ной тре­щи­но­ва­то­сти по­род (напр., в май­коп­ских от­ло­же­ни­ях Вост. Пред­кав­ка­зья).

В за­ле­жах неф­ти и га­за вы­де­ля­ют из­бы­точ­ное П. д. Оно пре­вы­ша­ет нор­маль­ное гид­ро­ста­тич. дав­ле­ние пла­ста за счёт раз­ной плот­но­сти га­за, неф­ти и во­ды. П. д. из­ме­ря­ет­ся глу­бин­ным ма­но­мет­ром или рас­счи­ты­ва­ет­ся ис­хо­дя из от­ме­ток пье­зо­мет­рич.

уров­ней пла­сто­вых флюи­дов в сква­жи­не или др. гор­ной вы­ра­ботке при ста­ти­че­ском со­стоя­нии. При раз­ра­бот­ке ме­сто­ро­ж­де­ний ис­поль­зу­ют тех­но­ген­ные по­ка­за­те­ли из­ме­не­ния пла­сто­во­го дав­ле­ния. Пе­ред на­ча­лом раз­ра­бот­ки за­ле­жи из­ме­ря­ют на­чаль­ное П. д.

, в про­цес­се раз­ра­бот­ки – те­ку­щее П. д. Дав­ле­ние, из­ме­рен­ное на за­бо­ях сква­жин при их ра­бо­те, на­зы­ва­ют ди­на­ми­че­ским, а при ос­та­нов­ке – ста­ти­че­ским. B про­цес­се раз­ра­бот­ки за­ле­жей уг­ле­во­до­ро­дов П. д. сни­жа­ет­ся, что при­во­дит к умень­ше­нию де­би­тов сква­жин, из­ме­не­ни­ям фи­зич.

и хи­мич. свойств флюи­дов, ус­лож­ня­ет их до­бы­чу, уве­ли­чи­ва­ет по­те­ри цен­ных ком­по­нен­тов. По­это­му раз­ра­бот­ку и экс­плуа­та­цию за­ле­жей ве­дут с под­дер­жа­ни­ем П. д. По ре­зуль­та­там из­ме­ре­ний П. д. стро­ят гра­фи­ки его из­ме­не­ния.

Ана­лиз этих гра­фи­ков по­зво­ля­ет су­дить о про­цес­сах, про­ис­хо­дя­щих в за­ле­жи, и ре­гу­ли­ро­вать её раз­ра­бот­ку и экс­плуа­та­цию.

Источник: https://bigenc.ru/geology/text/3144032

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Нормальное пластовое давление это

Cтраница 1

Нормальное пластовое давление возникает РІ гидравлически открытой системе, РІ которой отбор флюида компенсируется притоком РёР· области питания продуктивного горизонта.  [1]

Нормальное пластовое давление – пластовое давление, равное гидростатическому давлению столба РІРѕРґС‹ плотностью 1 Рі / СЃРј3 РѕС‚ кровли пласта РґРѕ поверхности земли РїРѕ вертикали. Аномальные пластовые давления характеризуются любым отклонением РѕС‚ нормального.  [2]

Нормальным пластовым давлением считают напор РІРѕРґ, РїСЂРё котором градиент РіРѕСЂРЅРѕРіРѕ давления crz 0 01 РњРџР°.  [3]

Вследствие этого РїСЂРё нормальном пластовом давлении макротрещи-новатость также РЅРµ оказывает существенного влияния РЅР° условия разработки высокопроницаемых коллекторов, РЅРѕ сказывается РЅР° условиях разработки РЅРёР·РєРѕ – Рё среднепроницаемых карбонатных коллекторов. Это РїСЂРёРІРѕРґРёС‚ обычно Рє недооценке добывных возможностей Рё темпов обводнения РЅРёР·РєРѕ – Рё среднепроницаемых ( РїРѕ керну) карбонатных пластов.  [4]

Р�так, представление Рѕ существовании нормальных пластовых давлений, соответствующих гидростатическому, Рё аномальных пластовых давлений, превышающих гидростатическое, РІ действительности РЅРµ отвечает РїСЂРёСЂРѕРґРµ залежей нефти Рё газа.  [5]

Р’ геолого-промысловой практике принято называть залежи первого РІРёРґР° залежами СЃ нормальным пластовым давлением, второго РІРёРґР° – залежами СЃ аномальным пластовым давлением.

РџРѕРґРѕР±РЅРѕРµ разделение следует считать условным, так как любое значение начального пластового давления связано СЃ геологическими особенностями района Рё для рассматриваемых геологических условий является нормальным.  [6]

Проницаемые породы, насыщенные водой, нефтью или газом, чаще всего имеют нормальное пластовое давление, т.е. коэффициент аномальности примерно равен единице.

Однако в процессе бурения встречаются горизонты с разными коэффициентами аномальности пластовых давлений.

В этих случаях создают условия для притока жидкости из горизонта с высоким пластовым давлением в горизонт с низким.

Переток жидкости РёР· РѕРґРЅРѕРіРѕ горизонта РІ РґСЂСѓРіРѕР№ может стать причиной осложнений, для предотвращения которых необходимо разобщить горизонты СЃ разными коэффициентами аномальности.  [7]

Вместе СЃ тем следует отметить Рё тот факт, что газопроявления наблюдаются Рё РІ районах СЃ нормальным пластовым давлением.  [8]

Тектонические силы РјРѕРіСѓС‚ привести Рє повышению или понижению пластового давления РїРѕ сравнению СЃ гидростатическим РІ результате перемещения подземного резервуара, имевшего РІ момент формирования нормальное пластовое давление.  [9]

Разведочные скважины закладывают РЅР° уже открытых месторождениях СЃ целью уточнения параметров СЂСѓРґРЅРѕР№ залежи; водоотливные скважины предназначены для откачки пластовых РІРѕРґ СЃ целью регулирования технологического режима Рё поддержания нормального пластового давления. Контрольные Рё оценочные скважины служат для систематического наблюдения Р·Р° технологическим процессом Рё оценки результатов работы добычных скважин. Диаметр всех этих скважин РІ пределах продуктивного пласта обычно РЅРµ превышает 89 – 108 РјРј.  [10]

Р’ скважинах, РіРґРµ РїРѕСЂРѕРґС‹, расположенные ниже башмака кондуктора, имеют небольшой градиент разрыва пластов, превентор позволяет без СЂРёСЃРєР° продолжать бурение, углубляясь РІ РїРѕСЂРѕРґС‹ СЃ нормальным пластовым давлением, РІ интервал залегания которых можно спустить промежуточную колонну. Превентор позволяет длительное время вести бурение РёР·-РїРѕРґ промежуточных колонн, РЅРµ опасаясь снижения прочности обсадных труб РЅР° разрыв РёР·-Р·Р° РёС… чрезмерного РёР·РЅРѕСЃР°.  [11]

Для решения этой задачи РІ качестве основных мероприятий рекомендуется: уменьшить разницу между диаметром долота Рё наружным диаметром муфт обсадных труб РІ среднем РґРѕ 25 РјРј; производить подъем цементного раствора РІ затрубном пространстве СЃРѕ скоростью РЅРµ менее 2 Рј / сек РїСЂРё разности удельных весов цементного Рё глинистого растворов РЅРµ менее 0 6 Рі / СЃРј3; шире применять расширяющиеся цементы; заменять РІ условиях нормального пластового давления РїСЂРё цементировании глинистый раствор РЅР° РІРѕРґСѓ, регулируя давление РІ затрубном пространстве; РїРѕ возможности цементировать эксплуатационные колонны РґРѕ вскрытия газового пласта; обеспечивать концентричное положение колонны РІ интервале разобщаемых пластов, тщательно удаляя глинистую РєРѕСЂРєСѓ специальными приспособлениями РїСЂРё малом расстоянии между объектами разобщения.  [12]

Пластовое давление – давление, РїСЂРё котором флюиды находятся РІ порах РїРѕСЂРѕРґС‹ РЅР° определенной глубине. Нормальное пластовое давление создается массой вышележащих пластов или флюидов.  [13]

Обычно между пластом нормального давления и пластом АВПД имеется зона перехода.

Чередование Р·РѕРЅ нормальных пластовых давлений СЃ зонами РђР’РџР” требует применения сложной конструкции скважин для предупреждения поглощений РІ первых зонах Рё проявлений РІРѕ вторых.  [14]

Это прежде всего касается глин, которые отличаются РѕС‚ РґСЂСѓРіРёС… РїРѕСЂРѕРґ тем, что РјРЅРѕРіРёРµ РёС… параметры имеют тенденцию Рє устойчивому, закономерному изменению СЃ глубиной РёС… залегания, особенно если минеральный состав глин мало изменяется РїРѕ разрезу. Так, РІ условиях нормальных пластовых давлений плотность глир СЃ глубиной закономерно возрастает, Р° пористость РёС… снижается. Р’ зонах же РђР’РџР” эта закономерность нарушается: глины становятся менее уплотненными Рё имеют более высокую пористость, чем следовало Р±С‹ ожидать РІ соответствии СЃ нормальной тенденцией РёС… уплотнения РІ условиях гидростатических давлений. РђР’РџР”, которые РјРѕРіСѓС‚ быть зафиксированы разнообразными геофизическими Рё РґСЂСѓРіРёРјРё методами.  [15]

Страницы:      1    2    3

Источник: https://www.ngpedia.ru/id653387p1.html

Поделиться:
Нет комментариев

    Добавить комментарий

    Ваш e-mail не будет опубликован. Все поля обязательны для заполнения.