НОУ ИНТУИТ | Основы нефтегазового дела. Лекция 6: Пластовая энергия, температура и давление в скважине. Режимы эксплуатации залежей

Учитесь и получайте официальные документы БЕСПЛАТНО. Вы можете поддержать наш проект.

Регистрация Вход

Твой путь к знаниям!

Томский политехнический университет

Опубликован: 30.01.2013 | Доступ: свободный | Студентов: 2464 / 735 | Длительность: 12:31:00

Тема: Энергетика

Специальности: Энергетик

Теги: газ, добыча, крекинг, трубопроводы

|

Вам нравится? Нравится 71 студенту

| Поделиться |

Поддержать курс

| Скачать электронную книгу

Аннотация: Пластовая энергия – совокупность тех видов механической и тепловой энергии флюида (нефть, газ и вода в горных породах, характеризующиеся текучестью) и горной породы, которые могут быть практически использованы при отборе нефти и газа.

Ключевые слова: энергия, градиент, значение, пространство, высота, разность, забой, отношение

Пластовая энергия

Пластовая энергия – совокупность тех видов механической и тепловой энергии флюида (нефть, газ и вода в горных породах, характеризующиеся текучестью) и горной породы, которые могут быть практически использованы при отборе нефти и газа. Главные из них:

Энергия напора законтурных вод залежей нефти и газа.
Энергия упругого сжатия горной породы и флюида, в том числе газа, выделившегося в свободную фазу из растворенного состояния при снижении давления.
Часть гравитационной энергии вышележащих толщ, расходуемая на пластические деформации коллектора, вызванные снижением пластового давления в коллекторе в результате отбора флюида из него.
Тепло флюида, выносимое им на поверхность при эксплуатации скважин. Практически значима не вся энергия пласта, а лишь та ее часть, которая может быть использована с достаточной эффективностью при эксплуатации скважин.

Температура и давление в горных породах и скважинах

Повышение температуры горных пород с глубиной характеризуется геотермическим градиентом (величиной приращения температуры на 100 м глубины, начиная от пояса постоянной температуры):

$\varGamma=\frac {100(Т-Т_{ср})} {H-h}$

где $\varGamma$ – температура горных пород на глубине , м (в $\textdegree C$ ); $T_{ср}$ – средняя температура на уровне пояса постоянной годовой температуры в данном районе, $\degree C$ ; – глубина пояса постоянной годовой температуры, м (на нефтегазовых месторождениях = 25 $\div$ 30 м).

Геотермический градиент для различных районов меняется в пределах 1 $\div$ 10 $\textdegree C$ /100 м. В породах осадочной толщи наблюдается более быстрое повышение температуры с глубиной, чем в изверженных и метаморфических породах. В среднем для осадочного чехла геотермический градиент принимается равным 3 $\textdegree C$ /100 м. Средние геотермические градиенты для освоенных глубин нефтяных и газовых месторождений приведены в табл. 5.1.

Пластовую температуру на глубине можно рассчитать по уравнению регрессии:

$T=\bar T+Г(H- \bar H)$ ,

где $\bar T$ – пластовая температура (в $\textdegree C$ ) на глубине $\bar H$ = 2000 м , $\varGamma$ - геотермический градиент в $\textdegree C$ /м (табл. 5.1).

Таблица 5.1. Значение пластовых температур и геотермических градиентов в газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождениях
Район	, м	, $\textdegree C$	, $\textdegree C$ /100м	$T=\bar T+(H- \bar H)$
Западная Сибирь
Тюменская область	400 $\div$ 3070	13 $\div$ 100	3,1	61+0,031(-2000)
Красноярский край	820 $\div$ 2560	12 $\div$ 60	3,0	43+0,030(-2000)
Томская и Новосибирская области	1550 $\div$ 4520	49 $\div$ 143	3,6	68+0,036(-2000)
Восточная Сибирь
Якутия	660 $\div$ 4080	3 $\div$ 95	2,3	42+0,023(-2000)
Иркутская область	600 $\div$ 2700	12 $\div$ 33	0,9	27+0,009(-2000)
Дальний Восток
Сахалинская обл.	120 $\div$ 2420	3 $\div$ 81	3,1	61+0,031(-2000)
Камчатская обл.	200 $\div$ 3290	20 $\div$ 125	2,8	76+0,028(-2000)

Наряду с температурой на свойства горных пород существенное влияние оказывает давление.

Горное давление обусловлено весом вышележащих пород, интенсивностью и продолжительностью тектонических процессов, физико-химическими превращениями пород и т. п. При известной мощности и $\rho$ плотности каждого слоя пород вертикальная компонента горного давления (в Па) определяется следующим уравнением:

$\rho_{т.в.}=\sum_{i=1}^n g\rho_i h_i$ ,

где – ускорение свободного падения; – число слоев. Это уравнение выражает геостатическое давление.

Значение бокового горного давления определяется величиной вертикальной компоненты давления, коэффициентом Пуассона пород и геологическими свойствами пород. Коэффициент пропорциональности между вертикальной и горизонтальной (боковой) составляющими горного давления изменяется в зависимости от типа пород от 0,33 (для песчаников) до 0,70 (для прочных пород типа алевролитов).

Пластовое давление – внутреннее давление жидкости и газа, заполняющих поровое пространство породы, которое проявляется при вскрытии нефтеносных, газоносных и водоносных пластов. Образование пластового давления является результатом геологического развития региона. Оно определяется комплексом природных факторов: геостатическим, геотектоническим и гидростатическим давлениями, степенью сообщаемости между пластами, химическим взаимодействием жидкости и породы, вторичными явлениями цементации пористых проницаемых пластов и т. п. Значения пластового аномально высокого давления могут существенно различаться в разных регионах. Для большей части месторождений пластовое давление обычно равно гидростатическому.

Гидростатическое давление (в Па) – давление столба жидкости на некоторой глубине

$\rho_г=g \rho_ж H$ ,

где $\rho_ж$ – плотность столба жидкости, кг/м³; – высота столба жидкости, м.

Условия притока жидкости и газа в скважины

Каждая нефтяная и газовая залежь обладает запасом естественной пластовой энергии, количество которой определяется величиной пластового давления и общим объемом всей системы, включая нефтяную и водяную зону.

До вскрытия пласта скважинами жидкость и газ находятся в статическом состоянии и располагаются по вертикали соответственно своим плотностям. После начала эксплуатации равновесие в пласте нарушается: жидкости и газ перемещаются к зонам пониженного давления, ближе к забоям скважин. Это движение происходит вследствие разности (перепада) пластового (начального) давления ( $P_{пл}$ ) и давления у забоев скважин ( $P_{пл} - P_{заб}$ ). Накопленная пластовая энергия расходуется на перемещение жидкости и газа по пласту и подъем их в скважинах, а также на преодоление сопротивлений, возникающих при этом перемещении.

В зависимости от геологических условий и условий эксплуатации, пластовая энергия проявляется в виде сил, способствующих движению флюидов.

На устье скважины всегда имеется какое-то давление P_у , называемое устьевым. Тогда

$P_{заб}-P_у=\rho g H \approx 10^4 \cdot H$ ,

где $\rho$ – плотность жидкости (кг/м³), - ускорение свободного падения, равное 9,81 м/c² (для приближенных расчетов принимают = 10 м/с²); H –глубина залегания пласта, м; 10⁴ – переводной коэффициент, Па/м. Разность ( $P_{пл} - P_{заб}$ ) называют депрессией скважины. Поэтому, чем выше депрессия, тем больше приток нефти на забой скважины.

Коэффициент продуктивности скважин – количество нефти и газа, которое может быть добыто из скважины при создании перепада давления на ее забое 0,1 МПа. В зависимости от видов энергии, используемых при отборе флюидов из пласта, различают режимы эксплуатации залежей: водонапорный, газонапорный, растворенного газа и гравитационный.

Водонапорный режим связан с вытеснением нефти и перемещением ее по капиллярам в пласте за счет напора контактирующей с ней воды. Различают жесткий и упругий водонапорные режимы. При жестком водонапорном режиме нефть к скважинам перемещается за счет краевых и подошвенных вод, количество которых пополняется за счет атмосферных осадков и поверхностных водоемов. Упругий водонапорный режим эксплуатации основан на упругом сжатии жидкости (воды) и горных пород пластов в естественном состоянии и накоплении ими упругой энергии.

Коэффициент нефтеотдачи пласта ( K_н – отношение извлекаемых запасов к начальным геологическим запасам нефти или газа) при водонапорном режиме самый высокий – 0,5 $\div$ 0,8.

Газонапорный режим связан с перемещением нефти в капиллярах пласта под давлением контактирующего с ней газа (расширения газовой шапки), при этом K_н = 0,4 $\div$ 0,7. Режим растворенного газа характерен для нефтяных месторождений, у которых свободный газ в залежи отсутствует, а в нефтяную часть пласта практически не поступает пластовая вода. Движущей силой, способствующей перемещению нефти в пласте к забою скважины, в этом случае является растворенный газ. Коэффициент нефтеотдачи при режиме растворенного газа очень низкий и составляет 0,15 $\div$ 0,3.

Гравитационный режим эксплуатации нефтяных скважин наступает обычно при полном истощении пластовой энергии. При гравитационном режиме пласта единственной движущей силой перемещения нефти по капиллярам пласта является сила тяжести нефти в пласте. Перемещение нефти происходит только в наклонных (падающих) пластах к скважинам, расположенным в их нижних точках.

Гравитационный режим – наименее эффективный из всех режимов эксплуатации скважин ( K_н = 0,1 $\div$ 0,2).

Практически в изолированном виде каждый из режимов эксплуатации встречается редко.

Дальше >>

Авторизоваться

Основы нефтегазового дела

Лекция 6: Пластовая энергия, температура и давление в скважине. Режимы эксплуатации залежей

Пластовая энергия

Температура и давление в горных породах и скважинах

Условия притока жидкости и газа в скважины

Вопросы и ответы