Разработка газовых и газоконденсатных месторождений. Некоммерческий фонд имени профессора А. В. Аксарина

• Название: Некоммерческий фонд имени профессора А. В. Аксарина
• Дата: 28.01.2020
• Размер: 2.61 Mb.
• Имя файла: Разработка газовых и газоконденсатных месторождений.doc
• Тип: Документы; #106122
• страница: 7 из 65

2.2. Распределение давления в месторождениях и газовых скважинах

2.2.1.Определение пластовых давлений [7]

Горное давление и формула для его определения. Горным называется давление, создаваемое весом залегающих над газом пород.

Р_гор=0.1_пL, (2.1)

где Р_гор - горное давление в кгс/см²; _п - средний удельный вес горных пород всех вышележащих пластов с учётом насыщающих их жидкостей в гс/см³ или тс/м³ ; L - глубина, считая от поверхности земли до точки пласта, в которой определяется горное давление в м. При ориентировочных расчётах принимается _п=2,5гс/см³.

Пластовое давление и методы его определения. Давление газа в газовой залежи (пластовое давление) всегда меньше горного. Определяют его по давлению на забое закрытой скважины. Учитывая, что углы наклона пластов незначительны, для большинства газовых месторождений можно считать, что начальное пластовое давление одинаково во всех точках залежи. При значительных этажах газоносности залежи значения этого давления могут значительно отличаться по различным скважинам при одинаковых давлениях на устье. На своде их значения будут меньше, чем на крыльях.

На практике пластовое давление р_пл принимается равным гидростатическому, т.е. примерно глубине скважины L[м], умноженной на удельный вес воды _в[кг м/ с²]. При этом учитывается возможное отклонение от данного значения с помощью введения коэффициента несоответствия , изменяющегося в пределах 0,8 - 1,2

р_пл= _в L/10⁶[МПа]. (2.2)

Причины аномальности пластового давления. Причины аномальности лежат в геологических особенностях сообщаемости горизонтов, величинах горного давления. Аномально высокие давления имеют замкнутые пласты без выходов на поверхность при высоких этажах газоносности и уплотнённых породах.

2.2.2. Определение забойного давления по давлению на устье для остановленной скважины[1,2,7,8]

2.2.2.1. Барометрическая формула

Исходные уравнения:

Уравнение статического равновесияdp=g^.^{. .} dL

Уравнение состояния =p/z ^. R ^. T

Формула барометрического нивелирования ( Лапласа-Бабинэ). Получается после интегрирования уравнения статического равновесия при замене плотности по уравнению состояния

р_пл=р_з=р_у^. e ^s_, (2.3)

где

s=0.03415^^L / (Т_ср^.z_ср); (2.4)

р_з, р_у - забойное и устьевое давления, МПа; z_ср - коэффициент сверхсжимаемости, определяемый при средних значениях Т_сри р _ср, относительная плотность газа.

Алгоритм расчета пластового давления. Вычисление р_пл осуществляется методом последовательных приближений по следующему алгоритму:

1)определяем критические параметры р_кр, Т_кр;

2) находим среднюю температуру газа в стволе скважины по формуле

Т_ср= (Т_з - Т_у) / lnТ_з /Т_у ,

где Т_з , Т_у - температуры на забое и устье скважины,

и среднее давление р _ср=( р_з+ р_у)/2;

3)определяем приведённые значения средних давления р_пр и температуры Т_пр;

4)находим z_ср (в случае необходимости используя также фактор ацентричности  );

5)находим р_з и новое значение р _ср;

6)повторяем вычисления по пунктам (3) и (4);

7)сравниваем изменение z _ср по заданной относительной погрешности

( для определённости возьмём =3%);

8) если последнее условие выполнено, то расчет заканчивается, в противном случае находим новое значение р _ср и повторяем итерационный процесс с пункта 6.

Значение р_пл , определённое при z_ср последнего шага итерации, и будет считаться истинным. При этом определение р_пл осуществляется при постоянном составе газа вдоль ствола скважины.