Учебное пособие в нефтяной промышленности. Учебное пособие " скважинная добыча нефти и газа"
 Скачать 7.18 Mb.
|
|
fi - часть площади между двумя изобарами с одинаковыми толщинами hi, Pi - среднее давление между двумя изобарами. Этот способ дает наиболее объективную оценку среднего пластового давления. 2.1.6. Пластовое давление в зоне нагнетания При поддержании пластового давления воду закачивают в нагнетательные скважины, которые располагают рядами. В зонах расположения нагнетательных скважин в пласте создается повышенное давление. Для характеристики процесса нагнетания и контроля за его динамикой пользуются понятием пластового давления в зоне нагнетания. С этой целью на карте изобар выделяют район размещения нагнетательных скважин,окружая их характерной изобарой, имеющей, например, значение первоначального пластового давления. В пределах этой изобары и определяют пластовые давления, как средневзвешенные по площади, используя формулу (2.2), или как средневзвешенные по объему, используя формулу (2.3) и дополнительно карту полей равных толщин. 2.1.7. Пластовое давление в зоне отбора За пределами площади, ограниченной характерной изобарой, т. е. в районе добывающих скважин, также определяют среднее пластовое давление одним из трех названных методов и называют его пластовым давлением в зоне отбора. Во всех случаях предпочтительнее пластовое давление определять как средневзвешенное по объему пласта. 2.1.8. Начальное пластовое давление Среднее пластовое давление, определенное по группе разведочных скважин в самом начале разработки, называется начальным пластовым давлением. 2.1.9. Текущее пластовое давление В процессе разработки и эксплуатации пластовое давление меняется. Динамика пластового давления является важнейшим источником информации о состоянии объекта эксплуатации. Поэтому в различные моменты времени определяют среднее пластовое давление и строят графики изменения этого давления во времени. Это давление называют текущим пластовым давлением. 2.1.10. Приведенное давление Для объективной оценки забойных давлений и возможности их сравнения вводится понятие приведенного давления. Измеренные или вычисленные забойные давления приводятся (пересчитываются) к условной горизонтальной плоскости, которой может быть принята любая плоскость в пределах залежи, абсолютная отметка которой известна.  Рис. 2.1. Схема наклонного пласта: 1- водонасыщенная часть пласта; 2 - первоначальный контакт; 3 - нефтенасыщенная часть; 4 - плоскость приведения Обычно за плоскость приведения принимают плоскость, проходящую через первоначальный водонефтяной контакт, абсолютная отметка которого определяется при разведке месторождения. Если забои скважин сообщаются через проницаемый пласт, то в них устанавливаются одинаковые приведенные статические давления. Приведенное давление (рис. 2.1) в скв. 1  а приведенное давление в скв. 2 будет  ρн - плотность нефти в пластовых условиях; g - ускорение силы тяжести; Δh1, Δh2 - разности гипсометрических отметок забоев скв. 1, 2 и плоскости приведения. Если водонефтяной контакт поднялся на Δz, а плоскость приведения осталась прежней, то приведенные давления для скв. 1  ,для скв. 2  .Здесь Δh1 и Δh2 - разность отметок забоев скважин и текущего положения водонефтяного контакта; ρв - плотность воды в пластовых условиях. Кроме перечисленных давлений необходимо знать также давления на линии нагнетания и на линии отбора. Определение этих понятий будет дано в 3 главе при изложении методов поддержания пластового давления. |