24. Понятие о пластовом и забойном давлениях, способы их определения.

Давление, под которым находятся жидкости и газы в пласте, называют пластовым.

Начальное пластовое давление (до начала разработки залежи), как правило зависит от глубины залегания пласта. Его можно приближённо определить по формуле:

(1.1)

где L - глубина точки пласта, м.

Пласты, для которых приближённо соблюдается это равенство, называют пластами с нормальным (гидростатическим) давлением. Они, так или иначе, свя­заны с поверхностью земли.

Однако существуют пласты с давлением аномальным, обычно превы­шающим гидростатическое давление (Западный Казахстан, Туркмения, Западная Сибирь). Такие пласты не связаны или очень слабо связаны с дневной поверхно­стью и чаще всего встречаются в складчатых районах.

При вскрытии продуктивного пласта скважиной в том случае, когда её ствол заполнен жидкостью до устья, начальное пластовое давление на забое можно более точно определить по формуле:

P»».=L-p_x-g+p_y. (1.2)

Здесь р_ж - плотность жидкости, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/с-²; р_у - давление на устье скважины, Па.

Если уровень жидкости поднялся на некоторую высоту Н в скважине (Р> ⁼ 0), то пластовое давление

Установленные по формулам (1.1) и (1.2) пластовые давления одинаковы для всех точек пласта, расположенных на одной горизонтальной плоскости.

В двух точках пласта, не лежащих на этой плоскости, пластовое давление будет отличаться от найденного значения.

Давление, отнесённое к этой плоскости, называется приведённым пла­стовым давлением. Его определяют по формуле:

Рп_Р =р_м± 0,00981 ■ ДН р„,

где р„ измеренное пластовое давление в скважине, Па;

Забойное давление- давление флюида на забое эксплуатируемой нефтяной, газовой или водяной скважины; характеризует энергию пласта, обусловливающую подъём жидкости (или газа) в стволе скважины. Pассчитывается по формуле (для неподвижного столба однокомпонентной жидкости)

Pз = ρжgH + Pу,

где Pз - давление на забое скважины, Пa;

H - высота столба жидкости в скважине, м;

ρж - плотность жидкости, кг/м3;

Pу - давление на устье скважины, Пa.

Забойное давление работающей скважины наз. динамическим, остановленной - статическим (давление длительно простаивающей скважины наз. пластовым).

B связи c тем, что продуктивные пласты залегают не только горизонтально, Забойное давление в гидродинамических расчётах обычно приводят к какой-либо горизонтальной плоскости, учитывая давление столба пластовой жидкости между этой плоскостью и забоем. B соответствии c этим различают истинное и приведённое Забойное давление. Забойное давление измеряют в основном глубинным манометром.

25. Пластовая температура. Оценка величины пластовой температуры.

ПЛАСТОВАЯ ТЕМПЕРАТУРА — параметр пласта, характеризующий его тепловое состояние; формируется под действием теплового потока, направленного к поверхности из внутренних зон Земли. Основные механизмы перераспределения тепла в земной коре: кондуктивная теплопередача, обусловленная теплопроводностью пород, и конвективный перенос, связанный с движением флюидов в трещинах горных пород. Показателями температурной обстановки в недрах являются геотермический градиент (прирост пластовой температуры на 1 м глубины) и геотермическая ступень (величина, обратная геотермическому градиенту). Наряду с нормальными (фоновыми) для данного пласта температурами существуют участки с аномальными пластовыми температурами.

Пластовая температура в залежах зависит от глубины их залегания и геотемпературных особенностей соответствующего участка земной коры, известны температуры от близких к 0°С в газогидратных залежах до первых сотен °С в глубокозалегающих пластах. Измерение пластовой температуры производят ртутными, термисторными и другими термометрами. Процесс бурения скважин и связанные с ним операции нарушают естественное распределение пластовой температуры. Скорость восстановления в скважине естественного теплового поля зависит от диаметра, продолжительности промывки скважины, разности температур промывочной жидкости и окружающих пород и их теплофизических свойств. Время восстановления в скважине естественной пластовой температуры обычно 8-13 суток. Определение пластовой температуры особенно важно в нефтепромысловой геологии. Изменение пластовой температуры в залежах нефти и газа ведёт к изменению объёмов газа, жидкости и вмещающих пород. Повышение температуры вызывает снижение вязкости нефти и воды и увеличение вязкости газа. При увеличении температуры в замкнутом резервуаре повышается пластовое давление. С пластовой температурой связано изменение фазовых соотношений в залежах и растворимости газов в нефти и воде, солей в воде. Уменьшение пластовой температуры осложняет добычу углеводородов и приводит к потерям ценных продуктов (конденсата, вязкой нефти, парафина), поэтому разработка нефтяных месторождений (особенно парафинистых нефтей) ведётся с увеличением пластовой температуры. Точные сведения о пластовой температуре необходимы при бурении скважин, проектировании системы разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений.