Основы разработки газовых месторождений, Распределение давления в газовых скважинах и месторождениях - Основы добычи нефти и газа

Распределение давления в газовых скважинах и месторождениях

Природный газ в газовых залежах находится под давлением, которое определяется чаще всего напором краевых или подошвенных вод, а также давлением горных пород. Горным называется давление, создаваемое весом залегающих над газом пород

, (4.1)

Где pГор - горное давление, Па; сП - средняя плотность горных пород всех вышележащих пластов с учетом насыщающих их жидкостей, кг/м3 (при ориентировочных расчетах принимается сП = 2500 кг/м3) ; g - ускорение свободного падения, м/с2; L - глубина, считая от поверхности земли до точки пласта, в которой определяется горное давление, м.

Давление газа в газовой залежи всегда меньше горного. Давление, под которым газ находится в продуктивном пласте, называют пластовым. Его определяют по давлению на забое закрытой скважины глубинными манометрами, либо путем расчета по статическому давлению на устье (по барометрической формуле). Давление на устье в закрытой скважине называется статическим. Его значения до начала эксплуатации в единой газовой залежи практически одинаковы для различных скважин.

Учитывая, что углы наклона пластов небольшие, 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 статических давлениях на устье. На своде значения их будут меньше, чем на крыльях залежи. На практике пластовое давление принимается равным гидростатическому с учетом возможного отклонения от этого значения путем введения в формулу (4.1) коэффициента несоответствия б, изменяющегося в пределах от 0,8 до 1,2

PПл = б сП g L - 10-6 [МПа]. (4.2)

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

Если перед измерением давления скважина эксплуатировалась, за пластовое или статическое давление берется значение, полученное при полной стабилизации давления и температуры после закрытия скважины. Если же после закрытия скважины давление нарастает в течение длительного времени или же остановка ее невозможна по техническим причинам, применяют приближенные методы определения пластового давления (по результатам исследования скважин).

Определение давления на забое по давлению на устье при неподвижном столбе газа (барометрическая формула). В качестве исходных уравнений принимаются уравнение

Статического равновесия бесконечно малого объема газа плотности с по высоте dL, создающего давление, направленное вниз, а также уравнение состояния, где z - коэффициент сверхсжимаемости газа; R - газовая постоянная; T - абсолютная температура. Формула барометрического нивелирования Лапласа - Бабинэ получается после интегрирования уравнения статического равновесия при замене плотности по уравнению состояния

, (4.3)

Где pЗ - забойное давление; pУ - устьевое давление; е - основание натуральных логарифмов;

; - относительная (по воздуху) плотность газа; L - глубина скважины, м (берется обычно от устья до середины вскрытого интервала; для наклонных скважин определяется по вертикали h; h = L - cos б, где б - зенитный угол наклона ствола скважины); ТСр - средняя температура газа в скважине, К (ТСр = (ТУ + ТПл)/2; где ТУ, ТПл - соответственно температура газа на устье и в пластовых условиях, К); zСр - средний по стволу скважины коэффициент сверхсжимаемости газа.

Определение забойного давления в работающей скважине. По ряду причин, в эксплуатируемой скважине использовать формулу (4.3) невозможно. К этим причинам относятся: скважина эксплуатируется по фонтанным трубам и затрубному пространству одновременно; скважина не имеет фонтанных труб; скважина оборудована пакером. В этих случаях pЗ определяют с помощью глубинных манометров или вычисляют по формулам, в которых учитывают потери на трение при движении газа. Общий вид формулы

, (4.4)

Где, в которой л - коэффициент гидравлического сопротивления и величина которого в зависимости от внутреннего диаметра фонтанных труб D и дебита газа QГ принимается в пределах от 0,01 до 0,028.

При движении газа по затрубному пространству между обсадной колонной и фонтанными трубами забойное давление рассчитывается по формуле (4.4), в которой диаметр D заменяют эквивалентным диаметром

, (4.5)

Где D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны; dН - наружный диаметр фонтанных труб.

При одновременном движении газа по затрубному пространству и фонтанным трубам эквивалентный диаметр

, (4.6)

Где dВ - внутренний диаметр фонтанных труб.

Похожие статьи




Основы разработки газовых месторождений, Распределение давления в газовых скважинах и месторождениях - Основы добычи нефти и газа

Предыдущая | Следующая