Задачник по физике нефтяного и газового пласта (стр. 8 )

53.Определите мольную долю метана и циклогексана в жидкой и газообразной фазе при температуре 80 оС и давлении 240 кгс/см2.

54. Определите максимальные давления, при которых могут находиться в двухфазном газожидкостном состоянии смеси метана и н-гексана, метана и циклогексана, метана и бензола.

55. Назовите фазовое состояние смеси метана и гексана при давлении 160 кгс/см2 и температуре 80оС, если мольная доля метана в смеси составляет 0,8.

56. Назовите максимальные давления, при которых смеси метана с пентаном, гексаном, октаном и деканом могут находиться в двухфазном газожидкостном состоянии при температуре 80оС.

57. Назовите термобарические условия, при которых смесь метана и гептана может переходить в газообразное состояние, если мольная доля метана в смеси составляет 0,6.

1.11. Вопросы для самопроверки

1.  Ситовой анализ.

2.  Коэффициент неоднородности гранулометрического состава коллектора.

3.  Методы седиментационного анализа.

4.  Закон Стокса.

5.  Ареометрический метод.

6.  Назначение гранулометрического анализа.

7.  Плотность коллектора.

8.  Типы пористости коллектора.

9.  Метод Мельчера.

10.  Метод

11.  Прибор Сокслета.

12.  Характер насыщения керна.

13.  Прибор Дина и Старка.

14.  Прибор Закса.

15.  Закон линейной фильтрации газа.

16.  Закон линейной фильтрации жидкости.

17.  Зависимость Леверрета.

18.  Средняя проницаемость пласта.

19.  Плотность нефти.

20.  Вискозиметры для исследования вязкости жидкости.

21.  Методы исследования поверхностного натяжения.

22.  Диаграммы фазового состояния углеводородных систем.

2.Учет физических свойств коллекторов и пластовых

флюидов при строительстве и эксплуатации скважин

В целях предотвращения или ликвидации осложнений и аварий при строительстве и эксплуатации скважин, необходимо тщательно изучать горно-геологические условия месторождений, в том числе физические свойства горных пород и насыщающих их пластовых флюидов, пластовые давления и температуры и т. д.

2.1. Виды давлений, используемые в расчетах по физике пласта

Пластовое давление Рпл - это давление пластовых флюидов в пористой среде. Термин поровое давление Рпор используется обычно для характеристики давления пластовых флюидов, находящихся в поровом пространстве глинистых и других практически непроницаемых горных пород. Безразмерным пластовым давлением называют коэффициент аномальности пластового давления, который рассчитывается по формуле

(Ка)z=, (2.1)

где: (Ка)z - коэффициент аномальности пластового давления на глубине Z;

(Рпл)z - пластовое давление на глубине Z;

(Pгидр)z - гидростатическое давление, которое определяется как давление столба пресной воды плотностью ρв=1000 кг/м3 высотой Z.

Аналогично рассчитывается коэффициент аномальности порового давления Кап.

Гидростатическое давление Ргидр - это давление в порах, возникающее под действием гидростатической нагрузки вод, перемещающихся в сторону регионального погружения пласта.

Градиент пластового давления вычисляется по формуле

(ΔРпл)z=, (2.2)

где Z - глубина залегания пласта.

Градиент пластового давления обычно измеряется в кПа/м и характеризует увеличение пластового давления с глубиной в инфильтрационных природных водонапорных системах (ПВС). Градиент давления в эксплуатационном объекте определяется из соотношения

(2.3)

где: Рн - забойное давление в нагнетательной скважине;

Рд - забойное давление в добывающей скважине;

- расстояние между забоями нагнетательной и добывающей скважин.

Градиент давления в эксплутационном объекте наряду с плотностью сетки скважин, системой воздействия на пласт и др. является важнейшим параметром проекта разработки месторождений нефти и газа. Повышение градиента пластового давления в эксплуатационном объекте является одним из направлений повышения нефтеотдачи пластов, особенно на поздней стадии разработки месторождений. Однако чрезмерное его увеличение может привести к негативным последствиям, связанным с изменением напряженного состояния коллекторов.

Геостатическое давление Ргс - это давление, воспринимаемое скелетом породы и пластовыми флюидами в порах, обуславливаемое толщей вышележащих пластов горных пород. Геостатическое давление рассчитывается по формуле

(Ргс)z= (2.4)

где: mi- пористость пород пласта, дол. ед.; ρскi - плотность породы с учетом ее пористости, кг/м3; hi - толщина пласта, м; ρжi- плотность жидкости в порах, кг/м3; ρгп - объемная плотность вышележащей толщи горных пород, кг/м3; n - число вышележащих пластов. Объемная плотность вышележащей толщи горных пород рассчитывается по формуле

. (2.5)

В формуле (2.5) учитывается плотность пород с учетом их пористости и плотности насыщающих флюидов.

Для приближенной оценки геостатического давления используются средние значения плотности пород. В таблице 2.1 приводятся средние значения плотности пород с учетом их пористости (плотность скелета ρск). Индекс геостатического давления рассчитывается по формуле

(Кг)z= . (2.6)

Задача 2.1. Рассчитайте геостатическое давление на подошве триасовых отложений для условий, приведенных в таблице.

Решение. Плотность песчаников составляет 2740, а глин 2685 кг/м3 (таблица 2.1).

По формуле 2.4 геостатическое давление составляет

(Ргс)т=(((1-0,15)·2740+0.15·1000) ·500+((1-0.35) ·2685+0.35·1003) ·300+

+((1-0.10) ·2740+0.10·980) ·100)) ·9.8=20822942 Па или ≈20,8 МПа.

Стратиграфия	Литология	Толщина h,м	Пористость m, %	Плотность жидкости ρж, кг/м3
J2	Песчаники	500	15	1000
J1	Глины	300	35	1003
T	Нефтеносные песчаники	100	10	980

Таблица 2.1рh

Плотность горных пород

Название горной породы	Интервалы изменения ρск, кг/м3	Среднее значение ρск, кг/м3
Песок	2640-2680	2660
Песчаник	2600-2880	2740
Алевролит	2650-2730	2690
Глина	2620-2750	2685
Глинистый сланец	2800-3000	2900
Мергель	2670-2730	2700
Известняк	2700-2740	2720
Доломит	2750-2880	2815
Ангидрит	2300-2400	2350
Гипс	2200-2300	2250
Каменная соль	2160-2300	2230

Давление поглощения Рпогл - это давление, при котором начинается утечка промывочной жидкости по искусственным или естественным трещинам из скважины в пласт. Индекс давления поглощения называют безразмерным давлением поглощения и рассчитывают по формуле

(Кп)z=. (2.7)

При креплении скважин могут происходить поглощения тампонажных растворов и других жидкостей (буферной, продувочной, промывочной), используемых при цементировании. Поглощения промывочных жидкостей могут начаться и при спуске обсадных колонн в скважину и непосредственно в процессе бурения. Однако давление разрыва (поглощения) породы не может быть меньше давления, которое действует на стенки скважины в конце успешного цементирования

Рпогл ≥ [ρп·h + ρц. р. · (Z-h)] ·g + ΔPг. д. ·Z, (2.8)

где: ρп и ρц. р.- плотности соответственно промывочной жидкости и тампонажного раствора в скважине, кг/м3;

h - глубина кровли цементного камня, м;

ΔPг. д - градиент гидродинамического давления в кольцевом пространстве в конце цементирования (в приближенных расчетах принимается равным 1 кПа/м);

Z - глубина залегания рассматриваемого объекта, м.

Задача 2.2. Оцените давление поглощения на глубине 1200 м. Известно, что при цементировании скважины глубиной 1200 м не удавалось поднять цементный раствор плотностью 1850 кг/м3 выше 100 м. Промывка скважины осуществлялась промывочной жидкостью плотностью 1200 кг/м3. В вышележащих пластах поглощения исключены по опыту бурения соседних скважин.