- •Разработка нефтяных месторождений
- •1. Особенности современного этапа развития нефтяной промышленности
- •2. Фундаментальные проблемы разработки нефтяных месторождений
- •3. Общие сведения о пластовых жидкостях и о силах, вызывающих движение нефти по пласту
- •3.1.Основные свойства нефти и газа
- •3.2.Нефтяные газы и их свойства
- •3.3.Пластовые воды
- •3.4.Коллекторские свойства горных пород
- •3.5.Понятие о давлении
- •4. Общая характеристика параметров месторождения
- •4.1.Горно-геологические параметры
- •4.2.Экономико-географические параметры
- •4.3.Социально-экономические параметры
- •5.Категории скважин
- •6.Промышленная разработка нефтяных месторождений
- •6.1.Ввод нефтяных месторождений (залежей) в промышленную разработку
- •6.2.Системы разработки нефтяных месторождений (залежей)
- •6.3.Технологические проектные документы
- •6.4.Понятие эксплуатационного объекта
- •6.5.Контроль за охватом эксплуатационного объекта процессом вытеснения
- •Коэффициент охвата вытеснением и его определение
- •7.Схематизация условий разработки
- •7.1.Схематизация формы залижи
- •7.2.Схематизация контура нефтеносности
- •7.3.Схематизация контура питания
- •7.4.Схема размещения скважин
- •8.Режимы нефтегазоносных пластов
- •9.Понятие о неоднородности коллекторов
- •9.1.Методы изучения геологической неоднородности
- •9.1.1. Геолого-геофизические методы
- •9.1.2. Лабораторно‑экспериментальные методы
- •9.1.3. Промыслово‑гидродинамические методы
- •9.1.4. Применение вероятностно‑статистических методов для обработки геолого‑промысловых данных.
- •9.2.Показатели геологической неоднородности пластов
- •9.3.Виды неоднородности
- •10.Регулирование процесса разработки
- •10.1.Виды заводнения
- •11.Техника и технология применения систем ппд путем заводнения
- •11.1.Свойства и качество нагнетаемой в пласт воды
- •11.2.Подготовка вод наземных источников
- •11.3.Подготовка сточных пластовых вод
- •Отстойник с патронными фильтрами опф-3000
- •11.4.Автоматизация и контроль
- •11.6.Очистка сточных пластовых вод на установках подготовки нефти
- •Оборудование для закачки воды
- •Водораспределительные пункты
- •Нагнетательные трубопроводы
- •Оборудование нагнетательных скважин
- •13.Методы контроля за ппд
- •14.Требования к системе ппд
- •15.Инфраструктура (обустройство) месторождения
- •15.1.Горно-геологические параметры.
- •15.2.Экономико-географические параметры.
- •15.3.Социально-экономические параметры.
- •16.Технология и организация обустройства месторождений западной сибири
- •16.1.Состав нефтегазопромысловых объектов
- •16.2.Технология и организация обустройства месторождений
- •17.Проектирование разработки нефтяных месторождений
- •18.Составление проектных документов
3.5.Понятие о давлении
Основными источниками пластовой энергии являются: напор краевой и подошвенной вод, давление газа газовой шапки и растворенного газа в нефти после его выделения из раствора, сила тяжести, упругость пласта и насыщающих его флюидов (нефти, воды, газа). Эти силы проявляются совместно или раздельно.
Таким образом энергетические ресурсы пласта характеризуются существующим в нем давлением. Чем оно выше, тем полнее может быть использована залежь нефти.
В процессе эксплуатации для рационального использования энергии пласта необходим постоянный контроль распределения пластового давления в залежи. Осуществляется это путем систематических замеров забойных и пластовых давлений и построением карт изобар.
Изобара – это линия, соединяющая точки с одинаковыми значениями пластовых давлений, приведенных к условной уровенной поверхности.
Под забойным давлением понимается давление на забое скважины, которое замеряется во время установившейся работы скважины. Ему соответствует динамический уровень в скважине.
Под пластовым давлением понимают давление в пласте между скважинами, установившееся во время работы всех скважин.
Это давление берется за основу при вычислении коэффициента продуктивности скважины и проницаемости пласта, а также используется при анализе разработки месторождения и в гидродинамических расчетах.
Значения Рпласт. в различных точках залежи неодинаковы. Они меняются как во времени и в процессе разработки. За начальное пластовое давление принимают статистическое забойное давление первой скважины, вскрывшей пласт, замеренное до отбора из пласта какого-нибудь значительного количества пластовой жидкости. Эти единичные замеры, возможные лишь в определенных точках залежи не могут быть приняты для всей залежи в целом. Поэтому для определения среднего Р пласт. ,полученные замеры по первым скважинам пересчитывают на среднюю точку объема залежи, на середину этажа нефтеносности . Когда размеры залежи значительны - желательно иметь данные о начальном Р пласт. по скважинам , расположенным в центральной ее части и замеры Р пласт. по каждой скважине , пробуренной в период пробной эксплуатации.
При извлечении из залежи нефти или газа Р пласт. падает и оказывается ниже начального ( в случае естественной разработки, без воздействия на пласт). Поэтому , чтобы определить Р пласт. на любую дату определяют текущее пластовое давление, т.е. статистическое забойное давление, замеренное по состоянию на ту или иную дату в скважине, в которой после ее остановки установилось относительное статистическое давление. Все другие скважины являются рабочими, то в пласте не устанавливается относительное статистическое равновесие. Поэтому в качестве текущего пластового давления замеряют динамическое пластовое давление.
Для наблюдения за процессом разработки пласта необходимо систематически замерять пластовое давление в эксплуатационных скважинах. Эти замеры производятся глубинными манометрами. Их использование ( когда измерение идет манометром по стволу скважины ) дает возможность определить истинную плотность жидкости и газа при данных давлении и температуре с учетом наличия растворенного газа в водонефтяной смеси.
При фонтанном или компрессорном способе эксплуатации ( когда невозможно применять глубинный манометр) Р пласт. определяют по формулам расчетным путем.