Давление гидростатическое в скважине
Способ снижения гидростатического давления в скважине
СПОСОБ СНИЖЕНИЯ ГИДРОСТАТИЧЕСКОГО ДАВЛЕНИЯ В СКВАЖИНЕ путем замены используемой при бурении скважины заполняющей ее утяжеленной промывочной жидкости на жидкость, обеспечивающую вызов притока из пласта, отличающийся тем, что, с целью упрощения способа и сокращения времени и средств на освоение, замену утяжеленной жидкости в скважине осуществляют переменной закачкой двух жидкостей - жидкости, обеспечивающей вызов притока, и утяжеленной , аналогичной жидкости, заполняющей скважину, причем объемы закачиваемых порций жидкости, обеспечивающей приток из пласта, постепенно увели , а утяжеленной - уменьшают до полного перехода на промывку сква л жины жидкостью, обеспечивающей вызов :притока.
СОЮЗ СОВЕТСКИХ
СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ
РЕСПУБЛИК (д), Е 21 В "3/25
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР
ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТНРЬ1ТИЙ
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Й ABTOPCHQMY СВИДЕТЕЛЬСТВУ
1-. (21) 3429908/22-03 (22) 30. 04; 82 (46) 07,08.83. Бюл. И 29 (72) В П. Мазур, Ю.С. Бозырев и Ф.И. Кацман (71) Всесоюзный ордена Трудового
Красного Знамени научно-исследовательский институт буровой техники (53}.622,245.5(088.8) (56) 1. Иуравьев И,И . и др. Эксплуатация нефтяных месторождений. И ., Гостоптехиздат, 1949, с, 381-397.
2. Справочная книга по добыче нефти. Под редакцией IH.К. Гиматудинова. Н., "Недра", 1974 5 9» с. 166 (прототип), (54)(57) СПОСОБ СНИЖЕНИЯ ГИДРОСТА-„
ТИЧЕСКОГО ДАВЛЕНИЯ В СКВАЖИНЕ путем
„SU„„1033716 А замены используемой при бурении скаа" жины заполняющей ее утяжеленной промывочной жидкости на жидкость, обес-. печивающую вызов притока w3 пласта, отличающийся тем, что, с целью упрощения способа и сокращения времени и средств на освоение, замену утяжеленной жидкости в сква" жине осуществляют переменной закачкой двух жидкостей - жидкости, обеспечивающей вызов притока, и утяжелен-: ной, аналогичной жидкости, заполняющей скважину, причем объемы закачиваемых порций жидкости, обеспечивающей приток из пласта, посте вино увеличивают а утяжеленной - уменьвают
Щ до полного перехода на промывку скважины жидкостью, обеспечивающей вызов притока.
1 033716
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к бурению и эксплуатации скважин пу" тем снижения гидростатического давле" ния, и может быть использовано .при бурении скважин для облегчения процесса разрушения горных пород и выноса выбуренной породы на поверхность; при испытании скважин для вы" зова притока нефти или газа иэ. плас- 10 та; при испытании обсадной колонны на герметичность; при подземном, ка" питальном ремонте скважин.
Известен способ снижения гидростатического давления в скважине, 1.; заключающийся в использовании пусковых клапанов, размещаемых в колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) и позволяющих промывать скважину поинтервально )1 ), Недостатком укаэанного способа является сравнительно низкая его эффективность по снижению гидростатического давления в скважине, Это обусловлено тем, что пусковые клапаны, состоящие из пружин и штоков, в скважинных условиях очень быстро забиваются шламом и выходят из строя, Кроме того, недостатком способа являются неудобства, связанные с тем, что клапаны крепят на наружной поверхности НКТ. Это способствует увеличению диаметральных размеров НКТ и затрудняет их спуск в скважину.
Известен способ снижения гидро35 статического давления в скважине путем замены используемой при бурении скважины заполняющей ее утяжеленной промывочной жидкости на жидкость, обеспечивающую вызов притока иэ
4О пласта, При осуществлении этого способа для замены утяжеленной жидкости, используемой при бурении, на легкую, обеспечивающую вызов притока из
45 пласта, в затрубное пространство между эксплуатационной колонной и .НКТ закачивают глинистый раствор с удельным весом на 0,3"0,4 г/см меньше удельного веса раствора, которым заполнена скважина. Эти операции про- изводят до тех пор, пока разница в удельных весах между эаканчиваемым раствором и легкой жидкостьа, необходимой для вызова притока, не достигает 0,3-0,4 г/смз. После этого оставшийся в скважине раствор заменяют указанной легкой жидкостью. Положительным качеством этого способа является то, что для его осуществления используют обычные НКТ без ка. ких-либо устройств, осложняющих эксплуатацию скважины Г2 ).
Недостатком известного способа является сложность реализации способа из-за необходимости иметь несколько промывочных жидкостей различных удельных весов в больших количествах (как минимум, каждого удельного веса в количестве, равном объему скважины) и дополнительных емкостей для размещения этих жидкостей, Кроме того, необходимы большие капитальные затраты на приготовление этих промывочных жидкостей и их тран" спортировку.
Целью изобретения является упрощение способа и сокращение времени и средств на освоение.
Указанная цель достигается тем, что согласно способу снижения гидростатического давления в скважине путем замены используемой при бурении скважины заполняющей ее утяжеленной промывочной жидкости на жидкость, обеспечивающую вызов притока из пласта, замену утяжеленной жидкости в скважине осуществляют попеременной закачкой двух х
Способ осуществляют следующим образом.
Замену утяжеленной жидкости, заполняющей скважину, на легкую, необ" ходимую для вызова притока из пласта, начинают с закачки в НКТ или другие трубы легкой жидкости и доводят давление в них до предельной величи" ны, определяемой максимально допустимым давлением на насосе.
После достижения предельной величины давления необходимо переключить насос или цементировочный агрегат на закачку утяжеленной жидкости, т.е, той которой была заполнена. скважина до начала работы. Закачку тяжелой жидкости продолжают до начала выхода первой порции легкой жидкости из башмака труб, что определяют путем замера количества закачиваемых жидкос1033716 з тей (например, в приемных емкостях цементировочного агрегата) или по na" дению давления на насосе. Во время закачки первой порции тяжелой жидкости давление на насосе не меняется, так как не изменяется количество закачанной легкой жидкости в НКТ. Далее насос снова переключают на закачку легкой жидкости. При таком процессе первая порция легкой жидкости пе- 10 реходит в затрубное пространство, тем самым понижая гидростатическое давление в нем по сравнению с самым начальным моментом. Это позволит продолжать закачку легкой жидкости второй порции и после того, как вся первая порция перейдет в затрубное пространство благодаря чему размер второй ее порции превысит размер первой.
Увеличение размера второй порции легкой жидкости позволит сократить размер второй порции тяжелой жидкости, закачиваемой для оттеснения второй порции легкой жидкости до башмака НКТ. После оттеснения второй порции легкой жидкости до башмака труб в последние закачивают легкую жидкость (третью по счету), Во время этой закачки начнется выход в затруб" З0 ное пространство второй порции легкой жидкости, при котором также, как и при выходе второй порции легкой жидкости, происходит падение гидростатического давления столба жидкости s затрубном пространстве. Размер третьей порции легкой жидкости будет большем, чем размер ее второй порции и естественно, что сократится размер третьей порции-тяжелой жидкос40 ти для оттеснения только что закачанной третьей порции легкой жидкости, Поскольку объем затрубного пространства кратно превышает объем НКТ или других труб, то к выходу на поверхность первой порции легкой жидкости благодаря попеременным закачкам разных жидкостей в затрубное пространство будет вытеснено несколько порций легкой жидкости, в силу чего существенно снизится давление в за" трубном пространстве. При дальнейших попеременных циклах закачек давление столба жидкости в затрубном пространстве будет продолжать падать и 55 ,наступит момент, когда представится возможность промывать скважину толь ко легкой жидкостью.
Пример практического осуществления предлагаемого способа поясняется следующим расчетом.
Пусть дано:
Н вЂ” глубина спуска НКТ-5000 м;. у ) - плотность соответственно тяжелой и легкой жидкостей г
2 --- и 0,8 г/см ;
S " площадь поперечного сече- .
3, ния затрубного пространст" ва скважины 0,015 м ;
S - площадь поперечного канала
НКТ 0,002 м2.
V - объем затрубного пространства скважины 75 М ;
Ч - объем канала НКТ 10 м ;
Ч - суммарный объем V и Ч
85 мЗ.
Р - максимально. допустимое давЛи ление на насосе 25 NRa
Р - потери давления затрачи" и
Ф ваемые на преодоление гидравлических сопротивлений
5 НПа.
Полагая, что Р постоянно на всех этапах замены тяжелой жидкости на легкую (на самом деле по иере замены ойо должно несколько снижаться) оп" ределяем, что на преодоление перепада давления, вызванного разницей удельных весов столбов тяжелой и легкой жидкостей, может быть использова" но не более
Р„,-РрН (Эт-gz)=25;5=20 11Па.
1) Величина йервой порции легкой жидкости L„, по высоте составит, м
1 м
Р Рг 20 10.10
2-0, 2) Величина этой порции по объему
Я„, м
3 и = L. Sò = 1650х0,002 = 3 3
3 ) Величина первой порции тяжелой жидкости 1.", по высоте в НКТ составит, м:
1.„ = н-1.„= 5ooo-165o = 3350
В ) Величина этой порции по объему
gf м3
1t tм
Я1= „5 = 335o 0,.002 - 6,7
5) Так как первая порция легкой жидкости оттеснена до башмака НКТ и при дальнейшем перемещении выйдет в затрубье, следующим этапом будет закачка легкой жидкости второй порции.
В процессе этой операции первая порция легкой жидкости после выхода е затрубное пространство займет там высоту Е, м:
В Q1 33 220
S 3 0,015
1033
6 ) Наличие первой порции легкой жид- кости в затрубном пространстве после закачки второй порции легкой жидкости в объеме первой позволит продолжить ее закачку и увеличить ее Высоту íà 5 величину 1„, м
L 2 = 1. + E „ 1650+220 " 1870) где L - величина второй порции лег
2 кой жидкости по высоте.
7) Величина второй порции легкой жид- 1О
9, кости по объему составит Q2,,м
Q L S 1870 0 002 3 7"
2 т 3
При закачке 3,74 м легкой жидкости в затрубное пространство кроме пер,вой порции легкой жидкости 3,3 м выйдет еще тяжелая жидкость, которой была ранее заполнена скважина, в ко» личестве
3,74-3,3 0,44 мЗ
8) В связи с удлинением второй порции легкой жидкости сократится размер второй порции тяжелой жидкости при котором вторая порция легкой жйдкости дойдет до башмака НКТ.
L2 = Н-L = 5000-1870 3130 (м).
2 2
9) Величина второй порции тяжелой жидкости по объему Q > составит м,:
2 3.. ц т= L Sò= 3130 0,0o2 - 6,26 f0) По аналогии 1. высота третьей порции легкой жидкости, закачиваемой 30 в НКТ, также будет превышать размер предыдущей порции легкой жидкостивторой, которая после перехода в затрубьв.займет высоту равную g>, м:
5- - 250
02 3,74
L L +1 1870+250 2120
716 !
1) По объему третья порция легкой жидкости составит ф, м ;
Q - Ь - 2120.0,002 - 4 24 l2 ) Подобнйм образом определяем высоту третьей порции тяжелой жидкости з
L Н«L 5000-2120=2880
13) Третья порция L3 после выхода в затрубное пространство займет высотуР,м:
3 4 24 = 280
З S 0,0
1Ц Высота четвертой порции легкой жидкости Lg> м
L L +R 2120+280 = 2400
Далее, как и после предыдущих операций, размеры очередных эакачиваемых порций тяжелой жидкости будут сокращаться, а размеры порций легкой жидкости увеличиваться, что позволит закачивать в НКТ только легкую жидкость и вымыть остатки тяжелой жид" кости. Согласно расчету при объеме скважины 85 м З, после прокачки (} 195 м жидкости, вся скважина будет заполнена только легкой жидкостью. При использовании цементировочного агрегата 3ЦА-400 А с подачей
q=6,6 л/с (23,76 мз/ч) при максимальном давлении, время на замену в данном случае составит, ч:
t - 195:23,76 = 8,3
Ч
Как указывалось ранее, при проведении подобной работы по известному способу, потребуется 6-7 сут.
Составитель Н. Спасская
Техре М.Кастелевич Корректор.В, Бутяга раж 03 Подписное
ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий
113035 Москва Ж 35 Раушская наб. . 4/5
Филиал ППП Патент", г. Ужгород, ул. Проектная,
findpatent.ru
ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ — Студопедия
ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
Все залежи УВ обладают большим или меньшим запасом различных видов энергии для перемещения нефти и газа к забоям скважин. Потенциальные возможности залежей в этом плане зависят от разновидностей природных режимов залежей. В проявлении режимов большое место занимают значение начального пластового давления и поведение давления в процессе разработки.
Различают два вида давления в земной коре – горное и гидростатическое.
Горное давление–создается суммарным действием на породы геостатического и геотектонического давления.
Геостатическимназывается давление вышележащих горных пород (от поверхности земли до точки замера).
Геотектоническое давление–отражение напряжений, создаваемых в земной коре различными непрерывно-прерывистыми тектоническими процессами.
Под пластовым понимают давление, при котором в продуктивном пласте нефть, газ, вода, а в водоносном – вода находятся в пустотах пластов-коллекторов.
Если вскрыть скважиной водоносный пласт-коллектор и снизить в ее стволе уровень промывочной жидкости, то под действием пластового давления в эту скважину из пласта начнет поступать вода. Ее приток прекращается после того, как столб воды уравновесит пластовое давление.
Аналогичный процесс – поступление в скважину нефти.
Следовательно, пластовое давление может быть определено по высоте столба пластовой жидкости в скважине при установлении статического равновесия в системе пласт-скважина: Рпл = h×r×g,
де h – высота столба жидкости, уравновешивающего пластовое давление, м; r – плотность жидкости в скважине, кг/м3; g – ускорение свободного падения, м/с2.
При практических расчетах формулу используют в следующем виде: Рпл = h×r/с,
где С – коэффициент, равный 102 при измерении давления в МПа.
Устанавливающийся в скважине уровень жидкости, соответствующий пластовому давлению, называют пьезометрическим уровнем. Его положение фиксируют расстоянием от устья скважины.
Поверхность, проходящая через пьезометрические уровни в различных точках водонапорной системы (в скважинах), называют пьезометрической поверхностью.
Высоту столба жидкости h вформуле обычно определяют как расстояние от пьезометрического уровня до середины пласта коллектора – такой столб жидкости h1 называют пьезометрической высотой.
Пьезометрическим напоромназывают столб жидкости высотой h2 = h1 + z, где z – расстояние между серединой пласта и условной плоскостью.
Давление, соответствующее пьезометрической высоте, называют абсолютным пластовым давлением (Рпл.а).
Давление, соответствующее пьезометрическому напору, – приведенным пластовым давлением(Рпл.пр).
(Т. Е. Приведенное пластовое давление – это давление, замеренное в скважине и пересчитанное на условно принятую горизонтальную плоскость.)
Зная расстояние z и плотность жидкости в скважине r, всегда можно перейти от абсолютного пластового давления к приведенному (и наоборот):
Рпл.пр = Рпл.а + z ×r/с = (h1 + z) ×r/с.
В скважинах с устьями выше пьезометрической поверхности (скв1) абсолютное пластовое давление можно определить, зная глубину скв. Н1 до середины пласта и глубину пьезометрического уровня от устья скважины h1, плотность воды rв (она обычно больше 1(см таб.) вследствие того, что пластовые воды минерализованы):
Рпл1 = [(H1-h1)/102] rв
В скважинах с устьями, совпадающими с пьезометрической поверхностью (скв2):
Рпл2 = H2rв /102.
Скважины с устьями ниже пьезометрической поверхности (скв 3) будут фонтанировать. Пластовое давление в таких скважинах можно определить, замерив манометром давление pу на их устьях:
Рпл3 = [(H3 rв/102)]+pу.
| rв = 1 г/см3 | rпл.вода ≈ 1,05 г/см3 |
| rглин. ра-ра ≈ 1,12 г/см3 | rвозд. ≈ 0,12 г/см3 |
| rгаза ≈ 0,06 г/см3 | rн ≈ 0,86 г/см3 |
| rбензин ≈ 0,72 г/см3 |
Пример
Распределение пластовых давлений в скважинах, встречающих продуктивный пласт на различных гипсометрических отметках.
Антиклинальная складка, залежь нефти с газовой шапкой. Продуктивный пласт выходит на дневную поверхность на отметке +300 м. предположим, что плотность пластовой воды rв = 1,02 г/см3, плотность нефти rн ≈ 0,8 г/см3иплотность газа к воздухуrгаза ≈ 0,7 г/см3.
Определимвеличины пластовых давлений в пяти пробуренных скважинах.
Скв. 1 вскрыла краевую воду на глубине 2150 м. Статический уровень находится на 200 м. ниже устья. Пластовое давление на забое (т. В) составит:
Статический столб в скважине 1950 м.
Скв. 2 пробурена на крыле складки и вскрывает залежь нефти на глубине 2050 м. Альтитуда скважины равна 650 м. Пластовое давление на забое (т. С) будет меньше, чем в точке В, на величину противодавления, оказываемого столбом жидкости, равным разности абсолютных отметок глубин залегания точек В и С, т.е.
Тогда давление в точке С будет
Р2 = 19,5 – 2,5 = 17,0 МПа
Статический столб нефти в скв. 2 должен уравновешивать вычисленное значение давления на забое, т.е. он должен быть равен:
Однако глубина скважины оказывается меньше вычисленного значения статического столба и, следовательно, скважина будет фонтанировать.
При вскрытии скважины давление на ее устье будет
Скв. 3 вскрыла газовую шапку на абсолютной отметке -600 м. Давление в точке D, соответствующей забою этой скважины, определяется путем вычитания из пластового давления в точке С противодавления столба нефти, равного 300 м., и противодавления столба газа, равного 500 м.
Столб нефти оказывает противодавление
Плотность газа по отношению к воде при давлении, равном давлению на газонефтяном контакте
17.0 – 2,4 = 14,6 МПа, и коэффициент сжимаемости
Z = 0.78 составит
Тогда противодавление столба газа будет равно
Отсюда давление в точке D составит:
Р3 = 17-2,4-0,5 = 14,1 МПа
Если бы весь пласт был заполнен водой, то давление в точке D составляло бы
Таким образом, давление в наиболее приподнятой части газовой шапки превышает гидростатическое на 14,1-9,0 = 5,1 МПа и градиент давления для глубины 900 м. будет равен
Скв. 4, вскрывшая пласт на контакте газ-нефть, имеет забойное давление, как мы уже высчитали, 14,9 МПа. Высота статического столба нефти
Так как глубина скважины равна 1300 м., то скважина будет фонтанировать нефтью. При закрытии скважины давление на ее устье будет
В скв. 5 забой находится на отметке -1650 м., так же как и в скв. 1. следовательно, и давление на ее забое будет равно 19,5 МПа. Статический уровень должен установиться на высоте 1950 м. от забоя.
В связи с тем, что глубина скв. 5 составляет 1800 м., скважина будет переливать (фонтанировать) воду. При ее закрытии давление на устье составит
Таким образом, при данном гидростатическом напоре в различных точках продуктивного пласта устанавливаются различные пластовые давления.
-------------------------------------------------
Пример 2
На рисунке приведена схема инфильтрационной водонапорной системы с приуроченной к ней газонефтяной залежью.
Рис. 48. Схема распределения пластового давления рпл и пьезометрических высот в районе расположения нефтегазовой залежи:
1 – вода; 2 – нефть; 3 –газ; поверхности: 4 – пьезометрическая, 5–земная; ру — давление на устье скважины
|
Область питания водонапорной системы расположена на абсолютной отметке 100 м. Общая высота приуроченной к этой системе газонефтяной залежи 400 м, отметки ВНК – 700 м, ГНК – 400 м, кровли пласта в своде залежи – 300 м.
Проследим распределение начальных значений пластового давления и пьезометрической высоты в пласте в районе залежи.
Примем, что плотность пластовых вод, нефти и газа (в г/см3) соответственно равна: рв = 1,0, рн = 0,85, рг = 0,1 г/см3.
В водяной скв. 1 пьезометрическая высота hв = 600 м. Соответственно рпл1 = hв рв /102 = (600*1,0)/102 = 5,88 МПа.
В водяной скв. 4 при пьезометрической высоте hв = 900 м рпл4 = 900*1,0/102 = 8,82 МПа; рпл1 < рпл4 на 2,94 МПа, т.е. на величину, соответствующую разнице в глубинах залегания пласта в рассмотренных скважинах.
В нефтяной скв. 2 при той же абсолютной отметке залегания пласта, что и в скв. 1, пластовое давление тоже меньше, чем в скв. 4, но на иную величину, поскольку столб жидкости, соответствующий разнице их глубин, состоит на 100 м из воды и на 200 м из нефти. Определяя пластовое давление в скв. 2, исходя из величины рпл4, получим рпл2 = 8,82 – (100*1,0 + 200*0,85)/102 = 6,17 МПа, что на 0,29 МПа больше, чем в водяной скв. 1. Пьезометрическая высота в нефтяной скв. 2 составляет: h2 = 6,17 – 102/0,85 = 740 м, что на 140 м больше, чем в водяной скв. 1 при той же абсолютной отметке пласта. При значительной абсолютной отметке устья скв. 2 пьезометрический уровень в ней находится на отметке 240 м.
Нефтяная скв. 2а с той же абсолютной отметкой пласта, что и скв. 2, но с меньшей отметкой устья (100 м) при таком же пластовом давлении будет фонтанировать, поскольку пьезометрическая высота на 140 м выше устья скважины. Давление на ее устье при герметизации ру2а = 140*0,85/102 = 1,17 МПа.
Пластовое давление в газовой скв. 3 можно определить, исходя из рпл2:рпл3 = 6,17 – (100*0,85 + 100*0,1)/102 = 5,24 МПа. В скв. 3 в условиях насыщенности пласта водой пьезометрическая высота составила бы 400 м, а пластовое давление 3,92 МПа, т.е. пластовое давление газонасыщенной части пласта в своде структуры в рассматриваемом случае на 1,32 МПа больше, чем оно могло бы быть при заполнении резервуара водой.
Таким образом, уменьшение начального пластового давления от периферии к сводовой части залежи нефти и газа происходит непропорционально уменьшению абсолютных отметок залегания пласта.
Особенно большое превышение значений фактических пьезометрических высот h и значений начального пластового давления рпл нач над гидростатическими hг и рг имеется в сводовых частях газовых залежей с большой высотой.
Разницу между пластовым давлением и гидростатическим (при рв = 1) на одной абсолютной отметке пласта принято называть избыточным пластовым давлением ризб.
------------------------------------
· В пределах нефтегазовых залежей значения начального пластового давления и статических уровней превышают значения этих показателей в водоносной части пласта при тех же абсолютных отметках залегания пластов.
· Величина превышения зависит от степени различий плотности пластовой воды, нефти и газа и от расстояния по вертикали от рассматриваемых точек залежи до ВНК.
· Уменьшение начального пластового давления от периферии к сводовой части залежи нефти и газа происходит непропорционально уменьшению абсолютных отметок залегания пласта
· Разницу между пластовым давлением и гидростатическим (при Рв = 1) на одной абсолютной отметке пласта принято называть избыточным пластовым давлением Ризб.
Для характеристики изменения пластового давления в водонапорных системах и залежах пользуются вертикальным градиентом пластового давления grad p, отражающим величину изменения pпл на 1 м глубины скважины: grad p = pпл/Н.
Из рисунка видно, что на величину grad p в различных скважинах влияние оказывает разность абсолютных отметок пьезометрической поверхности и устьев скважин. В скважинах, устья которых находятся выше пьезометрической поверхности, значения grad p меньше, а в скважинах, устья которых находятся ниже этой поверхности, значения grad p больше по сравнению с его значениями в скважинах, устья которых совпадают с пьезометрической поверхностью.
Градиент пластового давления имеет значения от 0,008 до 0,025 МПа/м и иногда более.
Его величина зависит от характера водонапорной системы, взаимного расположения поверхности земли и пьезометрической поверхности.
-------------------------------
Природной водонапорнойсистемой называют систему гидродинамически сообщающихся между собой пластов-коллекторов и трещинных зон с заключенными в них напорными водами, которая характеризуется едиными условиями возникновения подземных вод.
В пределах каждой водонапорной системы могут быть выделены три основных элемента:
· область питания – зоны, в которых в систему поступают воды, за счет чего создается давление, обусловливающее движение воды;
· область стока – основная по площади часть резервуара, где происходит движение пластовых вод;
· область разгрузки – части резервуара, выходящие на земную поверхность или расположенные в недрах (например, связанные с дизъюнктивным нарушением), в которых происходит разгрузка подземных вод.
Природные водонапорные системы подразделяют наинфильтрационные и элизионные(рис. ).Залежи УВ, приуроченные к водонапорным системам указанных видов, обычно обладают различными по величине значениями начального пластового давления при одинаковой глубине залегания продуктивных пластов.
-------------------------
Инфильтрационная система:
· является "открытой", т.е. сообщается с земной поверхностью в областях как разгрузки, так и питания;
· область питания системы расположена гипсометрически выше области разгрузки;
Классификация геогидродинамических систем
|
· природный резервуар пополняется атмосферными и поверхностными водами.
· движение жидкости в пласте-коллекторе происходит в основном в соответствии с влиянием гравитационных сил в сторону регионального погружения пластов.
· пьезометрическая поверхность системы (с плотностью пресной воды -1 г/см3) представляется в виде наклонной плоскости, соединяющей области питания и разгрузки.
· в инфильтрационных водонапорных системах начальное пластовое давление возрастает практически пропорционально увеличению глубины залегания водоносных пластов.
· инфильтрационные водонапорные системы наиболее характерны для древних платформ.
· Значение начального пластового давление ниже значений геостатического, т.е. давления на пласт массы вышележащей толщи пород.
------------------------------------------
В зависимостиот степени соответствияначального пластового давленияглубинезалеганияпластов-коллекторов выделяют две группы залежей УВ:
Ø залежи с начальным пластовым давлением,соответствующим гидростатическому давлению;
Ø залежи с начальным пластовым давлением,отличающимся от гидростатического.
В геолого-промысловой практике принято называть залежи первого вида залежами с нормальным пластовым давлением, второго вида – залежами с аномальным пластовым давлением. Подобное разделение следует считать условным, так как любое значение начального пластового давления связано с геологическими особенностями района и для рассматриваемых геологических условий является нормальным
Каждая залежь УВ имеет некоторое природное пластовое давление. В процессе разработки залежи пластовое давление обычно снижается, соответственно, различают начальное (статическое) и текущее (динамическое) пластовое давление.
Начальное пластовое давление – это давление в пласте-коллекторе в природных условиях, т.е. до начала извлечения из него жидкостей или газа.
Гидростатическим пластовым давлением (ГПД) называют давление в пласте-коллекторе, возникающее под действием гидростатической нагрузки вод, перемещающихся по этому пласту в сторону его регионального погружения.
В водоносном пласте начальное пластовое давление считают равным гидростатическому, когда соответствующая ему пьезометрическая высота в каждой его точке примерно соответствует глубине залегания пласта. Пластовое давление, близкое к гидростатическому, характерно для инфильтрационных водонапорных систем и приуроченных к ним залежей.
За пределами залежей нефти и газа, т.е. в основной по площади водоносной части инфильтрационных систем, значение вертикального градиента пластового давления обычно не выходит за пределы 0,008 – 0,013 МПа/м и в среднем составляет около 0,01 МПа/м. Редкие исключения могут быть обусловлены весьма резким различием абсолютных отметок устьев скважин и пьезометрической поверхности.
В инфильтрационных водонапорных системах начальное пластовое давление возрастает практически пропорционально увеличению глубины залегания водоносных пластов-коллекторов. Его значения всегда намного ниже значений геостатического давления, т.е. давления на пласт массы вышележащей толщи пород.
В инфильтрационных системах вертикальный градиент пластового давления залежей нефти и газа, даже с учетом избыточного давления, обычно не выходит за указанные пределы 0,008 – 0,013 МПа/м. Верхний предел обычен для газовых залежей большой высоты. Иногда в свободной части газовой залежи, приуроченной к инфильтрационной системе, значение градиента может выходить за названный предел. Повышенное пластовое давление в сводовых частях залежей инфильтрационных водонапорных систем не следует смешивать со сверхгидростатическим давлением.
О соответствии или несоответствии пластового давления гидростатическому (т.е. глубине залегания пласта) следует судить по значению давления в водоносной части пласта непосредственно у границ залежи или, если замеров давления здесь нет, по значению давления, замеренного в пределах залежи и приведенного к горизонтальной плоскости, соответствующей средней отметке ВНК или ГВК.
Залежи с начальным пластовым давлением,
studopedia.ru
стабилизированные+условия+в+скважине-гидростатическое+давление+столба+бурового+раствора+немного+превышает+пластовое+давление — с английского на русский
гидродинамическая связь залежей нефти [газа]
prediction of oil-and-gas presence
Комплекс работ по извлечению нефти [газа] из коллектора углеводородов.
drilling with
Отклонение координат забоя буровой скважины от проектных значений на величину, превышающую допуск.
37 кустовое бурение
39 многоствольная скважина
41 призабойная зона
43 тампонирование буровой скважины
wellhead pressure
Конструкция из обсадных труб, составленная путем их последовательного соединения, предназначенная для крепления буровой скважины, а также для изоляции продуктивных горизонтов при эксплуатации или испытании скважины.
49 опрессовка буровой скважины
51 выброс нефти и газа
53 нефтяная скважина
Буровая скважина, предназначенная для контроля уровня подземных вод, пластового давления и температуры, нефтегазонасыщенности продуктивного пласта.
pressure observation well
60 консервация буровой скважины
Полное восстановление работоспособного состояния буровой скважины.
64 ликвидация буровой скважины
Примечание - ГТИ буровой скважины обычно включают исследование механических параметров бурения, определение газового состава бурового раствора, исследование шлама, керна.
Примечания
1 Цифровая геологическая модель включает базу данных и программное обеспечение.
2 С получением новых данных цифровую геологическую модель непрерывно уточняют.
70 технологические показатели разработки месторождения нефти [газа]
Отношение объема нефти, полученной при ее вытеснении рабочим агентом в лабораторных условиях из образцов керна, к начальному объему нефти в образцах.
76 геологические ресурсы углеводородов
Количество нефти и (или) газа, которое находится в изученных бурением месторождениях.
differentiation
of reserves
84 эксплуатационный фонд буровых скважин
Определение границ продуктивного пласта, его нефтегазонасыщенности, значений пластового давления и температуры.
Проводимые на локальных участках месторождения нефти [газа] экспериментальные работы по испытанию новых технических средств и технологий извлечения нефти[газа].
Источник: ГОСТ Р 53554-2009: Поиск, разведка и разработка месторождений углеводородного сырья. Термины и определения оригинал документа
translate.academic.ru
стабилизированные+условия+в+скважине-гидростатическое+давление+столба+бурового+раствора+немного+превышает+пластовое+давление — с английского на русский
Все языкиАбхазскийАдыгейскийАфрикаансАйнский языкАканАлтайскийАрагонскийАрабскийАстурийскийАймараАзербайджанскийБашкирскийБагобоБелорусскийБолгарскийТибетскийБурятскийКаталанскийЧеченскийШорскийЧерокиШайенскогоКриЧешскийКрымскотатарскийЦерковнославянский (Старославянский)ЧувашскийВаллийскийДатскийНемецкийДолганскийГреческийАнглийскийЭсперантоИспанскийЭстонскийБаскскийЭвенкийскийПерсидскийФинскийФарерскийФранцузскийИрландскийГэльскийГуараниКлингонскийЭльзасскийИвритХиндиХорватскийВерхнелужицкийГаитянскийВенгерскийАрмянскийИндонезийскийИнупиакИнгушскийИсландскийИтальянскийЯпонскийГрузинскийКарачаевскийЧеркесскийКазахскийКхмерскийКорейскийКумыкскийКурдскийКомиКиргизскийЛатинскийЛюксембургскийСефардскийЛингалаЛитовскийЛатышскийМаньчжурскийМикенскийМокшанскийМаориМарийскийМакедонскийКомиМонгольскийМалайскийМайяЭрзянскийНидерландскийНорвежскийНауатльОрокскийНогайскийОсетинскийОсманскийПенджабскийПалиПольскийПапьяментоДревнерусский языкПортугальскийКечуаКвеньяРумынский, МолдавскийАрумынскийРусскийСанскритСеверносаамскийЯкутскийСловацкийСловенскийАлбанскийСербскийШведскийСуахилиШумерскийСилезскийТофаларскийТаджикскийТайскийТуркменскийТагальскийТурецкийТатарскийТувинскийТвиУдмурдскийУйгурскийУкраинскийУрдуУрумскийУзбекскийВьетнамскийВепсскийВарайскийЮпийскийИдишЙорубаКитайский
Все языкиРусскийПерсидскийИспанскийИвритНемецкийНорвежскийИтальянскийСуахилиКазахскийНидерландскийХорватскийДатскийУкраинскийКитайскийКаталанскийАлбанскийКурдскийИндонезийскийВьетнамскийМаориТагальскийУрдуИсландскийВенгерскийХиндиИрландскийФарерскийПортугальскийФранцузскийБолгарскийТурецкийСловенскийПольскийАрабскийЛитовскийМонгольскийТайскийПалиМакедонскийКорейскийЛатышскийГрузинскийШведскийРумынский, МолдавскийЯпонскийЧешскийФинскийСербскийСловацкийГаитянскийАрмянскийЭстонскийГреческийАнглийскийЛатинскийДревнерусский языкЦерковнославянский (Старославянский)АзербайджанскийТамильскийКвеньяАфрикаансПапьяментоМокшанскийЙорубаЭрзянскийМарийскийЧувашскийУдмурдскийТатарскийУйгурскийМалайскийМальтийскийЧерокиЧаморроКлингонскийБаскский
translate.academic.ru
Гидростатический напор - это... Что такое Гидростатический напор?
- Гидростатический напор
- (от греч. hydor- вода и statike - статика, учение о весе * a. hydrostatic pressure; н. Wasserdruckhone; ф. charge hydrostatique; и. presion hidrostatica) - обобщённая характеристика потенциальной энергии жидкости, отражающая энергию гидростатич.
давления и энергию положения её уровня. При медленных движениях, характерных для подземных вод, Г. н. является осн. показателем энергии подземного потока и определяется по формуле
где H - величина Г. н. в ед. высоты столба жидкости; g - ускорение силы тяжести; Z - ордината точки, в к-рой определяется Г. н.; P - гидростатич. давление в той же точке; hn - пьезометрич. высота; ρ - плотность воды. В гидрогеологии напор характеризуется положением уровня, установившегося в наблюдат. скважине (проведённой в заданную точку пласта), относительно произвольно выбранной горизонтальной плоскости. При разработке м-ний, стр-ве шахт в области развития избыточных Г. н. в проектах предусматриваются мероприятия по предотвращению Внезапных прорывов вод или плывунов, затопления шахт путём снижения Г. н. до безопасной величины, определяемой расчётом. В. А. Мироненко.
Горная энциклопедия. — М.: Советская энциклопедия. Под редакцией Е. А. Козловского. 1984—1991.
- Гидросмесь
- Гидростатическое давление
Смотреть что такое "Гидростатический напор" в других словарях:
гидростатический напор — — [Я.Н.Лугинский, М.С.Фези Жилинская, Ю.С.Кабиров. Англо русский словарь по электротехнике и электроэнергетике, Москва, 1999 г.] Тематики электротехника, основные понятия EN elevation headhydrostatic head … Справочник технического переводчика
гидростатический напор — Сжимающее напряжение покоящейся воды, обусловленное действием силы тяжести. Syn.: гидростатическое давление … Словарь по географии
ГИДРОСТАТИЧЕСКИЙ НАПОР — (по Н. Н. Павловскому) запас потенциальной энергии, выражаемый суммой двух величин: отметки точки относительно принятой плоскости сравнения и приведенной высоты давления. Г. н. определяют по подъему воды в пьезометрической трубке, т. е. с учетом… … Словарь по гидрогеологии и инженерной геологии
Напор (гидродинамика) — Напор, в гидравлике и гидродинамике давление жидкости, выражаемое высотой столба жидкости над выбранным уровнем отсчёта. Выражается в линейных единицах. Напор Приращение полной идеальной механической энергии которую получает… … Википедия
Напор — (в гидравлике и гидромеханике) величина давления жидкости (или газа), выражаемая высотой столба жидкости (газа) над выбранным уровнем отсчёта; измеряется в линейных единицах (метрах). Либо же энергия, отнесенная к единице веса… … Википедия
Напор (гидравлика) — Напор, в гидравлике и гидродинамике давление жидкости, выражаемое высотой столба жидкости над выбранным уровнем отсчёта. Выражается в линейных единицах. Полный запас удельной энергии потока (полный напор) определяется уравнением Бернулли и… … Википедия
НАПОР ГИДРОСТАТИЧЕСКИЙ — син. термина давление гидростатическое. Геологический словарь: в 2 х томах. М.: Недра. Под редакцией К. Н. Паффенгольца и др.. 1978 … Геологическая энциклопедия
НАПОР — гидравлическое давление, создаваемое в какой либо точке жидкости под влиянием веса столба жидкости, расположенного над этой точкой (естественный Н.). Н. измеряется условно высотой указанного столба жидкости в метрах, причем для пресной воды Н. в… … Морской словарь
НАПОР ГИДРОСТАТИЧЕСКИЙ — сумма приведенной высоты давления и координаты (отметки) точки над плоскостью сравнения. Величина Н. г. для всех точек покоящейся жидкости постоянна. Плоскость сравнения напоров принимается произвольно (в гидрогеологии обычно за такую плоскость… … Словарь по гидрогеологии и инженерной геологии
гідростатичний напір — гидростатический напор hydrostatic pressure *Wasserdruckhöhe – узагальнена характеристика потенціальної енергії рідини, що відображає енергію гідростатичного тиску і енергію положення її рівня. При повільному русі, характерному для підземних вод … Гірничий енциклопедичний словник
dic.academic.ru
стабилизированные+условия+в+скважине-гидростатическое+давление+столба+бурового+раствора+немного+превышает+пластовое+давление — с английского на все языки
1. голова; головная часть; верх 2. высокий мыс 3. галечниковая морена 4. вершина, гребень, верховье 5. верховье, исток 6. верхний бьеф 7. подпорное сооружение 8. гидростатический напор 9. штрек; выработка по углю 10. богатый концентрат 11. конкреция в песчанике; валун в галечнике 12. pl. наиболее чистая руда, получаемая после промывки 13. pl. небольшие сбросы 14. рl. слабосортированный материал, перекрывающий аллювиальную россыпьhead of lava широкая призма лавы в кратере
head of liquid столб жидкости
head of water столб воды, гидростатическое давление воды
air head вентиляционный штрек, вентиляционная выработка
algal head водорослевая голова
artezian pressure head артезианский напор
available pressure head полезный напор
blebby head пузыристый стекловатый перл
breast heads трещины отдельности в породах
bright head гладкий излом или раскол в угле
Bumstead head мензула на лёгкой треноге для пешеходных маршрутов
canal head голова [начало] канала
capillary head капиллярный напор
coral head коралловая голова
cover head вершинный покров
delivery head гидравлический напор
diamond head алмазная коронка бура
dividing head делительная головка
dynamic head скоростной напор (потока)
elevation head статический напор
fluid head напор жидкости
hard head булыжник
hydraulic head гидравлический напор
hydrostatic head гидростатический напор
natural head естественный напор
outlet head вершина истока
potential head статический напор
pressure head напор воды
productive head действующий напор
river head верховье [исток] реки
specific head удельное гидростатическое давление, удельный напор
stone head полевой штрек, квершлаг
suction head высота всасывания
valley head вершина долины
* * *
translate.academic.ru
