СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ Российский патент 2004 года по МПК E21B47/06 

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к газодинамическим исследованиям газовых и газоконденсатных скважин.

Известен способ определения пластового давления путем инструментального замера после ее полного восстановления [1].

Недостатком данного способа является сложность его использования при длительном восстановлении пластового давления, что приводит к существенным временным затратам на исследование и добычу углеводородов.

Наиболее близким к изобретению является способ определения пластового давления методом Хорнера [1], взятый нами в качестве прототипа, который заключается в регистрации кривой восстановления во времени на забое остановленной скважины и обработке полученных результатов в координатах р23

(t) от lg(T+t)/t, где р₃(t) - давление в момент времени t, МПа; Т - время работы скважины до остановки, с; и последующем определении пластового давления путем доведения прямолинейного участка КВД до значения lg(T+t)/t=0, при условии, если Т<20t.

При условии Т≥20t пластовое давление определяют путем экстрополяции прямолинейного участка КВД до lgt=lgT по следующей формуле:

Р_П2=(р23

(T)+3β)^0,5,

где P_П2 - пластовое давление, МПа;

β - тангенс угла наклона прямолинейного участка КВД;

р_з(Т) - забойное давление в момент времени Т, МПа.

Недостатком способа является невозможность его использования при непродолжительной регистрации КВД в скважинах, с длительным восстановлением пластового давления и дренирующих неоднородные коллектора, проявляющихся на КВД в виде нескольких прямолинейных участков.

Задачей изобретения является создание способа, позволяющего определять пластовое давление в зоне дренирования скважины по результатам кратковременной записи КВД независимо от количества прямолинейных участков на ней и длительности восстановления давления.

Поставленная задача в способе определения пластового давления, включающем остановку скважины, работающей на стационарном режиме с известными характеристиками, регистрацию в ней давления и обработка полученной кривой восстановления давления решается тем, что давление в скважине измеряют и регистрируют до появления на кривой восстановления давления участка соответствующего псевдостационарному течению с диагностическими признаками плоскорадиальной или радиально-сферической фильтрации, которые определяют по графику логарифмической производной давления, с учетом данных предшествующих исследований, а пластовое давление определяют по следующей зависимости:

р_пл=(2·p2t

-p2з0)^0,5,

где р_пл - пластовое давление, МПа;

p_t - давление в момент времени начала появления признаков псевдостационарного, МПа;

р_з0 - забойное давление перед остановкой скважины, МПа.

Существенными отличительными признаками заявленного изобретения являются:

- давление в скважине измеряют и регистрируют до появления на кривой восстановления давления участка соответствующего псевдостационарному течению с диагностическими признаками плоскорадиальной или радиально-сферической фильтрации, которые определяют по графику логарифмической производной давления, с учетом данных предшествующих исследовании;

- пластовое давление определяют по следующей зависимости:

p_пл=(2·p2t

-p2з0)^0,5,

где р_пл - пластовое давление, МПа;

p_t - давление в момент времени начала появления признаков псевдостационарного, МПа;

р_з0 - забойное давление перед остановкой скважины, МПа.

Заявителю неизвестны из патентной и научно-технической литературы вышеприведенные существенные отличительные признаки, что позволяет сделать вывод, что эти признаки соответствуют критерию “новизна”.

Заявленное изобретение соответствует такому критерию “изобретательский уровень”, т.к. существенные отличительные признаки в совокупности и известными позволяют достичь поставленной цели нетрадиционным путем.

Изобретение успешно промысловые испытания на скважинах Вуктыльского нг/к месторождения, что позволяет вывод о соответствии заявленного технического решения критерию “промышленная применимость”.

Способ определения пластового давления поясняется с помощью чертежей.

На фиг.1 приведена обработка кривой восстановления давления (КВД) в координатах р2з

от lgt; на фиг.2 - совмещенный график КВД и логарифмической производной давления в билогарифмических координатах lgΔp2з и lgp^' от lgt.

Точка p2п1

(фиг.1) является величиной квадрата пластового давления, определенного разработанным способом, точка р2п2 - величина квадрата пластового давления определенного методом Хорнера, кривая 1 условно недовосстановленная часть КВД, кривая 2 часть КВД восстановленной до пластового давления р_п, линия 3 продолжение КВД по методу Хорнера при регистрации только одного прямолинейного участка КВД.

Способ осуществляется следующим образом.

В работающей на стационарном режиме скважине замеряют забойное давление р_з0, затем скважину останавливают на устье и регистрируют кривую восстановления давления (КВД) на забое во времени p_з(t) до появления участка соответствующего псевдостационарному течению с диагностическими признаками плоскорадиальной или радиально-сферической фильтрации. Время начала проявления этого участка ориентировочно определяется по результатам предшествующих исследований.

По полученным данным производят графическую обработку КВД в координатах р2з

от lgt (фиг.1), расчитывают логарифмическую производную давления для каждого момента времени t_i по следующей формуле:

p'i

=(p2i+1-р2i-1)/(lnt_i+1-lnt_i-1),

где p'i

- логарифмическая производная давления в момент времени t_i;

p_i+1 - давление в момент времени t_i+1;

p_i-1 - давление в момент времени t_i-1.

Затем строят совмещенный график КВД и логарифмической производной давления в билогарифмических координатах lgΔp2з

(кривая 1) и lgp^' (кривая 2) от lgt (фиг.2). На кривой логарифмической производной давления - кривая 2 (фиг.2), по диагностическим признакам простейших одномерных потоков находят время начала проявления псевдостационарного течения t_П в виде плоскорадиального фильтрационного потока (диагностический признак - угловой коэффициент логарифмической производной давления α=0) или радиально-сферического фильтрационного потока (диагностический признак - угловой коэффициент логарифмической производной давления α=-0,5) и величину давления p_t в момент времени t_П.

Затем по формуле:

р_пл=(2·p2t

-p2з0)^0,5,

где р_пл - пластовое давление, МПа;

p_t - давление в момент времени начала проявления признаков псевдостационарного, МПа;

р_з0 - забойное давление перед остановкой скважины, МПа.

Расчитывают величину пластового давления.

Пример. Предлагаемый способ испытан на скважинах Вуктыльского, Югидского и Печоро-Кожвинского месторождений. В табл. 1, 2 и фиг.1 и 2 в качестве примера представлены результаты обработки КВД с замером фактической величины пластового давления и определения по ней величины пластового давления предлагаемым способом и методом Хорнера.

Скважина до остановки работала на стационарном эксплуатационном режиме в течение шести месяцев (Т=1555200 с). Перед остановкой на скважине было замерено забойное давление р_з0=21, 696 МПа (р2з0

=470,7 МПа²). После остановки скважины в течение 52250 с проводилась регистрация КВД и после полного восстановления давления через 226800 с замерено пластовое давление р_п=25,64 МПа. Пластовое давление, определенное по методу Хорнера, составило р_П2=25,46 МПа. Пластовое давление, определенное по заявленному способу, составило p_п1=25,62 МПа.

Результаты сравнения показывают более высокую точность предлагаемого способа, чем прототип.

Источники информации

1. А.И.Гриценко, З.С.Алиев, О.М.Ермилов, В.В.Ремизов, Г.А.Зотов Руководство по исследованию скважин. М.: Наука, 1995, с.109 (аналог).

2. А.И.Гриценко, З.С.Алиев, О.М.Ермилов, В.В.Ремизов, Г.А.Зотов Руководство по исследованию скважин. М.: Наука, 1995, с.298-299 (прототип).

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для определения пластового давления в газовых и газоконденсатных скважинах. Способ включает остановку скважины, работающей на стационарном режиме с известными характеристиками, регистрацию в ней давления и обработку полученной кривой восстановления давления (КВД). Давление в скважине измеряют и регистрируют до появления на КВД участка, соответствующего псевдостационарному течению с диагностическими признаками плоскорадиальной или радиально-сферической фильтрации. Указанные диагностические признаки определяют по графику логарифмической производной давления с учетом данных предшествующих исследований. Пластовое давление определяют по математическому выражению, учитывающему давление в момент времени начала появления признаков псевдостационарного течения и забойное давление перед остановкой скважины. Изобретение позволяет определять пластовое давление с довольно высокой точностью по результатам неполной записи КВД. 2 табл., 2 ил.

Способ определения пластового давления, включающий остановку скважины, работающей на стационарном режиме с известными характеристиками, регистрацию в ней давления и обработку полученной кривой восстановления давления, отличающийся тем, что давление в скважине измеряют и регистрируют до появления на кривой восстановления давления участка, соответствующего псевдостационарному течению с диагностическими признаками плоско-радиальной или радиально-сферической фильтрации, которые определяют по графику логарифмической производной давления с учетом данных предшествующих исследований, а пластовое давление определяют по следующей зависимости:

р_пл=(2·p2t

-р2з0)^0,5,

где р_пл - пластовое давление, МПа;

p_t - давление в момент времени начала проявления признаков псевдостационарного течения, МПа;

р_з0 - забойное давление перед остановкой скважины, МПа.