СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ В НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЕ, ОБОРУДОВАННОЙ ПОГРУЖНЫМ ЭЛЕКТРОНАСОСОМ Российский патент 2015 года по МПК E21B47/06 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано на нефтяных месторождениях для измерения пластового давления для контроля и управления процессом добычи нефти.

Известен «Способ определения пластового давления в нефтяной скважине», который заключается в остановке скважины, снятии с помощью глубинного манометра кривой восстановления давления, измерении забойного давления до остановки скважины с последующей интерпретацией кривой восстановления давления. (Патент РФ №2167289 от 19.01.1999 г., МПК E21B 47/06).

Недостатком данного способа является то, что необходима остановка скважины, также этот метод предназначен для фонтанных и компрессорных скважин.

Известен «Способ определения пластового давления нефтенасыщенных пластов», включающий определение балансового запаса нефти на ту скважину, в которой определяют пластовое давление. Также определяют накопленную добычу жидкости из скважины, накопленный объем закачки вытесняющего агента и накопленную величину его отбора из добывающей скважины. Пластовое давление определяют из расчетной формулы. (См. Патент №2107161 от 29.07.1996, МПК E21B 47/06).

Недостатком данного способа является усложнение поставленной задачи за счет дополнительных затрат и сбора большого количества информации по каждой скважине.

Известен «Способ гидродинамических исследований в скважине, оборудованной установкой электроцентробежного насоса» с частотно-регулируемым приводом, выполненным на мобильном транспортном средстве. Для контроля и автоматической регистрации в цифровом виде устьевых параметров скважины применяют аппаратно-программный комплекс. (См. Патент №2370635 от 18.09.2007, МПК E21B 43/00).

Недостатком данного способа является усложнение поставленной задачи за счет привлечения дополнительных транспортных и материальных средств.

Пластовое давление устанавливается в процессе его восстановления при отключении скважины до полной стабилизации. Это время составляет от 6 ч до нескольких суток, причем добыча нефти не производится.

Необходимость периодического измерения давления в большом количестве скважин приводит к заметному ущербу в добыче нефти. Кроме того, требуются технические операции по спуску приборов в скважину пластового давления.

Известные исследования по замеру пластовых давлений в скважинах, оборудованных погружными насосами, показали, что применяемый на практике расчет пластового давления дает большие погрешности. Это связано с неопределенностью определения среднего удельного веса смеси жидкостей в скважине.

Задачей данного изобретения является уменьшение времени простоя скважин при исследовании, повышение точности и надежности определения результатов пластового давления и упрощение его реализации при выводе скважины на режим после глушения.

Технический результат изобретения достигается за счет использования точки начала притока жидкости из пласта к скважине, по заранее известной, однородной по плотности, жидкости глушения, при выводе скважины на режим после ее глушения по формуле:

$$P_{пл}={\rho }_{ж.гл.}\cdot g\cdot \left(H_{перф.}-H_{н.притока}\right),(1)$$

где ρ_ж.гл. - плотность жидкости глушения, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

H_перф. - глубина верхних отверстий перфорации, м;

H_{н.притока} - значение динамического уровня в скважине при выводе на режим после глушения, соответствующее переходу от прямолинейного участка изменения к криволинейному, который характеризует начало притока из пласта, м.

На фиг.1 изображена кривая вывода скважины на режим и кривая изменения плотности жидкости в межтрубном пространстве.

На фиг.2 - определение динамического уровня графическим методом.

Во время вывода скважины на режим, при спущенном практически до забоя погружном электронасосе, осуществляется фиксирование изменения уровня в межтрубном пространстве. С начала вывода динамический уровень начинает уменьшаться, первоначально (до появления притока из пласта) закон изменения динамического уровня прямолинейный. Точка перехода от прямолинейного закона изменения к криволинейному соответствует притоку жидкости из пласта. Приток из пласта возможен при условии, что забойное давление меньше либо равно пластовому давлению. Плотность жидкости в затрубном пространстве до динамического уровня, соответствующего началу притока из пласта не изменяется и равняется плотности жидкости глушения. Давление в межтрубном пространстве равняется 0 или приближено к 0. Определить пластовое давление можно по формуле (1).

Плотность жидкости глушения, глубина перфорационных отверстий и ускорение свободного падения являются известными величинами. Поэтому определение пластового давления сводится к нахождению значения динамического уровня в скважине при выводе на режим после глушения, соответствующее переходу от прямолинейного участка изменения к криволинейному, который характеризует начало притока из пласта. Определить точку H_{н.притока} можно приближенным методом.

Метод определения заключается в нахождении точки пересечения между двумя прямыми, первая прямая - это продление прямолинейного участка изменения динамического уровня и две первые точки при криволинейном изменении динамического уровня (вторая прямая). На пересечении получаем значение динамического уровня в скважине при выводе на режим после глушения, соответствующее переходу от прямолинейного участка изменения к криволинейному, который характеризует начало притока из пласта. Данный метод может быть графическим и аналитическим. Графический метод определения представлен на фиг.2.

Аналитический метод заключается в составлении двух линейных уравнений и нахождении их общей точки (точки пересечения). В первом случае получаем точки 1 (H₁; t₁) и 2 (H₂; t₂), во втором - 3 (H₃; t₃) и 4 (H₄; t₄). Уравнения прямых примут вид:

где

H₁, H₂, H₃, H₄ - динамический уровень в точках 1, 2, 3, 4 соответственно, м,

t₁, t₂, t₃, t₄ - время, соответствующее динамическим уровням H₁, H₂, H₃, H₄, ч,

H₁(t), H₂(t) - уравнения прямых, соединяющих точки 1-2 и 3-4 соответственно.

Сделав математические преобразования, получаем систему уравнений:

где

H₁, H₂, H₃, H₄ - динамический уровень в точках 1, 2, 3, 4 соответственно, м,

t₁, t₂, t₃, t₄ - время, соответствующее динамическим уровням H₁, H₂, H₃, H₄, ч,

H₁(t), H₂(t) - уравнения прямых, соединяющих точки 1-2 и 3-4 соответственно.

Для нахождения общей точки необходимо приравнять уравнения и найти время. Время t_{н.протока} равно:

где

H₁, H₂, H₃, H₄ - динамический уровень в точках 1, 2, 3, 4 соответственно, м

t₁, t₂, t₃, t₄ - время соответствующее динамическим уровням H₁, H₂, H₃, H₄, час

H₁(t), H₂(t) - уравнения прямых, соединяющих точки 1-2 и 3-4 соответственно.

Полученные значения t по формуле (5) подставляем в любое уравнение системы (4) и получаем H_{п.притока}. После нахождение H_{п.притока} производится расчет пластового давления по известной плотности жидкости глушения по формуле (1).

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано на нефтяных месторождениях для измерения пластового давления для контроля и управления процессом добычи нефти. Техническим результатом является уменьшение времени простоя скважин при исследовании, повышение точности и надежности определения результатов пластового давления и упрощение его реализации при выводе скважины на режим после глушения. Способ заключается в определении пластового давления в нефтяной скважине, оборудованной погружным электронасосом. Причем при расчете используют точку начала притока жидкости из пласта к скважине по заранее известной, однородной по плотности, жидкости глушения, при выводе скважины на режим после глушения по математической формуле. 2 ил.

Способ определения пластового давления в нефтяной скважине, оборудованной погружным электронасосом, отличающийся тем, что при расчете используют точку начала притока жидкости из пласта к скважине, по заранее известной, однородной по плотности, жидкости глушения, при выводе скважины на режим после ее глушения по формуле
P_пл=ρ_ж.гл.·g·(H_перф.-H_{н.притока}),
где ρ_ж.гл. - плотность жидкости глушения, кг/м³;
g - ускорение свободного падения, м/с²;
H_перф. - глубина верхних отверстий перфорации, м;
H_{н.притока} - значение динамического уровня в скважине при выводе на режим после глушения, соответствующее переходу от прямолинейного участка изменения к криволинейному, который характеризует начало притока из пласта, м.