Способ определения пластового давления в пласте многопластовой газовой залежи Советский патент 1987 года по МПК E21B47/06 

1

Изобретение относится к промыс- лово-геофйзическим исследованиям скважин и может быть использовано при контроле за разработкой газовых месторождений.

Цель изобретения - повьшение точности определения пластового давления в пласте с пониженным давлением.

На фиг. 1 приведены кривые измене- Q ния давления и температуры после пуска в работу скважины; на фиг. 2 - расчетные кривые стабилизации давления и температуры после пуска скважи- ны в работу.

Способ осуществляется следующим образом.

В скважину после ее остановки и восстановления в ней давления спускают скважинный термометр до кровли- продуктивной толщи (ПТ) и после пуска скважины в работу непрерывно фиксируют изменение температуры и давления на головке скважины до момента включения пласта в работу.

Момент включения пласта в работу определяется по увеличению температуры на кровлю ПТ. Это увеличение происходит потому, что в момент включения пласта в работу в ствол скважины начинает поступать более теплый газ, чем поступал ранее из остальных пластов, так как депрессия на остальные пласты больше чем на пласт с пониженным давлением. Изменение темпе13575582

ни распределения температуры в на- сссно-компрессорных трубах (НКТ) и затрубном пространстве (ЗП) описывается системой обыкновенных дифференциальных уравнений

CpG,

dti dx

-K(t,-tp; iK,(t,-t,).tK(t,-tJ(x)(t2-tj), 15 где t,,tj

r r 2 pS dx

-CpG;

(2)

(3)

20

25

30

35

температура в НКТ и ЗП соответственно; X - вертикальная координата, ось X совпадает с осью скважины;

Ср - теплоемкость газа} G,G, - весовой дебит в НКТ и ЗП; KT - коэффициент теплообмена

между газом в НКТ и ЗП.5 t,,,tj - температура окружающих пород и йыхода газа по мощности пласта; , , Кр - коэффициент теплопередачи между газом и породами;G.(х) - распределение дебита по

мощности i-ro пласта. Верхние знаки уравнений (2)и(3) соответствуют прямотоку, нижние - противотоку. Если речь идет о толщине пласта, то теплообмен с породами можно не учитывать на фоне калориметрического смешивания. В промежутке между пластами G. О, G| 0. При прямотоке дебит в ЗП складывается из дебита нижележащих пластов и G(x), при противотоке - из дебита вышележащих пластов и G.(х).

ратуры газа &t изменением давления мулой

tn

At - ЛР,

(1)

коэффициент Джоуля-Томсона, который для газов равен (-2,5)-(4)°С/МПа,

Prr.t

з

п to пластовые и забойные давления и температуры соответственно.

В момент начала увеличения температуры в скважине давление на забое пласта с пониженным давлением равно его пластовому давлению, поэтому для определения искомого пл астового давления достаточно пересчитать давление на устье на забойное давление.

Поведение кривой стабилизации температуры можно определить методом смены стационарных состояний. Предполагается, что каждый момент време

CpG,

dti dx

-K(t,-tp; iK,(t,-t,).tK(t,-tJ(x)(t2-tj), 5 где t,,tj

r r 2 pS dx

-CpG;

(2)

(3)

0

5

0

5

0

5

0

5

температура в НКТ и ЗП соответственно; X - вертикальная координата, ось X совпадает с осью скважины;

Ср - теплоемкость газа} G,G, - весовой дебит в НКТ и ЗП; KT - коэффициент теплообмена

между газом в НКТ и ЗП.5 t,,,tj - температура окружающих пород и йыхода газа по мощности пласта; , , Кр - коэффициент теплопередачи между газом и породами;G.(х) - распределение дебита по

мощности i-ro пласта. Верхние знаки уравнений (2)и(3) соответствуют прямотоку, нижние - противотоку. Если речь идет о толщине пласта, то теплообмен с породами можно не учитывать на фоне калориметрического смешивания. В промежутке между пластами G. О, G| 0. При прямотоке дебит в ЗП складывается из дебита нижележащих пластов и G(x), при противотоке - из дебита вышележащих пластов и G.(х).

Пример расчетной кривой приведен на фиг, 2. Рассматривалась 2-пласто- вая система, толщины пластов по 5 м, расстояния между пластами и между концом НКТ и подошвой нижнего пласта по 10 м. Пласты обладают пластовыми давлениями 8 и МПа и коэффициентами продуктивности 4,7 и 0,51 тм /сут/МПа соответственно. Коэффициент 1жоуля-Томсона равен -2,3°С/МПа, геометрическая температура на подошве нижнего пласта 31,6 С.

Способ апробирован на скважине, Скважина остановлена и после восстановления давления на устье скважины в нее спущен скважинньй термометр до отметки кровли ПТ. Затем скважина

пущена в работу и одновременно сняты все зависимости: давления на головке Скважины и температура на отметке кровли ПТ 1690 м. На момент включения пласта с пониженным давлением в работу на головке скважины зафиксировано давление 8,3 МПа. Пересчитанное на забойное давление оказалось равным 10 МПа, Таким образом пластовое давление пласта с пониженным давлением равно 10 МПа. Формула изобретения

Способ определения пластового давления в пласте многопластовой газо

вой залежи, включающий измерение устьевого или забойного давления, о т- личающийся тем, что, с целью повышения точности определения давления в пласте с пониженным давлением, пускают скважину в работу, с момента пуска одновременно с давлением измеряют температуру газа на уровне кровли продуктивной толщи, по характерному увеличению температуры определяют момент включения пласта в работу, а по соответствующей данному моменту включения точке на кривой давления - его давление.

Изобретение относится к промыс- лово-геофизическим исследованиям скважин и м.б. использовано при контроле за разработкой газовых месторождений. Цель изобретения - повышение точности определения давления в пласте с пониженным давлением. После остановки скважины и восстановления в ней давления спускают термометр до кровли продуктивной толщи. . После пуска скважины в работу непрерывно фиксируют изменение т-ры и давления на головке скважины до момента включения пласта в работу. Этот момент определяют по увеличению т-ры на кровле продуктивного пласта. Изменение т-ры связано с изменением давления. Для определения искомого пластового давления пересчитьшают давление на устье на забойное давление. Кривую стабилизации т-ры определяют методом стационарных состояний. 2 ил. сл ел ел а

0 ЮО 750 г,с

иг.1

р.мпа

фuг.Z