СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ В НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЕ, ОБОРУДОВАННОЙ ПОГРУЖНЫМ ЭЛЕКТРОНАСОСОМ
METHOD FOR DETERMINING FORMATION PRESSURE IN OIL PRODUCER EQUIPPED WITH SUBMERGED ELECTRIC-DRIVEN PUMP

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:
<mrow><msub><mi>P</mi><mrow><mi>п</mi><mi>л</mi></mrow></msub><mo>=</mo><msub><mi>ρ</mi><mrow><mi>ж</mi><mo>.</mo><mi>г</mi><mi>л</mi><mo>.</mo></mrow></msub><mo>⋅</mo><mi>g</mi><mo>⋅</mo><mrow><mo>(</mo><mrow><msub><mi>H</mi><mrow><mi>п</mi><mi>е</mi><mi>р</mi><mi>ф</mi><mo>.</mo></mrow></msub><mo>−</mo><msub><mi>H</mi><mrow><mi>н</mi><mo>.</mo><mi>п</mi><mi>р</mi><mi>и</mi><mi>т</mi><mi>о</mi><mi>к</mi><mi>а</mi></mrow></msub></mrow><mo>)</mo></mrow><mo>,</mo><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mtext> </mtext><mo stretchy="false">(</mo><mn>1</mn><mo stretchy="false">)</mo></mrow>
ж.гл.
3
где ρ - плотность жидкости глушения, кг/м;
2
g - ускорение свободного падения, м/с;
перф.
H - глубина верхних отверстий перфорации, м;
н.притока
H - 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).
н.притока
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 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.
1
1
2
2
3
3
4
4
Аналитический метод заключается в составлении двух линейных уравнений и нахождении их общей точки (точки пересечения). В первом случае получаем точки 1 (H; t) и 2 (H; t), во втором - 3 (H; t) и 4 (H; t). Уравнения прямых примут вид:
где
1
2
3
4
H, H, H, H - динамический уровень в точках 1, 2, 3, 4 соответственно, м,
1
2
3
4
1
2
3
4
t, t, t, t - время, соответствующее динамическим уровням H, H, H, H, ч,
1
2
H(t), H(t) - уравнения прямых, соединяющих точки 1-2 и 3-4 соответственно.
Сделав математические преобразования, получаем систему уравнений:
где
1
2
3
4
H, H, H, H - динамический уровень в точках 1, 2, 3, 4 соответственно, м,
1
2
3
4
1
2
3
4
t, t, t, t - время, соответствующее динамическим уровням H, H, H, H, ч,
1
2
H(t), H(t) - уравнения прямых, соединяющих точки 1-2 и 3-4 соответственно.
н.протока
Для нахождения общей точки необходимо приравнять уравнения и найти время. Время t равно:
где
1
2
3
4
H, H, H, H - динамический уровень в точках 1, 2, 3, 4 соответственно, м
1
2
3
4
1
2
3
4
t, t, t, t - время соответствующее динамическим уровням H, H, H, H, час
1
2
H(t), H(t) - уравнения прямых, соединяющих точки 1-2 и 3-4 соответственно.
п.притока
п.притока
Полученные значения t по формуле (5) подставляем в любое уравнение системы (4) и получаем H. После нахождение H производится расчет пластового давления по известной плотности жидкости глушения по формуле (1).