Меню

Методы измерения пластовых давлений



Методы определения пластовых давлений

Измерения проводятся как в работающих, так и в остановленных скважинах. Для определения давления в остановленной и работающей газовых скважинах существуют две возможности: непосредственное измерение на забое глубинными приборами и измерение на устье статического и динамического давлений и пересчет их на необходимую глубину. Для чисто газовых месторождений проведение глубинных дорогостоящих и трудоемких замеров не обязательно. На месторождениях, которые разрабатываются предприятием Надымгазпром, определение пластового давления проводится расчетным путем по замерам на устье остановленных добывающих скважин, а также скважин наблюдательного фонда.

Пластовым давлением в остановленной скважине считается величина, полученная при полной стабилизации давления на забое после закрытия скважины. От того насколько полно восстановилось давление в точке замера после остановки скважины, зависит точность определения пластового давления. Время, необходимое на восстановление пластового давления по отдельным скважинам, зависит от фильтрационных свойств пласта и меняется в широком диапазоне от нескольких часов до нескольких месяцев. Для сеноманских отложений время полного восстановления давления незначительно и составляет 30-40 минут, т.е. измерение статического давления на устье скважины необходимо проводить по прошествии этого времени.

Значительную роль при анализе изменения давлений в процессе разработки, в достоверности построения карт давлений играет точность замеров давлений в скважинах, что связано с конструкцией манометра и его техническим состоянием. Максимальная погрешность прибора, зависящая только от его конструктивных особенностей, определяется его классом точности — величиной, численно равной процентному отношению максимально возможной погрешности к пределу измерения прибора. Применяемые на промыслах глубинные манометры обычно имеют класс точности от 0,4 до 1. Такую точность можно было бы считать достаточной, если бы удавалось замерять давления этими приборами таким образом, чтобы погрешности при всех замерах имели один и тот же знак и примерно одинаковую величину.

Из-за неудовлетворительного технического состояния приборов фактические погрешности в замерах могут значительно превышать погрешности, определяемые классами точности. Использование данных таких замеров при построении карт изобар в некоторых случаях может привести к очень большим погрешностям (особенно в градиентах давлений, определяемых по картам изобар).

Применяемые для замеров приборы необходимо как можно чаще и тщательней тарировать. Для замеров давлений в скважинах, эксплуатирующих один объект, следует применять по возможности одни и те же приборы в течение всего периода замеров.

Источник

Методы определения пластовых и забойных давлений. Карты приведённых давлений

Пластовое давление определяет состояние жидкости, а также тот запас естественной энергии, в ре­зультате использования которого пластовые жидкости извлекаются на поверхность. Значения его в различных точках одной и той же залежи неодинаковы. Они меняются также во времени и в процессе разработки.

Под пластовым давлением понимается давление в некоторой точке пласта, не подверженной воздействию воронок депрессии со­седних скважин. Однако в связи с тем, что непосредственный замер пластового давления возможен лишь с помощью скважин, можно считать, что под пластовым давлением фактически понимается статическое забойное давление, т. е. давление на забое остановлен­ной скважины, начиная с того момента, когда после ее остановки в пласте (в районе расположения этой скважины) установилось от­носительное статическое равновесие.

За начальное пластовое давление обычно прини­мается статическое забойное давление первой скважины, вскрывшей пласт, замеренное до нарушения статического равновесия, т. е. до отбора из пласта сколько-нибудь значительного количества пла­стовой жидкости. Естественно, что этот один или несколько замеров характеризуют начальное пластовое давление лишь в определенных точках пласта и не могут быть приняты для залежи в целом. Для определения среднего начального пластового дав­ления полученные замеры по первой скважине (или по первым сква­жинам) должны быть пересчитаны на среднюю точку объема залежи, на середину этажа нефтеносности, или приведены к поверхности начального водо-нефтяного контакта .

Для наблюдения за процессом раз­работки пласта необходимо систематически замерять пластовые давления в эксплуатируемых скважинах. Эти замеры лучше всего производить глубинными манометрами. Существуют глубинные ма­нометры двух типов: 1) максимальные и 2) регистрирующие с не­прерывной записью показаний. Измерение пластовых давлений манометром по стволу скважины дает возможность определить истинную плотность жидкости и газа при данных давлении и температуре с учетом нали­чия растворенного газа в водо-нефтяной, смеси. Это может оказать помощь при по­строении карт изобар.

В тех случаях, когда при фонтанном или компрессорном способе эксплуатации невозможно применить глубинный манометр, пла­стовые (забойные) давления определяют расчетным путем по формулам. Эти формулы позволяют получить величины, приближающиеся к действитель­ным пластовым давлениям.

При глубиннонасосной эксплуатации для определения забойных давлений расчетным путем используют данные о статических уровнях в скважинах. Уровни в скважинах (в затрубном пространстве) замеряют либо специальной желонкой, спускаемой при помощи лебедки Яковлева, либо эхолотом. Знания уровней нефти и воды в скважине дают возможность подсчитать забойное да­вление.

Для наблюдения за поведением пласта в процессе разработки необходимо изучать характер изменения и распределения пластовых давлений. Для этого строят карты изобар, т. е. карты равных пла­стовых давлений. Данными для этого служат замеры давлений в скважинах после их поочередной остановки при работе всех других скважин.

При замерах давления с целью построения карт изобар в каждой скважине должно быть свое время выдержки на забое глубинного манометра, обусловленное системой взаимодействия пласт — сква­жина и физическими свойствами пород и флюидов.

При всем многообразии условий работы пласта и скважин прак­тически не представляется возможным найти универсальные зависи­мости для определения времени выдержки глубинного манометра при замере пластового давления в скважинах. Поэтому можно при­нять такое время выдержки глубинного манометра для каждой сква­жины, в течение которого забойное давление в ней восстановится до среднего значения давления в пределах некоторой прилегающей к скважине области, или же определять непосредственно величину этого среднего давления в пределах участка, примыкающего к сква­жине при работе всех скважин пласта.

Читайте также:  Измерение уровня инфляции экономика

При наличии данных о давлениях по скважинам построение карт изобар не вызывает затруднений и методически аналогично построе­нию структурных карт с той лишь разницей, что для них исполь­зуют не приведенные глубины залегания пласта, а величины стати­ческих пластовых давлений по скважинам. При построении карт изобар необходимо учитывать:

1) наличие, как правило, исходных данных о давлениях на раз­ личные даты и необходимость приведения их на дату построения карты изобар;

2) зависимость давлений от глубины залегания пласта (давление связано с углом падения пород) и необходимость приведения их

к избранной условной поверхности; 3) отсутствие в пласте статиче­ского равновесия и необходимость применения в связи с этим соответ­ствующих приемов интерполяции и особенно экстраполяции давлений. Рассмотрим особенности построе­ния карт изобар более детально.

Рис. Схема графического приведения давлений на дату составления карты изобар. 7 — давления по скважинам; 2 — зредняя (хронологическая) кривая падения давления; 3 — точки давле­ний по рачетным скважинам; 4 — ис­комые давления.

Приведение пластовых давлений по скважинам на дату построения карты изобар проще всего осуще­ствлять графическим методом, кото­рый обеспечивает достаточную для практических целей точность. Сущ­ность метода заключается в следу­ющем. Все замеры пластовых давле­ний на различные даты наносят в виде точек на график (рис. ). По полученным точкам (диаграмме «мушиных» точек) строят среднюю (хронологическую) кривую падения

давления. Затем, полагая, что указанный средний темп падения да­вления характеризует всю залежь, и следуя этому темпу, прибли­женно определяют давление на искомую дату в любой скважине. Например, требуется определить давления в скв. 1 и 2 на дату составления карты изобар (на январь, соответствующего года). В этом случае, следуя параллельно средней кривой падения да­вления, находят искомые давления.

Совершенно очевидно, что предлагаемый метод является прибли­женным. В связи с этим давления следует приводить к искомой дате лишь по близким скважинам, не используя для расчетов данные скважин, полученные задолго (например, за шесть месяцев) до даты, на которую приводятся давления для построения карты изобар. При неравномерных замерах пластовых давлений по скважинам и сосредоточении фактических данных по отдельным локальным участкам пласта более точные результаты при приведении давлений к одной дате достигаются использованием индивидуальных кривых изменения пластовых давлений по скважинам. Метод приведения давлений на искомую дату по индивидуальным кривым отдельных скважин аналогичен изложенному выше методу. Использование сред­ней кривой падения давлений по пласту для приведения давлений по скважинам на определенную дату в случае неравномерных изменений давлений по отдельным скважинам может привести к неточным резуль­татам, так как неравномерный отбор жидкости из скважин и литоло-го-физические особенности коллектора (особенно его проницаемость) создают различный темп падения давления по отдельным скважинам.

Давления необходимо приводить к уров­ню моря во всех случаях, когда изменения давлений вследствие падения пород пре­вышают принятую точность (0,5 кПсм 2 карты изобар.

Давления, приведенные к уровню моря, в дальнейшем будем называть приведенными изобарами.

Источник

Определение пластового давления

Пластовое давление ‑ это давление флюидов против середины перфорированного интервала в длительно простаивающих скважинах и в скважинах действующих, но остановленных на период стабилизации забойного давления. Оно определяется:

1) путем прямых измерений глубинными манометрами;

2) путем пересчета с помощью формул по величине устьевого статического давления;

3) по глубине статического уровня;

4) по величине дроссельной тепловой аномалии работающих пластов.

Различают начальное и текущее пластовые давления. Начальное пластовое давление определяют до начала интенсивной разработки, когда не нарушены начальные термодинамические условия пласта из скважин, не было существенного отбора флюидов. Текущее пластовое давление определяют на определенную дату разработки залежи.

Забойное давление ‑ это давление флюидов в действующих добывающих и нагнетательных скважинах на глубине середины интервала перфорации. Его определяют:

1) прямым измерением глубинными манометрами на забое всех видов скважин, оборудованных для спуска глубинных приборов через затрубное пространство;

2) измерением глубины динамического уровня;

3) измерением давлений на устье скважин.

В добывающих скважинах рзаб рпл. Основным требованием к определению забойного давления является обеспечение замеров при установившемся режиме работы скважин.

В чисто газовых скважинах пластовое давление рГ не определяют прямыми замерами, а рассчитывают в соответствии с величиной устьевого давления ρу и относительной плотности газа по воздуху δГ по барометрической формуле

,

где Нп ‑ глубина средней точки интервала перфорации; zср ‑ средний коэффициент сверхсжимаемости газа при средних давлении и температуре Тср в стволе скважины.

В газовых скважинах со столбом жидкости на забое пластовое давление определяют по соотношению

,

где ρг ‑ давление газа на глубине статического уровня, рассчитываемое по формуле, МПа; Нст ‑ глубина статического уровня, м; δЖ ‑ средняя плотность жидкости в интервале глубин от Нп до Нст.

Наличие сведений о давлениях в отдельных пластах, разрабатываемых совместно, позволяет устанавливать интервалы повышенного воздействия на них закачиваемых вод и тем самым прогнозировать опережающее обводнение этих интервалов.

Особого подхода требуют исследования малодебитных фонтанирующих скважин (до 40 м 3 /сут). По режиму работы их можно разделить на работающие стационарно и периодически (в пульсирующем режиме). В первом случае исследования проводят обычным способом с дополнительным контролем постоянства режима дистанционным манометром. Периодически фонтанирующие скважины должны исследоваться по специальной методике, базирующейся на предварительном изучении режима их работы. Изучение проводится в три цикла.

Первый цикл (в закрытой скважине) предусматривает определение положения забоя, интервала перфорации, башмака насосно-комнрессорных труб, нефтеводораздела и получение фоновых кривых температуры и давления.

Второй цикл включает регистрацию давления и притока при пуске скважины в работу. Комплексный прибор, имеющий датчики расхода и давления, помещают над объектом и снимают их показания по времени после пуска скважины в работу до прекращения ее работы. После этого скважину закрывают для восстановления забойного давления.

Читайте также:  Общий белок единицы измерения норма

Третий цикл исследований проводится после следующего пуска скважины в работу в период стабильного дебита. Регистрируются диаграммы расходометрии и барометрии, затем ‑ индикации притока и состава жидкости, термометрии. Обработка результатов исследований при стабильном режиме работы скважины проводится в обычном порядке.

Пластовые давления в эксплуатируемой многопластовой залежи в каждом отдельном пласте определяют по результатам комплексных исследований расходометрией и забойным манометром, проведенных на разных установившихся режимах работы скважины. Режим работы скважины изменяют путем смены штуцера, который создает разное давление на забое или депрессию. Одновременно с измерением забойного давления в установившемся режиме работы скважины проводят определение профилей притока или приемистости над всеми пластами и каждым из них в отдельности. По результатам этих исследований строят графики зависимости дебита (расхода) пласта Q от величины забойного давления ρзаб – индикаторные диаграммы (рис. 22).

Рис. 22. Индикаторные диаграммы, полученные при исследовании многопластового объекта:

1-3 индикаторные диаграммы для трех отдельных пластов, 4 суммарная индикаторная диаграмма;

суммарное давление ρ4 =16,2 МПа

Начальный участок индикаторной линии на графике Q =f(ρзаб) часто близок к линейному. Экстраполируя индикаторные линии до нулевого дебита (Q = 0), т.е. до пересечения с осью абсцисс, получают величину пластового давления для каждого пласта в отдельности. Если давления в пластах получают различные, то это указывает на перетоки жидкости между ними в начальный период. Перетоки могут быть продолжительными, если в окружающих скважинах отбор ведется из одного пласта, а закачка — в другой пласт.

Из рис. 22 видно, что индикаторные линии, снятые на четырех режимах работы скважины, имеют линейный вид, что свидетельствует об установившихся режимах их работы. Пластовое давление, определенное по суммарной кривой 4 для всех трех пластов, оказалось меньше пластового давления, найденного по диаграмме для нижнего пласта (кривая 3). Следовательно, в закрытой скважине вероятен переток из нижнего пла­ста в верхние. Для установления перетока расходомер необходимо поместить между пластами и после закрытия скважины снять кривую изменения дебита во времени.

Результаты измерения пластового давления могут использоваться как для построения карт изобар на определенную дату, так и при интерпретации материалов других методов исследования скважин.

1. Какими способами можно измерить пластовое давление?

2. Какими способами измеряется забойное давление?

3. Какие задачи решаются по данным измерения давления?

Источник

Способы измерения пластового давления

Пластовое давление можно определить разными методами:

1. Прямые замеры с помощью глубинных манометров, спущенных в скважину на глубину середины интервала перфорации. Время выдержки – 10-20 минут. При этом недопустима утечка жидкости или газа через устьевую арматуру. Измеренное в скважинах давление пересчитывается на глубину ВНК.

2. Совмещенные замеры пластового и забойного давлений проводят при изучении скважин гидродинамическими методами

Рзаб. – это давление в работающей скважине на середине интервала перфорации при установившемся режиме ее работы. Для измерения забойного давления (в фонтанирующих добывающих или в нагнетательных скв.) манометр выдерживают на забое работающей скважины, затем ее останавливают и давление в ней восстанавливается до какой-либо стабильной величины, которую и принимают за пластовое давление. Манометр пишет кривую восстановления давления. В скважинах механизированного фонда Рзаб измеряется через затрубное пространство.

t1 — время работы скважины t2— момент остановки скв. t3— время восстановления давления

Кривая восстановления давления в добывающей скважине (Рпл >Рзаб.)

Забойное давление можно определить также путем пересчета глубины динамических уровней и устьевых давлений

3. Расчетные способы определения динамического давления:

— пересчет по величине устьевого статического давления

— пересчет по глубине статического уровня

Статический уровень – уровень жидкости, устанавливающийся в скважине после ее остановки и отражающий величину пластового давления в данной точке. Это абсолютная отметка до которой поднимается уровень жидкости в неработающей скважине.

Динамический уровень – уровень жидкости, устанавливающийся в работающей скважине при стабильной величине отбора, т.е., абсолютная величина от устья скважины на которой держится уровень жидкости.

Затрубное давление – статическое давление, замеренное на устье остановленной скважины, создающееся между стенками эксплуатационной колонны и насосоно-компрессорными трубами.

Буферное давление – замеренное на устье скважины внутри насосно-компресорных труб. Оно может быть статическим, т.е., замеренным в остановленной скважине – равное затрубному; а может быть динамическим – замеренным в фонтанирующей скважине.

В промысловой практике используют величину текущего, т.е., определенного на конкретную дату пластового давления.

Текущее или динамическое пластовое давление:

А)в продуктивном пласте- давление на какую-либо дату разработки, устанавливающееся при стационарной работе всего фонда скважин

Б) в скважине – пластовое давление, замеренное в скважине находящейся под влиянием других действующих скважин

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

Источник

17.Методы определения пластовых и забойных давлений. Карты приведённых давлений.

Пластовое давление определяет состояние жидкости, а также тот запас естественной энергии, в ре­зультате использования которого пластовые жидкости извлекаются на поверхность. Значения его в различных точках одной и той же залежи неодинаковы. Они меняются также во времени и в процессе разработки.

Под пластовым давлением понимается давление в некоторой точке пласта, не подверженной воздействию воронок депрессии со­седних скважин. Однако в связи с тем, что непосредственный замер пластового давления возможен лишь с помощью скважин, можно считать, что под пластовым давлением фактически понимается статическое забойное давление, т. е. давление на забое остановлен­ной скважины, начиная с того момента, когда после ее остановки в пласте (в районе расположения этой скважины) установилось от­носительное статическое равновесие.

Читайте также:  Измерение высоты стояния дна матки после родов

За начальное пластовое давление обычно прини­мается статическое забойное давление первой скважины, вскрывшей пласт, замеренное до нарушения статического равновесия, т. е. до отбора из пласта сколько-нибудь значительного количества пла­стовой жидкости. Естественно, что этот один или несколько замеров характеризуют начальное пластовое давление лишь в определенных точках пласта и не могут быть приняты для залежи в целом. Для определения среднего начального пластового дав­ления полученные замеры по первой скважине (или по первым сква­жинам) должны быть пересчитаны на среднюю точку объема залежи, на середину этажа нефтеносности, или приведены к поверхности начального водо-нефтяного контакта .

Для наблюдения за процессом раз­работки пласта необходимо систематически замерять пластовые давления в эксплуатируемых скважинах. Эти замеры лучше всего производить глубинными манометрами. Существуют глубинные ма­нометры двух типов: 1) максимальные и 2) регистрирующие с не­прерывной записью показаний. Измерение пластовых давлений манометром по стволу скважины дает возможность определить истинную плотность жидкости и газа при данных давлении и температуре с учетом нали­чия растворенного газа в водо-нефтяной, смеси. Это может оказать помощь при по­строении карт изобар.

В тех случаях, когда при фонтанном или компрессорном способе эксплуатации невозможно применить глубинный манометр, пла­стовые (забойные) давления определяют расчетным путем по формулам. Эти формулы позволяют получить величины, приближающиеся к действитель­ным пластовым давлениям.

При глубиннонасосной эксплуатации для определения забойных давлений расчетным путем используют данные о статических уровнях в скважинах. Уровни в скважинах (в затрубном пространстве) замеряют либо специальной желонкой, спускаемой при помощи лебедки Яковлева, либо эхолотом. Знания уровней нефти и воды в скважине дают возможность подсчитать забойное да­вление.

Для наблюдения за поведением пласта в процессе разработки необходимо изучать характер изменения и распределения пластовых давлений. Для этого строят карты изобар, т. е. карты равных пла­стовых давлений. Данными для этого служат замеры давлений в скважинах после их поочередной остановки при работе всех других скважин.

При замерах давления с целью построения карт изобар в каждой скважине должно быть свое время выдержки на забое глубинного манометра, обусловленное системой взаимодействия пласт — сква­жина и физическими свойствами пород и флюидов.

При всем многообразии условий работы пласта и скважин прак­тически не представляется возможным найти универсальные зависи­мости для определения времени выдержки глубинного манометра при замере пластового давления в скважинах. Поэтому можно при­нять такое время выдержки глубинного манометра для каждой сква­жины, в течение которого забойное давление в ней восстановится до среднего значения давления в пределах некоторой прилегающей к скважине области, или же определять непосредственно величину этого среднего давления в пределах участка, примыкающего к сква­жине при работе всех скважин пласта.

При наличии данных о давлениях по скважинам построение карт изобар не вызывает затруднений и методически аналогично построе­нию структурных карт с той лишь разницей, что для них исполь­зуют не приведенные глубины залегания пласта, а величины стати­ческих пластовых давлений по скважинам. При построении карт изобар необходимо учитывать:

наличие, как правило, исходных данных о давлениях на раз­ личные даты и необходимость приведения их на дату построения карты изобар;

зависимость давлений от глубины залегания пласта (давление связано с углом падения пород) и необходимость приведения их

к избранной условной поверхности; 3) отсутствие в пласте статиче­ского равновесия и необходимость применения в связи с этим соответ­ствующих приемов интерполяции и особенно экстраполяции давлений. Рассмотрим особенности построе­ния карт изобар более детально.

Рис. Схема графического

приведения давлений на дату

составления карты изобар.

7 — давления по скважинам; 2 — зредняя (хронологическая) кривая падения давления; 3 — точки давле­ний по рачетным скважинам; 4 — ис­комые давления.

Приведение пластовых давлений по скважинам на дату построения карты изобар проще всего осуще­ствлять графическим методом, кото­рый обеспечивает достаточную для практических целей точность. Сущ­ность метода заключается в следу­ющем. Все замеры пластовых давле­ний на различные даты наносят в виде точек на график (рис. ). По полученным точкам (диаграмме «мушиных» точек) строят среднюю (хронологическую) кривую падения

давления. Затем, полагая, что указанный средний темп падения да­вления характеризует всю залежь, и следуя этому темпу, прибли­женно определяют давление на искомую дату в любой скважине. Например, требуется определить давления в скв. 1 и 2 на дату составления карты изобар (на январь, соответствующего года). В этом случае, следуя параллельно средней кривой падения да­вления, находят искомые давления.

Совершенно очевидно, что предлагаемый метод является прибли­женным. В связи с этим давления следует приводить к искомой дате лишь по близким скважинам, не используя для расчетов данные скважин, полученные задолго (например, за шесть месяцев) до даты, на которую приводятся давления для построения карты изобар. При неравномерных замерах пластовых давлений по скважинам и сосредоточении фактических данных по отдельным локальным участкам пласта более точные результаты при приведении давлений к одной дате достигаются использованием индивидуальных кривых изменения пластовых давлений по скважинам. Метод приведения давлений на искомую дату по индивидуальным кривым отдельных скважин аналогичен изложенному выше методу. Использование сред­ней кривой падения давлений по пласту для приведения давлений по скважинам на определенную дату в случае неравномерных изменений давлений по отдельным скважинам может привести к неточным резуль­татам, так как неравномерный отбор жидкости из скважин и литоло-го-физические особенности коллектора (особенно его проницаемость) создают различный темп падения давления по отдельным скважинам.

Давления необходимо приводить к уров­ню моря во всех случаях, когда изменения давлений вследствие падения пород пре­вышают принятую точность (0,5 кПсм 2 карты изобар.

Давления, приведенные к уровню моря, в дальнейшем будем называть приведенными изобарами.

Источник