Способ определения пластового давления в нагнетательных скважинах

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для определения пластового давления в нагнетательных скважинах. Способ определения пластового давления включает закачку рабочего агента в пласт и измерение забойного давления. Зона вскрытия пласта в скважине сверху и снизу изолирована пакерами. В качестве рабочего агента применяют горячий газ или перегретый пар. Контроль пластового давления производят на устье скважины во время закачки рабочего агента, измеряя давление в трубах, сообщенных с межпакерным пространством. Причем одновременно измеряют давление на устье в колонне труб, используемых под закачку рабочего агента. Контроль прорыва рабочего агента производят по увеличению разности выше допустимой между давлением в колонне труб и пластовым давлением. Техническим результатом является контроль процесса разработки месторождения нагнетательными скважинами и предупреждение прорыва рабочего агента. 1 ил.

 

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для определения пластового давления в нагнетательных скважинах.

Известен способ определения пластового давления и коэффициента продуктивности скважин (Справочная книга по добыче нефти / Под ред. д.т.н. Ш.К.Гиматудинова, - М.: Недра, 1974 г.), основанный на экспериментальных методах восстановления давления и установившихся отборов.

Недостатком этого способа является необходимость длительной остановки скважины и присутствия на ней обслуживающего персонала. Длительная остановка скважин ведет к изменению режима их работы и пласта в целом. Это сказывается на результатах измерения и не позволяет реализовать систематического контроля над процессом разработки пласта, что приводит к его быстрому обводнению.

Также известен способ определения пластового давления в добывающих и нагнетательных скважинах (авторское свидетельство SU №1265303, МПК8 E21B 47/06, опубл. 23.10.1986 г.), включающий остановку (закрытие) скважины, снятие с помощью глубинного манометра кривой восстановления давления, измерение забойного давления до остановки скважины, а также спустя некоторое время после ее остановки.

Недостатком этого способа является то, что требуется полное снятие кривой восстановления давления и, как следствие, длительное время остановки скважины и присутствие на ней обслуживающего персонала. Кроме того, полное снятие кривых восстановления давления требует большого количества времени, ведет к значительным потерям добычи нефти и большим эксплуатационным затратам.

Наиболее близким по технической сущности является способ определения пластового давления в нефтяной скважине (патент RU №2167289, МПК8 E21B 47/06, опубл. в бюл. №18 от 20.05.2001 г.), включающий остановку скважины, снятие с помощью глубинного манометра кривой восстановления давления, измерение забойного давления до остановки скважины, а также спустя некоторое время после ее остановки, при этом измеряют давление на начальном участке кривой восстановления давления и по формулам вычисляют значение пластового давления Р_о, для чего измеряют глубинным манометром забойное давление Р_з, затем спустя 2-3 мин останавливают скважину и через время Т_к=10-15 мин вновь измеряют забойное давление, принимая эту точку отсчета за начало координат расчетного участка кривой восстановления давления с приращением забойного давления от момента остановки скважины на величину P_H, и затем через каждые 8-10 мин в течение 100 мин измеряют приращение текущего значения забойного давления P, и по расчетной формуле методом наименьших квадратов вычисляют текущее расчетное приращение пластового давления P_0p=P₀-P_H, а по нему значение конечного приращения пластового давления P₀=P_0p+P_H, постоянные времени T₁, Т₂, Т₃ и коэффициенты A₁, A₂ путем сравнения в определенный момент времени давлений расчетных и действительных, снятых на начальном участке кривой восстановления давления, и далее экстраполируют кривую восстановления давления до момента, при котором разность значений приращений пластового давления за заданный промежуток времени будет равна нулю, и по найденным значениям вычисляют пластовое давление по расчетной формуле.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, измерение забойного давления производят до остановки скважины, а также спустя некоторое время после ее остановки, кроме того, необходимо присутствие на скважине обслуживающего персонала, при этом остановка скважины ведет к изменению ее режима работы и пласта в целом;

- во-вторых, невысокая точность значения пластового давления, поскольку значение пластового давления вычисляют по нескольким формулам, что может привести к погрешности в расчетах.

Задачей изобретения является возможность контроля пластового давления в нагнетательной скважине в динамике в процессе закачки рабочего агента с целью повышения точности показаний, а также предупреждение прорыва рабочего агента из пласта.

Поставленная задача решается способом определения пластового давления в нагнетательных скважинах, включающим закачку рабочего агента в пласт и измерение забойного давления.

Новым является то, что при закачке в качестве рабочего агента горячего газа или перегретого пара по колонне труб, спущенных в скважину и сообщенных со вскрытым пластом, зона вскрытия которого в скважине сверху и снизу изолирована пакерами, контроль пластового давления Р_пл производят на устье скважины во время закачки рабочего агента, измеряя давление в трубах, сообщенных с межпакерным пространством, одновременно измеряют давление на устье в колонне труб Р_тр, используемых под закачку рабочего агента, причем контроль за прорывом теплоносителя производят по увеличению разности выше допустимой между давлением в колонне труб Р_тр и пластовым давлением Р_пл.

На чертеже изображена схема определения пластового давления в нагнетательной скважине.

Суть способа определения пластового давления в нагнетательных скважинах заключается в следующем.

Нагнетательную скважину 1 оснащают колонной труб 2, например колонной насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм, при этом закачку рабочего агента необходимо произвести в пласт 3, например в пласт высоковязкой и тяжелой нефти, требующей для извлечения разогрева продукции, в ней содержащейся, через интервалы перфорации 4, которыми вскрыт пласт 3. Сверху и снизу интервала перфорации 4 нагнетательной скважины 1 колонну труб 2 оснащают пакерами 5 и 6 соответственно любой известной конструкции, с расчетом того, чтобы пакер 5 герметично устанавливался на 3-5 метров выше самого верхнего интервала перфорации 4, а пакер 6 герметично устанавливался на 3-5 метров ниже самого нижнего интервала перфорации 4, при этом колонну труб 2 изначально перед спуском оснащают перфорированными отверстиями 7, которые располагают напротив интервала перфорации 4 пласта 3 с образованием межпакерного пространства 8.

На устье нагнетательной скважины 1 колонну труб 2 оборудуют манометром 9, а пространство между колонной труб 2 и скважиной 1 выше пакера 4 герметизируют опорным фланцем 10. Далее в колонну труб 2 спускают трубы 11, например, состоящие из колонны насосно-компрессорных труб диаметром 60 мм, при этом нижний конец труб 11 сообщается с межпакерным пространством 8 через перфорационные отверстия 7 колонны труб 2. На устье трубы 11 оснащают манометром 12 и герметизируют пространство между трубами 11 и колонной труб 2.

Далее начинают закачку рабочего агента, например пара, разогретого до температуры t=180-200°C, подаваемого в трубы 11 (см. чертеж) парогенератором (не показано) при давлении P_тр=60 атм=6,0 МПа, контролируемом манометром 12.

В процессе закачки пар по трубам 11 попадает сначала во внутреннее пространство 13 колонны труб 2, далее через перфорационные отверстия 7 попадает в зону вскрытия 8 пласта 3 и оттуда через интервал перфорации 4 проникает в пласт 3, разогревая его и проникая все глубже в пласт 3. Таким образом по трубам 11 с помощью парогенератора ведут закачку пара в пласт 3.

В процессе закачки пара ведут одновременный контроль за показаниями манометров 9 и 12, установленных соответственно на устье нагнетательной скважины 1 колонны труб 2 и трубах 11.

Пластовое давление определяют по манометру 9, при этом значения давления на этом манометре 9 изначально ниже значения давления на манометре 12 на величину гидравлических сопротивлений закачиваемого в трубы 11 пара и рассчитывается по общеизвестным формулам определения местных и линейных потерь с последующим их сложением, например эта величина составляет 10 атм=1,0 МПа, а давление в трубах 11, как указано выше, составляет Р_тр=60 атм=6,0 МПа. Тогда показание значения давления на манометре 9, т.е. пластовое давление Р_пл, будет равным 50 атм=5,0 МПа.

В процессе разработки залежи ведут контроль за показаниями манометров 9 и 12, при необходимости увеличивают или уменьшают давление закачки, которое контролируется манометром 9, при этом Р_пл (пластовое давление) определяют по показаниям манометра 9. В идеальном случае Р_пл, определяемое по манометру 9, должно быть постоянным с целью эффективного разогрева пласта 3 по всей его площади, но в процессе эксплуатации нагнетательной скважины 1 и по мере разогревания пласта 3 пластовое давление Р_пл начинает снижаться, при этом давление закачки поддерживается равным 60 атм=6,0 МПа. Значение давления закачки, равное 60 атм=6,0 МПа, может поддерживаться за счет увеличения объема закачки пара. Например, показание значения давления закачки, определяемое по манометру 12, составляет Р_тр=60 атм=6 МПа, а показание значения пластового давления, определяемое по манометру 9, снизилось и составляет 30 атм=3,0 МПа.

Таким образом, разность давлений составляет уже 30 атм=3,0 МПа и пластовое давление снизилось. Это сигнал того, что в скором времени может произойти прорыв рабочего агента из пласта 3.

Продолжают дальнейшую разработки залежи, при этом показания значения давления закачки, определяемые по манометру 12, продолжают составлять 60 атм=6 МПа, а показания значения пластового давления, определяемые по манометру 9, составляют 10 атм=1 МПа или ниже. Когда Р_пл<1 МПа, то это означает, что произошел прорыв рабочего агента в соседнюю скважину, например это нижележащий горизонтальный участок 14 (см. чертеж) добывающей скважины. Значит закачку рабочего агента (пара) необходимо прекратить, так как дальнейшая его закачка будет производиться неэффективно, т.е. попадать в горизонтальный участок добывающей скважины, вызывая обводнение добываемой продукции.

Предложенный способ определения пластового давления в нагнетательных скважинах прост в применении и позволяет в динамике отслеживать пластовое давление в нагнетательных скважинах во времени, а также контролировать процесс разработки месторождения нагнетательными скважинами и предупредить прорыв рабочего агента из пласта.

Способ определения пластового давления в нагнетательных скважинах, включающий закачку рабочего агента в пласт и измерение забойного давления, отличающийся тем, что при закачке в качестве рабочего агента горячего газа или перегретого пара по колонне труб, спущенных в скважину и сообщенных со вскрытым пластом, зона вскрытия которого в скважине сверху и снизу изолирована пакерами, контроль пластового давления Р_пл производят на устье скважины во время закачки рабочего агента, измеряя давление в трубах, сообщенных с межпакерным пространством, одновременно измеряют давление на устье в колонне труб Р_тр, используемых под закачку рабочего агента, причем контроль за прорывом рабочего агента производят по увеличению разности выше допустимой между давлением в колонне труб Р_тр и пластовым давлением P_пл.