Способ определения изменения забойного давления b скважинах

 

ОПИСАНИЕ

ИЗОБРЕТЕНИЯ

Союз Советскик

Социалистических.Республик

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (61) Дополнительное к авт. свид-ву,— (22) Заявлено 240478 (21) 2607981/22-03 (51) М. Кл. с присоединением заявки ¹

Е 21 В 47/06

Государственный комитет

СССР но делам изобретений н открытий (23) Приоритет

Опубликовано 1505.81. Ьюллетеиь N9 18 (53) УДК 622.242 (088;8) Дата опубликования описания 180581 (72) Авторы изобретения

И.Г. Хангильдин и М.Л. Пе

Башкирский государственный научно и проектный институт нефтяной про нефтян зй проьышленности СС (71) Заявитель два

Ф

/ (54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ИЗМЕНЕНИЯ ЗАБОЙНОГО

ДАВЛЕНИЯ В СКВАЖИНАХ

Известный способ исследования несовершенен, так как s процессе спуска или подъема прибора могут возникать обрывы проволоки или захлесты, что ведет или к поломке прибора, или к снижению точности замеров давления в результате неисправностей тех или иных механизмов глубинного манометра, возникающих вследствие. ударов последнего о колонну насосно-компрессорных труб или обсадную колонну скважиьы. Кроме того, известный способ исследования может быть применим лишь в тех скважинах, где зазор между колонной насосно-компрессорных труб и обсадной колонной позволяет прохождение прибора. Все перечислен« ные факторы в конечном счете влияют на точность определения гидродинамических параметров пластов.

Йзобретение относится к гидродина мическим исследованиям пластов и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности.

Известен способ исследования глубиннонасосных скважин с регистрацией давления глубинным манометром, спускаевым в скважину на проволоке через эатрубное пространство 1Ц .

Известен также способ определения йзменения забойного давления в водяных скважинах путем замеров давления на устье в насосно-компресрорных трубах: вокруг насосно-компрессорных труб создают термоизолирующую среду путем пуска скважины на излив через затрубное пространство (.2).

Однако такой способ может быть применен только в изливающихся скважинах, т.е. в скважинах с высоким пластовым давлением.и конструкцией.подземного оборудования, допускающей возможность излива через эатрубное

15:пространство.

Цель изобретения — обеспечение возможности определения изменения давления в неизливающихся скважинах, 20 оборудованных гидроштанговымн насосными установками, работающими при давлениях не ниже давления насыщения жидкости газом, путем создания гидравлической связи между забоем скважины и устьем.

Указанная цель достигается за счет того, что замер устьевого давления производят после перекрытия вы30 кндной линии насоса, а изменение за829898 4

kh

Зная i, находим — — гидропроводность пласта

kh 23 2 3 11 57 1I76

4У3 4 и ° 1,41

ЬР = F 6 Р

Fz изменение забойного и устьевого цавлений, кгс/см меньшая и большая площадь плунжера насоса, см и лР„ где ьР

158,16

F„

На чертеже представлена принципиальная схема устройства, с помощью которого осуществляется данный способ.

После достижения дифференциальным плунжером нижнего положения отключают поверхностный силовой насос. При этом начинается ход плунжера 1 вверх и подъем откачиваемой среды по насосно-компрессорным трубам 2 за счет энергии, аккумулированной в надпакерной зоне кольцевого пространства 3 и энергии пласта, действующих на упомянутый плунжер снизу. Таким образом достигается гидравлическая связь за- 25 боя скважины с устьем. B это время, при режиме разрядки энергии, закрывают задвижку на выкидной линии 4 и начинают регистрировать показания устьевого мнометра 5 во времени до восста-3О новления давления. Полученную кривую восстановления давления на устье пе- . ресчитывают в кривую восстановления забойного давления по формуле j1) и обрабатывают известными методами З5 с целью определения гидродинамических параметров пласта.

H p и м е р . Определение парамет- ров пласта.

4О

Дебит скважины до остановки Я =

106 м /сут, пористость пласта m =

Ъ

0,18," эффективная мощность

17,6 м сжимаемость нефти i3« =

11 10 см /кгс, сжимаемость среды 45

1-10 см /кгс; большая площадь — 5 2. дифференциального плунжера Fz =56 мм меньшая площадь плунжера Fz = 32 мм; соотношение площадей — = 1,75.

Р2.

1,50

2,06

120

2,080

2,477

2,778

0,86

1,21

2,08

300

600

3, 55.

900 2,954

1200 3,078

2,57

4,50

2,92

3,52

3,84

5,11

1500

3,176

3,255

6,17

6,70

7,00

1800

2400

3,380

3,477

3,556

3,623

3,681

3,732

3, 778

4,00

4,09

4,17

3000

7,15

Результаты исследования скважины со снятием кривой восстановления давления на устье приведены в таблице.

3600

7,30

4200

4,23

7,40

Зная зависимость ьР f (Opt), строим кривую восстановления забойного давления. Выделяем прямолинейный участок и выбираем две точки, по которым находим угловой коэффициент

4800

4,27

4,30

4,37

7,48

7,55

6000

7,65

7800

3,891

3,982

4,158

4,40

4,49

4,64

7,70

ЬP -25 Ра

eg<, -е с

8,1-7 0 — 1 41

4,158-3,380

9600

7,85

8,10

14400 бойного давления определяют из следующего соотношения:

Отсюда можем определить коэффициент пьезопроводности

158,16

1,760, 8 1 +1 10 — 3012,5 см /c и

Использование предлагаемого способа позволит получить экономический эффект за счет обеспечения возможности определения гидродинамических параметров пластов в неизливающихся скважинах, оборудованных гидроштанговыми насосными установками, а также за счет упрощения измерений забойных параметров за счет создания гидравлической связи между забоем скважины и устьем, позволяющей исключить такие подготовительные операции, как оборудование скважин специальными приспособлениями (эксцентричные планштайбы, суфлеры и др.) и спуск прибора.

829898

Формула изобретения

ВНИИПИ Заказ 3189/46 Тираж 627, Подписное

Филиал ППП "Патент", г. Ужгород, ул. Проектная, 4

Способ определения изменения забойного давления в скважинах, оборудованных насосно-компрессорными трубами, путем измерения изменения устьевого давления во времени, о т л и ч а ю щ и й. с я тем, что, с целью воэможности определения изменения давления в неиэливающихся скважинах, оборудованных гидроштанговыми насосными установками, замер устьевого давления производят после перекрытия выкидной линии насоса, а изменение забойного давления определяют иэ следующего соотношения:

A Руст

Ъ р — изменение заб(йного давления, кгс/см

УСг .

P — изменение устьевого дав2, ления,. кгс/см

F — меньшая площадь плунжера

1 насоса, см-

F — большая площадь плунжера

Я. .к насоса, см

Источники информации, и ринятые во внимание при экспертизе

1. Репин Н.Н. и др. Технология механизированной добычи нефти. М.

"Недра", 1976, с. 61-72.

2. Авторское свидетельство СССР

Р 501148, кл. Е 21 В 47/06, 30.01.76.