пластовий тиск # 8209; це тиск флюїдів проти середини перфорованого інтервалу в тривало простоюють свердловинах і в свердловинах діючих, але зупинених на період стабілізації забійного тиску. Воно визначається:
1) шляхом прямих вимірювань глибинними манометрами;
2) шляхом перерахунку за допомогою формул за величиною гирлового статичного тиску;
3) по глибині статичного рівня;
4) за величиною дросельної теплової аномалії працюють пластів.
Розрізняють початкове та поточне пластові тиску. Початковий пластовий тиск визначають до початку інтенсивної розробки, коли не порушені початкові термодинамічні умови пласта зі свердловин, не було істотного відбору флюїдів. Поточне пластовий тиск визначають на певну дату розробки поклади.
забійні тиск # 8209; це тиск флюїдів в діючих видобувних і нагнітальних свердловинах на глибині середини інтервалу перфорації. Його визначають:
1) прямим вимірюванням глибинними манометрами на забої усіх видів свердловин, обладнаних для спуску глибинних приладів через затрубний простір;
2) вимірюванням глибини динамічного рівня;
3) вимірюванням тиску на гирлі свердловин.
У видобувних свердловинах рзаб <рпл . в нагнетательных – рзаб> рпл. Основною вимогою до визначення забійного тиску є забезпечення вимірів при сталому режимі роботи свердловин.
У чисто газових свердловинах пластовий тиск РГ не визначають прямими вимірами, а розраховують відповідно до величини гирлового тиску # 961; у і відносної щільності газу по повітрю # 948; Г по барометрической формулою
де Нп # 8209; глибина середньої точки інтервалу перфорації; Zср # 8209; середній коефіцієнт сверхсжімаемості газу при середніх тиску і температурі ТСР в стовбурі свердловини.
У газових свердловинах зі стовпом рідини на вибої пластовий тиск визначають за співвідношенням
де # 961; г # 8209; тиск газу на глибині статичного рівня, що розраховується за формулою, МПа; Нст # 8209; глибина статичного рівня, м; # 948; Ж # 8209; середня щільність рідини в інтервалі глибин від Нп до Нст.
Наявність відомостей про тисках в окремих пластах, що розробляються спільно, дозволяє встановлювати інтервали підвищеного впливу на них закачуваних вод і тим самим прогнозувати випереджаюче обводнення цих інтервалів.
Особливого підходу вимагають дослідження малодебітних фонтануючих свердловин (до 40 м 3 / добу). По режиму роботи їх можна розділити на що працюють стаціонарно і періодично (в пульсуючому режимі). У першому випадку дослідження проводять звичайним способом з додатковим контролем сталості режиму дистанційним манометром. Періодично фонтануючі свердловини повинні досліджуватися за спеціальною методикою, що базується на попередньому вивченні режиму їх роботи. Вивчення проводиться в три цикли.
Перший цикл (в закритій свердловині) передбачає визначення положення вибою, інтервалу перфорації, черевика насосно-комнрессорних труб, нефтеводораздела і отримання фонових кривих температури і тиску.
Другий цикл включає реєстрацію тиску і припливу під час пуску свердловини в роботу. Комплексний прилад, який має датчики витрати і тиску, поміщають над об'єктом і знімають їх показання за часом після пуску свердловини в роботу до припинення її роботи. Після цього свердловину закривають для відновлення забійного тиску.
Третій цикл досліджень проводиться після наступного пуску свердловини в роботу в період стабільного дебіту. Реєструються діаграми витратометрії і барометр, потім # 8209; індикації припливу і складу рідини, термометрії. Обробка результатів досліджень при стабільному режимі роботи свердловини проводиться в звичайному порядку.
Мал. 22. Індикаторні діаграми, отримані при дослідженні многопластового об'єкта:
1-3 - індикаторні діаграми для трьох окремих шарів, 4 - сумарна індикаторна діаграма;
сумарнетиск # 961; 4 = 16,2 МПа
Початкова ділянка індикаторної лінії на графіку Q = f (# 961; заб) часто близький до лінійного. Екстраполюючи індикаторні лінії до нульового дебіту (Q = 0), тобто до перетину з віссю абсцис, отримують величину пластового тиску для кожного пласта окремо. Якщо тиску в пластах отримують різні, то це вказує на перетоки рідини між ними в початковий період. Перетоки можуть бути тривалими, якщо в оточуючих свердловинах відбір ведеться з одного пласта, а закачування - в інший пласт.
З рис. 22 видно, що індикаторні лінії, зняті на чотирьох режимах роботи свердловини, мають лінійний вигляд, що свідчить про усталені режимах їх роботи. Пластовий тиск, визначене за сумарною кривої 4 для всіх трьох шарів, виявилося менше пластового тиску, знайденого по діаграмі для нижнього шару (крива 3). Отже, в закритій свердловині імовірний перетікання з нижнього пла-ста в верхні. Для встановлення перетікання витратомір необхідно помістити між пластами і після закриття свердловини зняти криву зміни дебіту в часі.
Результати вимірювання пластового тиску можуть використовуватися як для побудови карт ізобар на певну дату, так і при інтерпретації матеріалів інших методів дослідження свердловин.
1. Якими способами можна виміряти пластовий тиск?
2. Якими способами вимірюється забійні тиск?
3. Які завдання вирішуються за даними вимірювання тиску?