Результаты исследований добывающей нефтяной скважины

Номер режима	, МПа	q, т/сут
суммарный по скважине	пласта I	пласта II	пласта III
	17,50 17,66 17,91 18,17		61,2		86,8

В газовых скважинах без конденсата и без воды на забое пластовое давление молено определить по данным об устье­вом давлении и плотности газа по формуле

(ХШ.15)

или по барометрической формуле

(XIII. 16)

- давление на устье скважины; — относительная плотность газа по воздуху; Н — глубина залегания середины пласта; — средняя температура; Z_cp — средний коэффи­циент сверхсжимаемости газа при средних давлении и темпе­ратуре.

Значение забойного давления может быть получено только при установившемся режиме работы скважины. В нефтяных скважинах его можно определить несколькими способами в зависимости от назначения и оборудования скважины. В на­гнетательных, фонтанирующих, газлифтных, а также в меха­низированных скважинах, оборудованных для спуска глубинных приборов в затрубное пространство, его замеряют так лее, как и пластовое, — прямым способом при спуске манометра к середине пласта. В скважинах, в которых спуск глубинного манометра на нужную глубину встречает трудности, замер производят на максимально возможной глубине с последую­щим пересчетом полученного значения на нужную глубину.

Рис. 89. Индикаторные диаграммы нефтяных пластов I (1), II (2), III (3) и эксплуатационного объекта в целом (4):

— дебиты скважин по нефти; р — давление

В нагнетательных и фонтанирующих скважинах забойное давление определяют также расчетным путем по значению устьевого давления. При этом следует учитывать, что пересчет устьевого давления (буферного давления ) в насосно-компрессорных трубах может приводить к существенным погрешностям из-за неточности поправок на потери на тре­ние при подъеме жидкости. Предпочтительнее пользоваться устьевым давлением в межтрубном пространстве (затрубное давление ), не подверженном влиянию движения жидкос­ти. Использование для расчета возможно при идентично­сти жидкости и газа в насосно-компрессорных трубах и межтрубном пространстве.

В механизированных скважинах, не приспособленных для спуска глубинных приборов, значения забойного давления определяют по глубине динамического уровня в межтрубном пространстве. При добыче безводной нефти и превышении давления на приеме насоса над давлением насыщения нефти газом применяют расчетную формулу

(XIII. 17)

где Н — глубина скважины до середины пласта; — глу­бина динамического уровня; — плотность пластовой неф­ти; р_г — давление столба газа на динамическом уровне в межтрубном пространстве, определяемое из устьевого давле­ния по (XIII. 16).

При обводненной нефти и превышении давления насыще­ния над давлением на приеме насоса расчеты усложняются.

Для газовых скважин давление рассчитывают по формуле (XIII. 16), в которой вместо используют при работе скважины по насосно-компрессорным трубам.

В водонагнетательных скважинах забойное давление мож­но определять исходя из значения давления на устье в меж­трубном пространстве :

(XIII. 18)

Где - среднее арифметическое значение плотности зака­чиваемой воды на устье ( ) и на забое ( ) скважины.

Для измерения забойного и пластового давления в скважи­нах применяют глубинные манометры, спускаемые на прово­локе и обеспечивающие местную регистрацию давления (не­посредственно в камере прибора) на специальном бланке, — геликсные манометры типов МГГ-63/250, МГН-2 и другие, пружинно-поршневые манометры типа МГП-1 и др. Широко применяют также дистанционные комплексные приборы ти­па "Поток-5", спускаемые в скважину на кабеле и позволя­ющие наряду с регистрацией давления фиксировать дебит, содержание воды в продукции и некоторые другие важные показатели работы скважины.

В случаях, когда необходимо получить достаточно точную кривую изменения давления на забое скважины (после ее ос­тановки или в результате изменения режима работы этой или других скважин), применяют пневматические манометры ти­пов ДГМ-4М и ДГМ-5 — дифференциальные.

Для измерения забойного и пластового давления механи­зированных скважин, оборудованных для спуска приборов в межтрубное пространство, используют малогабаритные пру­жинно-поршневые манометры типа МПМ-4 и пневматичес­кого типа МДГМ. В таких скважинах замеры можно выпол­нять также геликсным манометром МГН-2У, укрепляемым на насосно-компрессорных трубах под насосами и спускаемым в обсадную колонну. Глубинные манометры разных типов обладают неодинаковыми точностью, надежностью в эксплуа­тации, чувствительностью к температуре в скважинах, преде­лами измерения, масштабом записи. Поэтому тип манометра необходимо выбирать с учетом термодинамических условий месторождения и задач исследования.

Замеры статических и динамических уровней в водяных и нефонтанирующих нефтяных скважинах для определения пластового или забойного давления могут быть выполнены с помощью пьезографов и эхолотов различных конструкций.

Давление на устье добывающих газовых, фонтанных неф­тяных и водонагнетательных скважин замеряют поверхност­ными (устьевыми) манометрами.