Нефтяных пластов I (1), II (2), III (3)

и эксплуа­тационного объекта в целом (4):q_н — 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 Р_буф) 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 Р_затр), не подверженном влиянию движения жидкости. Использование Р_затр 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

Р_заб = (Н – h_дин)(ρ_н / 102)ρ_г, (XIII.17)

где Н — глубина скважины до середины пласта; h_дин- глубинадинамического уровня; ρ_н – плотность пластовой нефти; — давление столба газа на динамическом уровне в межтрубном пространстве, определяемое из устьевого давле­ния по (ХIII.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 Р_у используют Р_затр при работе скважины по насосно-компрессорным трубам.

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

где ρ_в – среднее арифметическое значение плотности закачиваемой воды на устье (ρ_в.у.) и забое (ρ_в.з.) 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-6З/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.