Способ определения коэффициента продуктивности нефтяной скважины
Иллюстрации
Показать всеРеферат
Изобретение относится к нефтяной пром-сти и м.б. использовано для определения параметров нефтяных пластов . Цель - повышение произв-ти определения коэффициента продуктивности нефтяных скважин. В работающей на установившемся режш{е нефтяной скважине замеряют забойное давление и дебит О. После этого уменьшают режим скважины и на неустановившихся режимах в течение равных промежутков времени измеряют дебит q и забойные давления на каждом 1-м режиме. Изменение неустановившихся режимов производят в сторону уменьшения дебитов скважины. Коэффициент К продуктивности определяют из формулы К 2I(Q-q.)/ APi()l /n, L i i J где Л Pi - разность между забойным давлением на неустановившемся режиме и абойным давлением i режима, МПа; 01 - поправка на установившийся режим для i режима, n - число режимов . Полученный фактический коэффициент продуктивности характеризует установившуюся фильтрацию жидкости в пласте. S (Л
СОЮЗ СОВЕТСКИХ
СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ
РЕСПУБЛИН (19) (11) А1 (sg 4 Е 21 В 47/10
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР
ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИ (),:; ц
К А BTOPCMOMY СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4123770/22-03 (22) 10. 07. 86 (46) 30. 06. 88. Б)сл. 1(- 24 (71) Сибирский научно-исследователь— ский институт í ATRHoé промышленности (72) К.С.Юсупов и А.С.Яговцев (53) 622.241 (088.8) (56) Бузинов С.И., Умрихин И.Д. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. И.: Недра, 1973, с. 5-24.
Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин/Под ред. Г.А.Зотова, 3.С.Алиева. И.:Недра, 1980, с. 142 †1. (54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА
ПРОДУКТИВНОСТИ НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ (57) Изобретение относится к нефтяной пром-сти и м.б. использовано для определения параметров нефтяных плас— тов. Цель — повышение произв †onределения коэффициента продуктивности нефтяных скважин. В работающей на установившемся режи.е нефтяной скважине замеряют забойное давление и дебит О. После этого уменьшают режим скважины и на неустановившихся режи- мах втечение равныхпромежутков времени измеряютдебит q и забойные давления на каждом х-м режиме. Изменение неустановившихся режимов производят в сторону уменьшения дебитов скважины. Коэффициент К продуктивности определяют из формулы где hPi — разность между забойным давлением на неустановившемся режиме и забойным давлением i режима, MIIa; 8i — поправка на установившийся режим для i режима, n — число режимов. Полученный фактический коэффициент продуктивности характеризует установившуюся фильтрацию жидкости в пласте.
1406356
Изобретение относится к нефтяной промьппленности и может быть использовано для определения параметров нефтяных пластов.
Цель изобретения — повышение производительности определения коэффи; циента продуктивности нефтяных сква жин.
Способ осуществляют следующим образом.
В работающей на установившемся режиме нефтяной скважине замеряют забойное давление и дебит Q. После этого уменьшают режим скважины и на неустановившемся режиме измеряют за,бойное давление и дебит q, . Затем вновь уменьшают режим и по истечении такого же промежутка времени вновь замеряют забойное давление и дебит
Вновь уменьшают режим и на не—
1 установившемся режиме замеряют дебит и забойное давление.
По полученным данным для каждого режима определяют коэффициент продук-25
: ;тивности по формуле
И - q;)
К. (1) р, У
40
Пересчет полученных коэффициентов продуктивности К на фактические
I, производится путем определения поправки Р; на установившийся режим фильтрации жицкости в пласте. Поправка включает в себя параметр Т, характеризующий установившийся режим и определяется по формуле
+ ДР 50
Т и
1 ut+ дР (2) где t — время работы скважины на каждом иеустановившемся режи55 ме, Т вЂ” период стабилизации давления в пласте после создания в нем возмущения; где Q — установившийся дебит перед 30 началом исследований;
q; — дебит i-го режима;
ДР— разность между забойными давлениями установившегося режима и п — го режима;
Полученные таким образом значения
35 коэффициентов продуктивности не являются фактическими, характеризующими, установившуюся фильтрацию жидкости в плас ге. величины депрессий, определяемые: д7, для первого режима для второго режима (Q q, )
0,693 — — —— 4) для третьего режима дР (Q-q, ) 4)
1,099 — — — + 0,693
Й ч ) (Qqq).
2 25к. комплексный параметр
Ф вЂ” пьезопроводность пласта; — радиус скважины.
Величина Т для каждого объекта разработки определяется, как правило, эмпирическим путем либо по любой известной формуле.
Комплексный параметр l„ t определяется по формуле
0,693 дР, (Q-q,)
1 < t, (3)
ДP (Q-q )- дР, (Q-q ) где д Р, — разность между з аб ойными давлениями установившегося режима и первого неустановившегося режима; — дебит скважины на первом режиме;
Q. — установившийся дебит перед началом исследований; дР— разность между забойными давлениями установившегося режима и второго неустановившегося режима; дебит скважины на втором
2 режиме, Фактический коэффициент продуктивности нефтяной скважины, характеризующий установившуюся фильтрацию жидкости в пласте, определяют путем пересчета полученных значений коэффициентов продуктивности для каждого режима " учетом поправки Е; по формуле
Q — q ) — (\
f 1 — Вп) дР; (1 — 3 )
К (4)
IIo предлагаемому способу была исследована скважина. Величина коэффициента продуктивности составила
23,4 м /сут. МПа. Относительная ошиб3 ка = + 4,47. Изменение режимов работы скважины производилось путем
1406356 штуцирования потока выкидной задвижкой.
Формула изобретения
Составитель М.Тупысев
Техред М.Дидык Корректор Н.Король
Редактор А.Долинич
Заказ 3174/33 Тираж 531 Подписное
ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий
113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5
Производсгвенно-полиграфическое предприятие, г. Ужгород, ул. Проектная, 4
Способ определения коэффициента продук гивности нефтяной скважины, включающий исследование скважины на установившемся режиме и на неустановившихея режимах в течение равных промежутков времени с измерением дебитов и забойных давлений на каждом режиме, отличающийся тем, что, с целью повышения производительности определения коэффициента продуктивности, изменение неустановившихся режимов производят в сторону уменьшения дебитов скважины, а коэффициент продуктивности определяю из формулы — (— ц;)
К п
1 где К вЂ” коэффициент продуктивности, м /сут. МПа;
0 — установившийся дебит нефтяной скважины, м /сут; — дебит i-го неустановившего1 з ся режима, м /сут;
АР; — разность между забойным дав\ лением на установившемся режиме и забойным давлением
i-ro режима, МПа;
8; — поправка на установившийся реж м для i-го режима;
n — число режимов,