Способ определения продуктивности нефтяной или газовой скважины

Способ определения продуктивности нефтяной или газовой скважины

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

Использование: для определения продуктивных характеристик нефтяных и газовых скважин. Сущность изобретения: измеряют дебит и забойное давление на установившемся режиме и в течение равных промежутков времени на нескольких неустановившихся режимах. По формулам, используя полученные значения, определяют установившееся значение дебита и забойного давления для каждого неустановившегося режима. По полученным значениям определяют коэффициент продуктивности скважины. Продолжительность исследований на каждом неустановившемся режиме устанавливают равной половине времени, необходимого для стабилизации режима. 1 ил.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПАТЕНТНОЕ

ВЕДОМСТВО СССР (ГОСПАТЕНТ СССР) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4929101/03 (22) 18.04.91 (46) 23.06.93. Бюл. N 23 (71) Центральная научно-исследовательская лаборатория Производственного объединения "Укрнефть" (72) С.С. Бучковский и В.М. Свягла (56) Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. Г.А.Зотов и др. - M.: Недра, 1980, с.142-144.

Авторское свидетельство СССР

N1406356,,кл, Е 21 В 47/10, 1986, (54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ НЕФТЯНОЙ ИЛИ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для определения продуктивных характеристик нефтяных и газовых скважин.

Целью изобретения является сокращение сроков и снижение затрат на исследование законченных бурением скважин.

Положительный эффект от использования способа достигается эа счет сокращения затрат времени и средств нв исследование скважин, Сущность изобретения заключается в том, что продолжительность исследований на каждом неустановившемся режиме устанавливают равной половине времени, необходимого для стабилизации режима, а для Ж «1822900 А1 (57) Использование; для определенная продуктивных характеристик нефтяных и газовых скважин. Сущность изобретения: измеряют дебит и забойное давление на установившемся режиме и в течение равных промежутков времени на нескольких неустановившихся режимах, По формулам. используя полученные значения, определяют установившееся значение дебита и забойного давления для каждого неустановившегося режима. По полученным значениям определяют коэффициент продуктивности скважины. Продолжительность исследований на каждом неустановившемся режиме устанавливают равной половине времени, необходимого для стабилизации режима.

1 ил. каждого неустановившегося режима определяют установившиеся значения дебита и забойного давления из выражений: (_#_ — при изменении режимов в сторону (» увеличения дебита: М

Qn-а +(Q.n-а -1)Ag О

Pn - Pen - (Pn-1- Рнп) Ар. (1) — при изменении режимов в сторону снижения дебита;

Qn 0м (Qn-1 Qsn)

Рп Пнп + (Рнп Рп-1) Ар р1 31 где On — величина установившегося дебита а для очередного режима работы скважины, м /сут; Pn — величина установившегося за3 бойного давления для очередного режима работы скважины. МПа, Q>n — неустановившееся значение дебита по истечении поло1В22900 вины времени стабилизации режима; P»вЂ” неустановившееся значение забойного давления по истечении половины времени стаh,Î, билизации режима; Ая = пп — Gn — 1 поправочный коэффициент по дебиту; Ар =

Л Рп — поправочный коэффициент

Рнп Рп — 1 по давлению; ЛОп — разность между величиной дебита при установившемся режиме и

его значением по истечении половины времени стабилизации режим ; LV и — разность между установившейся величиной забойного давления и его значением по истечении половины времени стабилизации режима.

Существенными отличительными признаками изобретения являются: — продолжительность каждого неустановившегося режима исследования скважины на приток устанавливают равной половине времени полной стабилизации режима, определяемого на основании исследования при установившемся режиме отбора продукции; — установившиеся значения дебита и забойного давления для неустановившегося режима фильтрации определяют на основании неустановившихся их величин, измеряемых по истечении половины времени стабилизации.

Способ осуществляют следующим образом. — после получения промышленного притока продукции скважину пускают в работу на первом иэ планируемых режимов исследования и производят регистрацию изменения дебита и забойного давления; — на момент стабилизации режима отбора измеряют установившиеся значения дебита и забойного давления и переводят скважину на следующий режим отбора: — по истечении половины продолжительности стабилизации режима измеряют значения дебита и забойного давления и осуществляют перевод на последующий режим отбора продукции; — используя значения измеряемых неустановившихся величин дебита и забойного давления из формул (1) и (2) определяют установившиеся их значения для каждого исследуемого режима.

Пример. Скважиной вскрыт продуктивный пласт в интервале 2550-2600 м. После получения фонтанирующего притока нефти скважина была закрыта для восстановления пластового давления, величина которого составила 35 МПа на глубине 2550 м.

В соответствии с планом, предусматривающим исследование на 4-х режимах отбо10

55 ра продукции. после замера пластовогодавления скважина была введена в работу на первом режиме через штуцер диаметром 6 мм и осуществлена регистрация изменения дебита и забойного давления до полной их стабилизации. Продолжительность стабилизации режима — 84 ч.

Измерения в процессе стабилизации режима дали следующие результаты; дебит нефти на средину периода стабилизации—

27 м /сут., в конце периода стабилиэации—

23 м /сут, забойное давление в тех же точэ ках соответственно равно 28 МПа и 24 МПа.

В соответствии с полученными данными поправочные коэффициенты составляют;

27-23 по дебиту: Ag =- г 0-0148;

28 — 24 по забойному давлению: Ап =

=0,143.

По истечении периода стабилизации режима работы скважины через 6 мм штуцер осуществлен перевод на 8 мм штуцер и проведены замеры дебита и забойного давления по истечении половины периода стабилизации, составившие, соответственно, 29,5 м и 20,6 МПа.

Используя уравнения (1), определены установившиеся значения дебита и забойного давления для 8 мм штуцера:

0 = 29,5 + 0,148 (29,5-23) — 30,5 м /сут;

P = 20,6+ 0,143 (24,0 — 20) = 20,1 МПа.

Аналогично проведено исследование на штуцерах 10 и 12 мм с определением установившихся значений дебита и забойного давления (см.таблицу).

Практически равные значения коэффициентов продуктивности, рассчитанные на основании измерений дебита и забойного давления как при установившихся, так и при неустановившихся режимах фильтрации, свидетельствуют о надежности и точности предложенного способа.

Оормула изобретения

Способ определения продуктивности нефтяной или газовой скважины, включающий исследование скважины на ус1ановившемся режиме и в течение равных промежутков времени на нескольких неустановившихся режимах с измерением дебита и забойного давления перед переходом на последующий режим и определение коэффициента продуктивности скважины по полученным значениям, о т л ич а ю шийся тем, что, с целью сокращения сроков и снижения затрат на исследование законченных бурением скважин, продолжительность исследовании на каждом неустановившемся режиме устанапливают равной половине времени, негб..пап 0<0 для ста1822900 ьР! аР!

Составитель В,Свягла

Техред М. Моргентал Корректор Л.Филь

Редактор А.Бер

Заказ 2175 Гираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., 4/5

Проиэводственно-издательский комбинат "Патент", г, Ужгород, ул.Гагарина. 101 билизации режима. а для каждого неустановившегося режима определяют установившиеся значения дебита и забойного давления из выражений; при изменении неустановившихся режимов в сторону увеличения 5 дебита

On - Онп+(Онп -On-1) Ag, Pn = П.. - (Pn1 Р..) Ap при изменении неустановившихся режимов 10 в сторону снижения дебита:

On = Онп - (On-1 - Оно) Ао, Рп = Рнп+ (Рнп - Рп-1) Ар, где On — величина установившегося дебита для очередного режима работы скважины, 15 м /сут;

Рп — величина установившегося забойного давления для очередного режима работы скважины МПа;

ОНп неустановившиеся значения дебита по истечении половины времени стабилизации режима;

Ац - ЛО п /(О и-1 4- Он л) — Н ОП ра ВОЧ Н Ы и коэффициент по дебиту;

Ар = hPn/(Pn-1 + P») — ПОПРаВОЧНЫй коэффициент по давлению;

Ж), — разность между величиной дебита при установившемся режиме и его значением по истечении половины времени стабилизации режима;

И)п — разность между величиной забойного давления и при установившемся режиме и его значением по истечении половины времени стабилизации режима;

Рнп — неустановившееся значение забойного давления по истечении половины времени стабилизации режима.