Способ контроля состояния действующей скважины

 

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК

09) (11)

1)4 E 21 В47 00 (21) 3727820/22-03 (22) 13.04.84 (46) 30.01.86.Бюп. ж 4 (71) Башкирский государственный университет им.40-летия Октября и

Нефтегазодобывающее . управление

"Уфанефть" (72) Г.С.Дубинский, Ф.Л.Саяхов, А.С.Левченко и М.Л.Сургучев (53) 622.276 (088.8) (56) Шапиро Д.А. Физико-химические явления в горных породах и их ис° пользование в нефтепромысловой геофизике. М.: Недра, 1977.

Петров А.И. Методы и техника измерений при промысловых исследованиях скважин. М.: Недра, 1972, с.9-11. (54)(57) СПОСОБ KOHTPOJIH СОСТОЯНИЯ

ДЕЙСТВУЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ, включающий замер дебита скважины и определение . ее коэффициента продуктивности, о т. л и ч а ю шийся тем, что, с целью сокращения времени на проведение контроля и повышения точности определения коэффициента продуктивности скважины, одновременно с измерением дебита определяют мощность тока протекания в призабойной зоне скважины, а коэффициент продуктивности определяют по формуле (2

К= и где К вЂ” коэффициент продуктивности ) Ф скважины, м /сут е кг с/см э

И - дебит скважины, м /сут; Мд - мощность тока протекания,Вт.

Опии

Ю

CO

00 4 сО

1208198

По ан,огни с мощностью электр""еского тока произведение 1„ с „ назовем электрической мощностью фильтрующегося потока или мощностью тока

5 протекания (7) 10

Изобретение относится к технике и технологии добычи нефти и может быть использовано преимущественно . для исследования призабойных зон скважин и контроля их состояния, Цель изобретения — сокращение времени на проведение контроля состояния скважины и повышение точности определения ее коэффициента продуктивности.

Известно, что при фильтрации жидкостей в капиллярных системах в последних возникают электрокинетические явления, о которых можно судить по потенциалу протекания и току протекания. Связь этих величин с параметрами пласта и фильтрующейся жидкости описывается формулами Гельмгольца — Смолуховского

С учетом (7) формулу (6) перепишем

2 (8) ь

Таким образом, измерив во время работы скважины ее дебит и одновременно с этим мощность тока протекания в призабойной зоне пласта, с помощью формулы (8) можно определить коэффициент продуктивности скважины в данный момент времени, при существующих забойном и динамическом пластовом давлении.

25 где с „

30

40 ролита.

Откуда получаем (4) 50

Я

476 П (1) 4 1 dv, П и gq L Q y (2) — потенциал протекания; — ток протекания; — электрокинетический потенци ал;

E - диэлектрическая проницаемость жидкости; — удельная проводимость жидкости

4 — коэффициент вязкости жидкости — перепад давления (депрессия ); — расход жидкости в единицу времени (дебит);

g, ll — коэффициенты, учитывающие адсорб донные и структурные параметры пласта и свойства жидкости как электИз формул 1 и 2 получаем следующее соотношение:

q„(3)

1„ьР

1п Ч и д

11роизведем подстановку выражеЯ ния (4) в формулу К = — (5) для аР определения коэффициента продуктивности скважины и получим

Q (6)

К=— л п

Контроль за состоянием действующей скважины по коэффициенту продуктивности предлагаемым способом производится следующим образом: в течение времени измерения дебита скважины измеряют мощность тока протекания в призабойной зоне скважинь1 длительность измерения дебита зависит от характеристик измерительного устройства и меняется от 2 до 10 ч).

Для расчета коэффициента продуктив.ности по формуле (8)берут среднее значение мощности тока протекания, полученное за интервал времени измерения дебита. По полученному в результате измерений и расчетов коэффициенту продуктивности оперативно судят о состоянии действующей скважины. Например, скважина Р 247

Сергеевского месторождения имеет следующие характеристики: пластовое давление Р 258,5 атм; забойное давление Р 230,5 атм., дебит жидкости Q 19,7 м /с; эффективная мощность пласта . 6,8 м; обводненность продукции В 61Х вязкость нефти в пластовых условиях 3 содержание асфальтенов и силикагелевых смол 17,57.; содержание парафина 4,8%; проницаемость призабойной зоны (.40 мД; коэффициент пром /с

j дуктивности К 0,70; диэлектрическая проницаемость жид-ю а.с кости Е 10 ; удельная проВ,м

-6 водимость жидкости б 1,1 10 ом м

3 1208198 электрокинетический потенциал (0,1 В; параметры пласта — = 1.

М

П

Определим коэффициент продуктивности по формуле (5)

19,7

0704 () Составитель M, Ó iñe

Техред N.Ïàðîöàé

Редактор Ю.Середа

Корректор А.Тяско

Заказ 211/40 Тираж 548

ВНИИПИ Государственного комитета СССР .по делам изобретений и открытий

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

Подписное филиал ППП "Патент", r.Óæãîðîä, ул.Проектная, 4

Подставляя исходные данные в формулы (1), (2) и (7 ) определяем потенциал протекания, ток протекания и мощность тока протекания W

= 551 Вт.

Подставляя данное значение в формулу.(8), определяем коэффициент продуктивности г 3

К 9л7 0 704 (м /с

551 1 ат

Коэффициенты продуктивности, определенные обоими способами, равны.

Использование нредлагаемого спо- < соба позволит сократить время опре. деления состояния призабойной зоны скважины в 5-10 раз, исключить остановку скважины на 1-7 сут для определения динамического пластового давления, повысить на 10-20Х точность определения коэффициента продуктивности за счет того, что

10 способ не основан на допущении о равенстве забойногб давления в остановленной скважине динамическому пластовому давлению между работан|цими скважинами, за счет замены измерения

15 давлений жидкости измерениями электрической величины, а также за счет исключения методической ошибки, связанной с допущением о неизменности забойного давления и дебита на одном

20 режиме с течением времени.