Способ определения коэффициента продуктивности нефтяной скважины

 

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,