Способ определения газового фактора нефти при исследовании нефтяных скважин
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Цель - повышение точности определения при исследовании фонтанирующих скважин с забойным давлением ниже давления насыщения нефти газом. Отбирают глубинные пробы нефти с газом. Одновременно с отбором проб при установившемся режиме работы скважины замеряют давление и температуру на забое и буфере. Проводят лабораторные исследования глубинных проб нефти с газом и определяют физические свойства нефти и газа, по которым с использованием данных замеров давления и температуры определяют газовый фактор нефти. 2 табл.
СОЮЗ СОВЕТСКИХ
СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ, РЕСПУБЛИК (51) 5 Е 21 В 47/Об
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
К А ВТОРСНОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ ар см ví a+ vr )г (2) см = кс + го
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ
ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ
ПРИ ГКНТ СССР (21) 440243 1/24-03 (22) 04.04.38 (46) 15.07.90. Бюл Р 26 (71) Центральная научно-исследовательская лаборатория Производственного объединения "Укрнефть" (72) С.С.Бучковский и В.И.Свягла (53) 622.24 1 (088.8) .(56) Лаврушко П.Н. и др. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. N.:
Недра, 1964, с. 134-138.
Справочная книга по добыче нефти/ .Под ред. IJ.К.Гиматудинова. И.: Недра, 1974, с.43-49.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения газового фактора (количества газа, приходящегося на единицу объема добываемой нефти) в процессе исследования скважин, давших при освоении и испытании фонтанирующий приток нефти.
Цель изобретения — повышение точности определения газового фактора нефти при исследовании фонтанирующих скважин с забойным давлением ниже давления насыщения нефти газом.
Предлагаемый способ исходит иэ условия сохранения соотношения. между массой нефти и газа в скважинных и поверхностных (стащ артных) условиях, выражаемого уравнением
„„SU„„1578325 А 1
2 (54) СПОСОБ ОПРЕДГЛЕНИЯ ГАЗОВОГО
ФАКТОРА НЕФТИ ПРИ ИССЛЕДОВАНИИ НЕФТЯНЫХ СквиаП (57), Изобретение относится к нефтедобывающей промьпнленности. Цель — повышение точности определения при исследовании фонтанирующих скважин с забойным давлением ниже давления насыщения нефти газом. Отбирают глубинные пробы нефти с газом. Одновременно с отбором проб при установившемся режиме работы скважины замеряют давление и температуру на забое и буфере. Проводят лабораторные исследования глубинных проб нефти с газом и определяют физические свойства нефти и газа, д по которым с использованием данных @ замеров давления и температуры определяют газовый фактор нефти. 2 табл.
С:, где 0 — плотность смеси неАти и га рем
9 за в стволе скважины, г/см
1 — плотность газа в нормальных условиях;
1 — плотность нейти в нормальных (стандартных) условиях;
v + — объем смеси нефти и газа в скважинных условиях, равный внутреннему объему насосно-компрессорных труб (НКТ) в интервале от устья скважины до глубины замера забойного давления, 1578325
В=Т о (Ржав+
Рв,, }/Р, Z (Т + т „)
Т.яв
Т„„,,Т—
Рср=
306
Г.Ф. где p
1 сЯ (РМвР )/Н—. v - объем находящегося в НКТ на
r время замера давления газа (свободного и растворенного в нефти), приведенного к стан-. дартным условиям;
v„=-v В + ч„а Р,, (3) где ч — объем свободного газа,, находящегося в НКТ на время . замера давления;
v — объем находящейся в НКТ йс на время замера давления насьпценной газом нефти;
В: — объемный коэффициент газа; а — коэффициент растворимости газа в нефти, Иэ уравнения (2) имеем где Ь вЂ” объемный коэффициент нефти, v — объем сепарированной от ган за нефти, находящейся в НКТ во время забойного давления.
Подставляя в уравнение (3) выражение для заключенного в НКТ свободного газа, получаем
=(v Ь н) В +
30 г см
Из уравнения (1) определяем объем приведенной к стандартным условиям .сепарированной нефти, находящейся в
НКТ на время замера забойного давления, 7 с,у jeM — vr 1 г н р<
Разделив объем газа (5) на объем нефти (6), получаем выражение для определения газового фактора (Ф на основании замеров забойного и буферного. давлений с использованием: свойств нефти и газа; определяемых на основании исследований проб нефти и газа
В Ря-(>с (Ь В-а Рс )
1 см В $г 50 плотность сепарированной нефти, г/см
9, плотность смеси нефти и газа в стволе скважины, г/см
3. — величины забойного и буферного давлений прн фонтанировании скважины, кгс/см
Н вЂ” глубина замера забойного давления, м. объемный козфАициент газа; величины температуры в градусах Кельвина, соответственно забойной, буферной и стандартной, коэффициент сверхсжимаемости газа; объемный коэффициент нефти при среднем давлении в стволе скважины; коэффициент растворимости газа в нефти при среднем давлении в стволе скважины, м /м кгс/см, Р ) /2 — среднее значение давления
2, в стволе скважины, кгс/см
1 г — плотность газа в нормальных (стандартных) условиях, г/см
Последовательность работ при реализации способа: пуск скважины в ра. боту с ограниченным отбором продукции через штуцер диаметром 4-6 мм; по достижении установившегося режима фонтанирования, отмечаемого обычно по стабилизации устьевых давлений, производят одновременную регистрацию величин забойного и буферного давле-. ний; после нескольких часов регистрации давлений скважину закрывают для восстановления пластового давления, во время восстановления давления производят отбор не менее 3 глубинных проб нефти, а на основании лабораторных исследований глубинных проб устанавливают зависимость основных параметров газонасьпценной нефти (гаэосодержание, плотность, давление насьйцения, объемный коэффициент, вязкость, коэффициент сжимаемости) от давления; после замера пластового давления исследование скважины продолжают на нескольких установившихся
Использование данного способа позволяет повысить достоверность определения и оперативность при определении газового Аактора во время
5 . исследования скважин, определить газовый фактор при отсутствии на скважине, необходимого оборудования . с использованием для этих целей результатов замера давлений и исследования глубинных проб нефтегазовой смеси.
Формула
Способ определения газового фактора нефти при исследовании неАтяных скважин, включающий отбор глубиннь|х проб неАти с газом, их лабораторные
2О исследования и определение физических свойств неАти и газа, о т л и ч а— ю шийся тем, что, с целью повышения точности определения при исследовании Аонтанирующих скважин с
25 забойным давлением ниже давления насыщения неАти газом, одновременно с отбором глубинных проб при установившемся режиме работы скважины замеряют давление и температуру на забое и буАере, с учетом которых определяют величину газового фактора нефти.
Т а б л и ц а 1
Давление, кгс/см
Газовый
Диаметр Дебит штуцера, неАти, мм . т/сут
Аактор по замерам, м /т забойное буАерное затрубное
107 209 70,5
145 193 57,7
t 74 107 48,6
187 199 41,4
209,3
191,4
168, 2
162,1
145,8
159,5
145,8
141,2
12
Таблица2
В Г.Ф.,» /m,.
Диаметр Р штуЦера, кгс мм
2 см
t " 3 г/см ь г/см (), а, г/см м
2 м кгс/см
139,9 0,514 1 0,7285 1,32 0,845
124,5 0,4952 0,7415 1,29 0,845
i08 4 0,4429 0,7380 1,27 0 845
101 7 О 4470 О 7374 1 26 О 845
0,98 ° 10 177,0
О 96 10 108 7
0,98 10 94,5
0,98 10 88,7
218
208
211
194
12
14. режимах Аильтрации с регистрацией забойного и буферного давлений; подставляя в,уравнение (7) значения эа бойного .и буферного давлений и используя результаты лабораторных исследований неАти и газа, определяют величину газового Аактора на время замера забойного давления.
Пример. С интервала 27112834 получен фонтанный приток нефти.
В процессе исследования скважины на продуктивность проведен замер газового фактора расходомером ДП-430 через промысловый нефтегаэосборный пункт и определено его значение предлагаемым способом. Результаты промысловых измерений приведены в табл.i, а исходные данные и результаты определения газового Аактора предлагаемым способом — в габл.-2.
Среднее расхождение между замеренной величиной газового фактора и величиной, определенной данным способом, равно 11 м. /m, что составl ляет 5,4i. от средней величины по замеру. Полученная величина расхождения находится в пределах погрешности промысловых измерений на этапе исследования законченных бурением скважин до подключения их к промысловому нефтегаэосборному пункту.,изобретения
