Способ поиска проблемных скважин нефтяной залежи для проведения в них стимуляции методами опз или грп

Изобретение относится к исследованию скважин, а именно к выбору скважин с закольматированной призабойной зоной пласта (ПЗП). Способ включает геофизические исследования скважин, а также лабораторные исследования керна, систематический замер дебита нефти, жидкости. В скважинах проводят гидродинамические исследования с выявлением скважин с повышенным скин-фактором. При этом для поиска проблемных скважин с закольматированной ПЗП используется графическая корреляция текущих значений фактического дебита жидкости скважины (ось Y) и показателя ее потенциала (ось X), рассматривающая сразу все добывающие скважины залежи, запущенные в работу за один период времени. При этом показатель потенциала скважины рассчитывается как произведение величин вскрытой начальной нефтенасыщенной толщины пласта, средней проницаемости ПЗП, разности между текущими пластовым давлением и забойным давлением в скважине, деленное на вязкость добываемой жидкости в пластовых условиях, а вязкость добываемой жидкости рассчитывается как среднее арифметическое от вязкости нефти и воды в пластовых условиях с учетом их содержания в продукции. Проблемными скважинами с вероятной кольматацией ПЗП признаются скважины, точки которых расположены на корреляции заметно ниже прямой, интерполирующей точки, подчиняющиеся прямой зависимости дебита жидкости скважины от ее показателя потенциала. При этом для отмеченных проблемных скважин строятся динамики дебита жидкости, нефти и воды за последний период эксплуатации и для проведения обработки призабойной зоны (ОПЗ) отбираются лишь те проблемные скважины, для которых падение дебита жидкости сопровождается падением дебита нефти. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

 

Изобретение относится к исследованию скважин, а именно к выбору скважин с закольматированной осадками призабойной зоной пласта для проведения в них стимуляции с использованием обработки призабойной зоны (ОПЗ) или гидроразрыва пласта (ГРП).

Известен способ подбора скважин для стимуляции с проведением ОПЗ, заключающийся в анализе величины остаточной нефтенасыщенности их призабойной зоны пласта (ПЗП), а также расстояния остаточных запасов от забоя скважины [1, аналог]. Преимущества при этом отдаются тем скважинам, которые характеризуются наибольшей остаточной нефтенасыщенностью ПЗП. Недостатком данного способа является сложность расчета текущей нефтенасыщенности ПЗП скважины на основе ее текущей обводненности продукции с использованием функции Бакли-Леверетта, из-за сложности точного определения данной функции, т.к. существует возможность обводнения продукции скважины не только вытесняющей нефть водой, но и водой чуждой или подошвенной, что отрицательно скажется на точности расчета нефтенасыщенности, а также дороговизна инструментального определения текущей нефтенасыщенности ПЗП одновременно всех скважин залежи.

Известен способ подбора скважин для проведения ОПЗ, заключающийся в анализе величин текущей обводненности продукции (1), накопленного водожидкостного фактора (2), текущего темпа отбора приходящихся НИЗ нефти (3) и приходящихся остаточных извлекаемых запасов нефти (4) [2, аналог]. Преимущества отдаются тем скважинам, которые имеют наименьшие величины для трех первых показателей и наибольшие для четвертого.

Оба описанные способа не учитывают такой важный фактор эффективности стимуляции скважин с проведением ОПЗ или ГРП, как степень кольматации ПЗП осадками. Из практики известно, что основной задачей стимуляции скважины и основным фактором ее эффективности является очистка ПЗП скважины от кольматации осадками твердых углеводородов и минеральных солей. При этом чем выше степень кольматации ПЗП, тем при одинаковых условиях выше эффект от стимуляции в виде относительного прироста дебита нефти.

Известен способ подбора скважин для проведения ОПЗ или ГРП, заключающийся в анализе результатов гидродинамических исследований скважин, проводимых методом восстановления пластового давления [3, прототип]. При этом преимущества отдаются скважинам с наиболее высокими значениями скин-фактора, определенного по результатам гидродинамических исследований. Недостатками данного способа подбора скважин для проведения стимуляции является необходимость затрат достаточного времени и средств на проведение гидродинамических исследований скважин, необходимость остановки скважин для проведения в них исследований, что ведет к потерям в добыче нефти, а также невозможность одновременного проведения таких исследований одновременно на всех скважинах залежи.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Предлагаемый способ поиска проблемных скважин нефтяной залежи с закольматированной ПЗП для проведения в них стимуляции с использованием ОПЗ или ГРП включает проведение в ходе бурения скважин специальных геофизических исследований, а также лабораторных исследований керна продуктивного пласта, позволяющих определить для каждой скважины толщину вскрытого нефтенасыщенного пласта, а также его проницаемость, физико-химических исследований свойств пластовой нефти и воды, систематический замер для каждой скважины дебита жидкости и нефти, забойного и пластового давления; при этом для поиска проблемных скважин с закольматированной ПЗП используется графическая корреляция текущих значений фактического дебита жидкости скважины (ось Y) и показателя ее потенциала по жидкости (ось X), рассматривающая сразу весь добывающий фонд залежи; при этом показатель потенциала скважины по жидкости рассчитывается как произведение величин вскрытой начальной нефтенасыщенной толщины пласта, средней проницаемости ПЗП, разности между текущими пластовым давлением и забойным давлением в скважине, деленное на вязкость добываемой жидкости в пластовых условиях; при этом вязкость добываемой жидкости рассчитывается как среднее арифметическое от вязкости нефти и воды в пластовых условиях с учетом их содержания в продукции; а проблемными скважинами с вероятной кольматацией ПЗП признаются скважины, точки которых на корреляции расположены заметно ниже прямой, интерполирующей точки, подчиняющиеся прямой зависимости дебита жидкости скважины от ее показателя потенциала по жидкости.

При этом точки на корреляции, максимально соответствующие прямой зависимости дебита жидкости от показателя потенциала по жидкости, а также интерполирующая их прямая определяются статистическим способом.

Потенциал ОПЗ в проблемной скважине рассчитывают как разницу между потенциальным ее дебитом жидкости и фактическим, а потенциальный дебит жидкости определяют как дебит, соответствующий значению показателя потенциала данной скважины согласно вышеописанной прямой зависимости.

Решаемой задачей и техническим результатом настоящего изобретения являются повышение эффективности способа выявления на залежи нефти проблемных скважин с закольматированной ПЗП для проведения в них стимуляции. Задача решается путем одновременного анализа всего фонда добывающих скважин залежи и выявления в нем всех проблемных скважин по продуктивности, что сокращает затраты времени и средств на исследования.

Способ осуществляется следующей последовательностью операций.

1) Проведение промыслово-геофизических исследований скважин при их бурении, а также лабораторных исследований керна, определение для каждой скважины величин вскрытой начальной нефтенасыщенной толщины пласта и средней проницаемости ПЗП; физико-химических исследований свойств пластовой нефти и воды.

2) Систематический замер дебита нефти, жидкости и обводненности продукции каждой скважины залежи, а также ее забойного и пластового давления.

3) Расчет для каждой скважины текущей вязкости добываемой жидкости как среднее арифметическое от значений вязкости нефти и воды в пластовых условиях с учетом их содержания в продукции.

4) Построение графической корреляции значений фактического текущего дебита жидкости скважины (ось ординат) и расчетного показателя ее потенциала по жидкости, охватывающей весь добывающий фонд нефтяной залежи.

5) Анализ полученной графической корреляции и поиск точек, подчиняющихся прямой линейной зависимости дебита жидкости нормальной скважины от показателя ее потенциала по жидкости и уточнение этих точек статистическим методом. Построение по этим точкам интерполирующей прямой.

6. Анализ точек, не подчиняющихся указанной прямой зависимости, и выявление среди них тех, которые расположены заметно ниже указанной интерполирующей прямой. Скважины, которые соответствуют указанным точкам, признаются проблемными благодаря кольматации ПЗП, либо благодаря пересыпанию интервала перфорации, либо благодаря иным причинам.

7) Для уточнения факта присутствия в скважинах проблемы для них анализируется динамика дебита жидкости. Присутствие проблемы подтверждается для тех скважин, на динамике дебита жидкости или расчетной продуктивности которых отмечается снижение значений за последний период эксплуатации. При этом в обводненных скважинах проведение ОПЗ рекомендуется лишь в том случае, если снижение дебита жидкости за последний период эксплуатации сопровождается снижением дебита нефти. В высокообводненных скважинах ОПЗ рекомендуется проводить по комплексной технологии с оторочкой геля-отклонителя.

8) Проведение ГДИ в отмеченных проблемных скважинах для уточнения характера проблемы, для определения скин-фактора и радиуса зоны кольматации ПЗП.

Таким образом, промысловые гидродинамические исследования проводятся на более надежно выявленных относительно прототипа предлагаемым способом проблемных скважинах. ГДИ на выявленных проблемных скважинах проводятся не только для подтверждения присутствия в скважине ЗКЦ, но и для определения величины скин-фактора и радиуса зоны кольматации ПЗП, что необходимо для составления дизайна ОПЗ или ГРП. Проведение ГДИ только в скважинах с надежным указанием на присутствие проблемы особенно актуально при диагностировании состояния всего фонда добывающих скважин нефтяной залежи. Оперативный поиск проблемных скважин с закольматированной ПЗП одновременно по всему фонду добывающих скважин позволяет проводить в них стимуляцию более обоснованно и более адресно.

ПРИМЕР

Выявление проблемных скважин с закольматированной ПЗП на западной среднедевонской залежи Возейского месторождения. На фиг. 1 представлена графическая корреляция значений текущего дебита жидкости добывающей скважины и ее расчетного показателя потенциала по жидкости, охватывающая весь добывающий фонд залежи по состоянию на 01.07.2014. Точки, соответствующие проблемным скважинам, которые находятся заметно ниже прямой линии, характерной для нормальных скважин прямой зависимости дебита жидкости от показателя потенциала по жидкости, окружены эллипсом (фиг. 1).

Построение линии прямой линейной зависимости дебита жидкости нормальной скважины от показателя ее потенциала по жидкости проводилось статистическим методом в следующем порядке.

На первом этапе на описанной корреляции было найдено положение линии прямой зависимости, с которой совпадало бы или которой касалось бы максимальное количество точек на корреляции.

На втором этапе параллельно полученному направлению описанной зависимости были отмечены границы областей различной ширины, охватывающих различное количество точек (отмечены пунктирными линиями на фиг. 2).

На третьем этапе для каждой полученной области определенной ширины по координатам попавших в нее точек методом интерполяции рассчитывалась усредняющая прямая линия (отмечена сплошной прямой на фиг. 2), а также коэффициент корреляции этих точек с этой линией.

На четвертом этапе строилась зависимость величины коэффициента корреляции попавших в данную область точек с усредняющей прямой от ширины области. Анализ зависимости показал, что коэффициент корреляции увеличивается с уменьшением ширины анализируемой области, а наибольший рост коэффициента корреляции отмечается после сужения области до определенной ширины (фиг. 3), которая и определила оптимальную выборку точек для расчета прямой зависимости потенциального дебита жидкости скважины от показателя потенциала скважины по жидкости.

Скважины, соответствующие точкам, расположенным на корреляции (фиг. 1) ниже данной прямой, были признаны проблемными по продуктивности из-за кольматации ПЗП, либо из-за пересыпания интервала перфорации, либо по другим причинам. Далее проблемность подобранных скважин проверялась динамикой дебитов жидкости и нефти согласно описанным выше принципам. Потенциальный прирост дебита нефти в проблемной скважине после ее успешной стимуляции определялся с помощью описанной графической корреляции как разница относительно оси ординат между потенциальным дебитом жидкости скважины, определяемым по значению показателя потенциала по жидкости с помощью описанной прямой зависимости, и фактическим дебитом. Данный показатель также использовался при ранжировании скважин для выбора объектов ОПЗ. При ранжировании скважин также использовалась величина потенциального прироста дебита нефти, рассчитываемая из потенциального прироста дебита жидкости и текущей обводненности скважины, значение которой переносилась на период после стимуляции.

Для подтверждения сделанных выводов были проанализированы результаты последних гидродинамических исследований скважин западной среднедевонской залежи Возейского месторождения. На дату анализа из отмеченных проблемных скважин исследованной оказалась лишь скважина 2304. Точка, соответствующая данной скважине на описанной выше корреляции (фиг. 1), отмечена жирной точкой. Результаты исследований показали, что скин-фактор данной скважины составил +5, что подтвердило выводы предлагаемого графоаналитического метода поиска проблемных скважин с закольматировнной ПЗП. В программе ГТМ на 2015 год данная скважина была рекомендована для стимуляции проведением ОПЗ. В 2015 году на данной скважине был успешно проведен ГРП, что подтвердило правильность рекомендации по стимуляции данной скважины.

Источники информации

1. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. М.: Нефть и газ, 2003. 216 с. - аналог.

2. Межотраслевой научно-информационный тематический сборник. Газетная и журнальная информация / Под. ред. академика Тищенко А.С. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2004. - Часть 1. - Аналог.

3. X. Мукерджи. Производительность скважин. М.: ЮКОС, 2001, 183 с. - прототип.

1. Способ выявления проблемных скважин с закольматированной призабойной зоной пласта (ПЗП), включающий геофизические исследования скважин для определения начальной нефтенасыщенной толщины, а также лабораторные исследования керна для определения средней проницаемости пласта в каждой скважине, систематический замер в каждой скважине дебита нефти, жидкости, анализ полученных данных и выявление проблемных скважин с закольматированной ПЗП, после чего в скважинах проводят гидродинамические исследования с выявлением скважин с повышенным скин-фактором, отличающийся тем, что для поиска проблемных скважин с закольматированной ПЗП используется графическая корреляция текущих значений фактического дебита жидкости скважины (ось Y) и показателя ее потенциала (ось X), рассматривающая сразу все добывающие скважины залежи, запущенные в работу за один период времени, при этом показатель потенциала скважины рассчитывается как произведение величин вскрытой начальной нефтенасыщенной толщины пласта, средней проницаемости ПЗП, разности между текущими пластовым давлением и забойным давлением в скважине, деленное на вязкость добываемой жидкости в пластовых условиях, а вязкость добываемой жидкости рассчитывается как среднее арифметическое от вязкости нефти и воды в пластовых условиях с учетом их содержания в продукции, при этом проблемными скважинами с вероятной кольматацией ПЗП признаются скважины, точки которых расположены на корреляции заметно ниже прямой, интерполирующей точки, подчиняющиеся прямой зависимости дебита жидкости скважины от ее показателя потенциала.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для выбора среди отмеченных проблемных скважин перспективных объектов проведения обработки призабойной зоны (ОПЗ) для отмеченных проблемных скважин строятся динамики дебита жидкости, нефти и воды за последний период эксплуатации и для проведения ОПЗ отбираются лишь те проблемные скважины, для которых падение дебита жидкости сопровождается падением дебита нефти.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к оперативному контролю выноса воды и песка из скважины в автоматизированной системе управления технологическими процессами (АСУ ТП) нефтегазоконденсатных месторождений Крайнего Севера.
Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для осуществления гидравлического разрыва множества продуктивных интервалов подземного пласта и количественного мониторинга количества флюидов, добываемых во множестве продуктивных интервалов подземного пласта.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к проведению работ по длительному исследованию скважин в условиях автономии, и может быть использовано в процессах изучения новых месторождений в отсутствии сопутствующей инфраструктуры.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к управлению заводнением нефтяных пластов. Способ включает отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, оценку влияния добывающих и нагнетательных скважин.

Изобретение относится к способу определения границы вода/цемент в кольцевом зазоре между двумя коаксиальными трубами в углеводородной скважине. Технический результат заключается в улучшении определения границы вода/цемент в кольцевом зазоре между двумя коаксиальными трубами в углеводородной скважине.

Изобретение относится к способу измерения обводненности скважинной продукции. В скважине, оборудованной глубинным электроцентробежным насосом (ЭЦН) и частотным регулятором тока электропитания погружного электродвигателя, в интервале от забоя скважины (зона нефтяного пласта) до глубинного насоса стационарно располагают не менее двух датчиков давления (манометров) с определенным расстоянием между ними по вертикали.

Предлагаемое изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано для контроля технического состояния нефтегазовых скважин. Предлагаемый способ включает регистрацию по стволу скважин амплитуды электромагнитного поля в низкочастотном диапазоне, вызванном вибрацией потока жидкости в заколонном пространстве обсадной колонны с остаточной намагниченностью.

Изобретение относится к технике, используемой в нефтедобывающей промышленности, и предназначено для замера и учета продукции нефтяных скважин. Технический результат заключается в повышении качества и эффективности измерения дебита нефтяных скважин.

Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к измерению дебита скважины в процессе ее эксплуатации. Технический результат заключается в упрощении и повышении точности определения дебита.
Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к оперативному контролю выноса воды и песка из скважины в автоматизированных системах управления технологическими процессами (АСУ ТП) нефтегазоконденсатных месторождений Крайнего Севера.

Изобретение относится к способам эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин и может быть использовано для сокращения потерь ретроградного конденсата и предотвращения аккумулирования жидкости в стволе скважины. Способ включает замер термобарических параметров, таких как давление устьевое и устьевая температура, определение коэффициента сверхсжимаемости газа, поддержание регулированием устьевого штуцера дебита скважины не менее критического, обеспечивающего вынос пластовой жидкости с забоя. При этом критический дебит скважины определяют по формуле: , где: Q - дебит газа скважины, необходимый для выноса жидкости по подъемной трубе, Руст - давление устьевое; D - внутренний диаметр подъемной трубы; Tуст - устьевая температура; Z - коэффициент сверхсжимаемости газа, соответствующий устьевым и критическим значениям давления и температуры. 1 пр.

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано в измерительных установках для корректировки данных при определении дебита продукции нефтяных скважин. Техническим результатом предлагаемого изобретения является повышение точности определения содержания доли пластовой воды в сырой нефти за счет прямых измерений плотности расслоенной сырой нефти. Способ заключается в том, что накапливают сырую нефть из скважины в вертикальной цилиндрической емкости, в течение заданного времени доводят отстоем до состояния расслоения на пластовую воду, водонефтяную смесь и сырую нефть с малым содержанием пластовой воды. В процессе слива расслоенной сырой нефти из вертикальной цилиндрической емкости определяют плотность пластовой воды и нефти и, используя их значения, определяют массовую долю пластовой воды в сырой нефти. Сливают насосом сырую нефть из вертикальной цилиндрической емкости по жидкостной линии с установленными массомером и влагомером, в течение цикла слива измеряют массу и плотность расслоенной сырой нефти, а также объемную долю пластовой воды в слое сырой нефти с малым содержанием пластовой воды. Выбирают значения массы и плотности в моменты времени начала и окончания цикла слива и моменты времени начала и окончания изменения измеряемого значения плотности расслоенной сырой нефти, при этом массовую долю пластовой воды в сырой нефти определяют по формуле , где М - значение массы сырой нефти, МВ - значение массы пластовой воды, МНВ - значение массы водонефтяной смеси и сырой нефти с малым содержанием пластовой воды, - значение средней плотности сырой нефти, - значение средней плотности пластовой воды, - значение средней плотности водонефтяной смеси, - значение средней плотности сырой нефти с малым содержанием пластовой воды, - значение средней объемной доли пластовой воды в сырой нефти с малым содержанием пластовой воды, измеренное влагомером, значения которых вычисляют на основе измеренных значений массы, плотности и доли воды в течение цикла слива.

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке месторождений углеводородов. Технический результат - повышение эффективности разработки месторождений углеводородов. По способу предусматривают разработку залежи углеводородов в условиях низкопроницаемых, маломощных коллекторов. Залежь углеводородов вскрывают многозабойной скважиной с одним вертикальным стволом и несколькими горизонтальными стволами. Вертикальным стволом вскрывают начальное положение флюидальных контактов. Искусственный забой вертикального ствола располагают на 10-15 м ниже флюидальных контактов. Горизонтальными стволами увеличивают зону дренирования залежи углеводородов. Из горизонтального ствола добывают углеводородное сырье. Вертикальный ствол служит для проведения геофизических исследований скважины. Входную воронку лифтовой колонны располагают выше технологического «окна» горизонтального ствола. Этим обеспечивают возможность использования геофизического оборудования для вертикальных скважин. В результате из одной скважины добывают углеводородное сырье и одновременно проводят геофизический контроль за внедрением подошвенных вод. 1 ил., 1 пр.

Изобретение относится к измерительной технике, используемой в нефтедобывающей промышленности для замера и учета продукции нефтяных скважин. Технический результат: повышение точности и качества замера дебита нефтяных скважин, подключенных к групповой замерной установке, за счет эффективности суммарного и поочередного измерения дебита каждой скважины, а также обеспечение достаточного времени для достоверного замера дебита каждой скважины и обеспечение постоянного контроля по дебиту в режиме реального времени всех скважин, подключенных к групповой замерной установке. Способ измерения дебита нефтяных скважин на групповых замерных установках, включающий измерение дебита нефтяных скважин, подключенных к групповой замерной установке, посредством переключателя скважин одновременно у всех подключенных скважин без одной поочередно и последовательно, далее определяют результаты вычисления дебита каждой скважины. При этом полученный косвенным путем общий дебит группы скважин, подключенных к замерной установке, подтверждают и постоянно контролируют и прямым измерением с установкой узла переключения на контрольный входной патрубок. По результатам полученных отклонений от измеренного и контролируемого общего дебита группы скважин запускают поочередное измерение всех подключенных скважин без одной, последовательно определяют результаты измерения дебита каждой скважины и затем по результатам измерения определяют отклонения работы каждой скважины. Устройство для измерения дебита содержит узел переключения скважин, измерительную установку и общий выходной трубопровод, при этом вход измерительной установки соединен с общим выходным коллектором узла переключения скважин, а измерительной трубопровод узла переключения скважин соединен байпасным трубопроводом с общим выходным трубопроводом измерительной установки. Узел переключения скважин содержит контрольный входной патрубок, перекрывающий вход измерительного трубопровода узла переключения скважин с одновременным подключением всей группы скважин к измерительной установке. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к способам определения состава водонефтяной смеси в скважине и, в частности, к способам, использующим измерение параметров потока добываемого флюида в трубке Вентури, через которую в основной ствол скважины обеспечивают поступление нефтеводяной смеси, добываемой из выделенного сегмента скважины. Технический результат - повышение точности и надежности определения обводненности добываемой нефтеводяной смеси во всем диапазоне значений этой величины. По способу в скважине размещают по меньшей мере одну трубку Вентури, через которую в основной ствол скважины обеспечивают поступление нефтеводяной смеси, добываемой из выделенного сегмента скважины. При этом количество размещаемых трубок Вентури определяют количеством сегментов скважины, для которых нужно определить обводненность добываемой нефтеводяной смеси. В процессе добычи осуществляют измерения давления на входе в трубку Вентури и в горловине трубки Вентури. Посредством датчиков температуры осуществляют измерения температуры потока добываемой нефтеводяной смеси на входе в трубку Вентури и температуры стенки трубки Вентури в горловине трубки. По результатам измерений давления и температуры определяют обводненность нефтеводяной смеси, добываемой из выделенного сегмента скважины. 4 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к области измерений массы сырой нефти сепарационными измерительными установками при определении поправочного коэффициента, учитывающего наличие остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти после сепарации, и может найти применение в нефтяной промышленности. Технический результат заключается в обеспечении высокой точности определения доли остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти после сепарации в автоматическом режиме без измерений объемной доли пластовой воды. Способ определения доли остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти на замерной установке заключается в измерении массы и плотности предварительно отсепарированной от газа сырой нефти в жидкостной линии сепаратора и определении доли свободного и растворенного газа в сырой нефти. Согласно способу дополнительно отбирают заданное число единичных проб сырой нефти в открытую емкость с помощью автоматического пробоотборника из жидкостной линии сепаратора за определенное время. Одновременно, при отборе единичной пробы, измеряют плотность сырой нефти в жидкостной линии сепаратора. По окончании времени измерений взвешивают на весах открытую емкость с объединенной пробой сырой нефти, вычисляют среднее значение массы единичной пробы сырой нефти и среднее значение массы единичной пробы сырой нефти, измеренное весами, а долю свободного и растворенного газа в сырой нефти определяют по приведенному математическому выражению.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу оперативного раздельного учета продукции двухпластового эксплуатационного объекта. Технической результат заключается в повышении точности определения относительного дебита по пластам и сокращении сроков исследования. Способ включает отбор устьевых проб продукции, то есть природной углеводородной смеси из каждого эксплуатационного однопластового объекта. Последующий отбор устьевых проб продукции из двухпластового эксплуатационного объекта и статистическую обработку полученных данных. Проводятся исследования динамической вязкости природных углеводородных смесей (нефти) скважин, в которых ведется раздельный учет продукции по пластам, например первого пласта в первой скважине и второго пласта во второй скважине. Затем осуществляют подготовку проб природных углеводородных смесей путем их обезвоживания, перемешивание проб однопластовых объектов в заданных пропорциях и далее проводят исследования динамической вязкости полученных модельных смесей. Проводят исследования динамической вязкости полученных модельных смесей, производят построения зависимостей между содержанием в модельных смесях доли нефти каждого из пластов и динамической вязкости модельных смесей в виде полиноминальных зависимостей и в дальнейшем определение доли каждого из пластов в нефти двухпластового объекта. 6 ил.

Изобретение относится к измерительной технике и предназначено для измерения продукции нефтяных и газоконденсатных скважин раздельно по компонентам - нефти, газу и воде, в том числе и как эталонное средство для уточнения среднесуточных дебитов скважины по компонентам. Технический результат заключается в повышении степени разделения нефтеводогазовой смеси НГВС на три фазы - газ, нефть и воду, исключении влияния работы установки на изменение дебита скважины, расширении функциональных возможностей, обеспечении мобильности установки. Установка включает сепаратор в виде горизонтального цилиндрического сосуда с предварительной циклонной, отстойной и выходной секциями, разделенными между собой перегородками. На входе в циклонную секцию установлен циклон. Измерительные линии газа и жидкости с размещенными в них датчиками давления и температуры и трубопроводной обвязкой, аппаратурный блок. Перегородка между циклонной и отстойной секциями выполнена в виде набора трубочек, перегородка между отстойной и выходной секциями выполнена в виде переливной стенки. Измерительная линия жидкости выполнена в виде измерительной линии воды и нефти и газа, объединяющихся на выходе в выходной трубопровод нефтегазовой смеси. Установка выполнена с возможностью работы в непрерывном режиме при давлении в сепараторе как на устье скважины. Установка размещена на автомобильной платформе и снабжена на входе в установку вводом для подачи деэмульгатора и мультифазным насосом, обеспечивающим непрерывное поступление нефте-газо-нефтяной смеси в сепаратор, а на входе в сепаратор - выносным гидроциклоном с одним вводом. Внутренний циклон с размещенным внутри циклонной секции сепаратора лотком для слива жидкости после циклона, выполненным в виде наклонной полки. В отстойной секции размещен межфазный уровнемер и сигнализатор предельного верхнего уровня, перегородка между предварительной и отстойной секциями дополнена пакетом вертикальных трубок. На измерительных линиях воды и нефти установлены насосы с частотным приводом. На измерительной линии нефти установлен газоотделитель. На измерительной линии газа установлен каплеуловитель щелевого типа. 4 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к горному делу, преимущественно к угольной промышленности, и может быть использовано для обеспечения безопасности при подземной разработке газоносных угольных пластов. Техническим результатом является повышение достоверности и оперативности определения пластового давления метана и сорбционных параметров угольного пласта в исходном и влажном состояниях. Способ включает бурение пластовой скважины, герметизацию ее устья, измерение давления и дебита метана на стадиях закрытия и открытия скважины, верификацию сорбционных параметров в теоретической модели массопереноса метана с данными измерений давления и дебита метана. После достижения установившегося дебита метана в скважину нагнетают воду под давлением 10…15 МПа, закрывают устье скважины в течение времени стабилизации давлений воды и метана, затем после истечения воды из скважины измеряют текущий дебит метана, при этом по величине установившегося давления воды определяют верхний предел пластового давления метана, а по данным измерений дебита метана до и после гидрообработки верифицируют сорбционные параметры угольного пласта в исходном и влажном состояниях. 1 з.п. ф-лы, 3 ил., 4 табл.

Изобретение относится к области гидродинамических исследований и может быть использовано при исследованиях действующих нефтяных и газовых скважин малой производительности. Техническим результатом является расширение диапазона измерений в сторону малых дебитов и повышение надежности модуля скважинного расходомера (дебитомера). Способ повышения нижнего порога чувствительности скважинного расходомера заключается в том, что увеличение скорости центрального потока происходит из-за уменьшения его сечения в динамическом конусе дополнительного потока в результате сложения нескольких потоков, по эффекту эжекции, одновременно поступающих по отдельным каналам конической формы с входных окон, расположенных на нескольких уровнях с целью увеличения их площадей без увеличения диаметра прибора, на единый измерительный канал. Причем первичное увеличение скорости каждого отдельного потока происходит еще при их прохождении по коническим каналам за счет непрерывности потока. Модуль скважинного расходомера для реализации способа имеет корпус со своими верхним и нижним переходами, гидравлический измерительный канал со своими входными и выходными окнами, первичный и вторичный преобразователи скорости потока в электрический сигнал и сквозной электрический канал для других модулей. Входные и выходные окна измерительного канала, расположенные соответственно выше и ниже этого канала, имеют несколько уровней, сложенных из воронкообразных конических поверхностей (усеченные конуса), являющихся разделителями и образующими соседних каналов, соединяющих каждый уровень с измерительным каналом раздельно. Причем усеченные конуса своими концами меньшего диаметра направлены в сторону измерительного канала и соосно вставлены друг в друга, образуя каскад эжекционных элементов. А их основания удалены друг от друга по осевой линии на определенные расстояния, образуя окна, и скреплены между собой переходниками верхнего и нижнего узлов прибора, а также и корпусом измерительного канала продольными ребрами жесткости, создавая единый и не имеющий конструктивных элементов корпус. 2 н.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к исследованию скважин, а именно к выбору скважин с закольматированной призабойной зоной пласта. Способ включает геофизические исследования скважин, а также лабораторные исследования керна, систематический замер дебита нефти, жидкости. В скважинах проводят гидродинамические исследования с выявлением скважин с повышенным скин-фактором. При этом для поиска проблемных скважин с закольматированной ПЗП используется графическая корреляция текущих значений фактического дебита жидкости скважины и показателя ее потенциала, рассматривающая сразу все добывающие скважины залежи, запущенные в работу за один период времени. При этом показатель потенциала скважины рассчитывается как произведение величин вскрытой начальной нефтенасыщенной толщины пласта, средней проницаемости ПЗП, разности между текущими пластовым давлением и забойным давлением в скважине, деленное на вязкость добываемой жидкости в пластовых условиях, а вязкость добываемой жидкости рассчитывается как среднее арифметическое от вязкости нефти и воды в пластовых условиях с учетом их содержания в продукции. Проблемными скважинами с вероятной кольматацией ПЗП признаются скважины, точки которых расположены на корреляции заметно ниже прямой, интерполирующей точки, подчиняющиеся прямой зависимости дебита жидкости скважины от ее показателя потенциала. При этом для отмеченных проблемных скважин строятся динамики дебита жидкости, нефти и воды за последний период эксплуатации и для проведения обработки призабойной зоны отбираются лишь те проблемные скважины, для которых падение дебита жидкости сопровождается падением дебита нефти. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

Наверх