Способ исследования нефтяных скважин

 

@OPСб 3 р;.,е

ОПИСАНИЕ

ИЗОБРЕТЕНИЯ

Союз Советскнх

Соцнавнстнческнх республик

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (61) Дополнительное к авт. свид-ву— (22) Заявлено 2501.77 (21) 2448344/22-03 (51) М. Кл.

Е 21 В 47/00 с присоединением заявки JA

Государственный комитет

СССР по делам изобретений и открытий (23) Приоритет— (58) УДЯ 622. 27б. 53 (088. 8) Опубликовано 250379 Бюллетень,% 11

Дата опубликования описания 250379 (72) Авторы изобретения

А.В.Валиханов, Н.Г.Зайнуллин, И.A Òêà÷åíêo и М.С.Усманова

Татарский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности "ТатНИПИнефть" (71) Заявитель (54 ) СПОСОБ ИССЛЕДОВАНИЯ Е1ЕФТЯНЫХ СКВА>ХИН

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может най ти применение при гидродинамических исследованиях разведочных и вновь пробуренных нефтяных скважин и эксплуатационных скважин, эксплуатирующихся без отложений парафино-смолистых веществ.

Известен способ исследования нефтяных скважин путем установившихся тО отборов (lj .

Этот способ применяется при установившемся режиме эксплуатации, который достигается длительной работой скважины. Длительная эксплуатация разведочных и вновь пробуренных скважин, ввиду отсутствия обвязки с нефтепроводом, связана с большими трудностями и затратами по транспортировке добытой нефти.

Известен также способ исследования . нефтяных скважин, заключающийся в том, что скважину останавливают на восстановление забойного давления до уровня пластового, затем пускают ее в работу при неустановившемся Режиме фильтрации, регистрируют во времени значения забойного давления дебита. Значения забойного давления регистрируют глубинным манометром, ЗО установленным на кровле продуктивного пласта, а значенйя дебита — с помощью индивидуальной замерной установки, обвязанной с устьем скважины. Полученные данные обрабатывают по известным формулам подземной гидродинамики и определяют параметры пласта: гидропроводность, проницаемость, пьезопроводность, приведенный радиус и коэффициент продуктивности (21.

К недостаткам способа относятся необходимость оборудования скважины для ее исследования индивидуальной замерной установкой, что приводит к дополнительным затратам материальных средств, кроме того, замер дебита в индивидуальной эамерной установке связан со значительными погрешностями, которые могут доходить до 15%.

Причинами столь высокой погрешности являются всплескквание и пенообразование нефти при поступлении еЕ в мерник, недостаточное очищение нефти от газа в сепараторе, отложения парафина на стенках мерной емкости и другие. Следует отметить, что по известному способу, когда переменныи дебит замеряется за сокращенное время (за 30 мин), а затем пересчитывается на 24 ч, то величина

6533 .погрешности становится еще более значительной.

Цель изобретения — повышение точности измерений.

Это достигается в предлагаемом способе исследования нефтяных скважин, заключающемся в восстановлении 5 забойногО давления до пластового и измерении в процессе отбора флюида падения забойного давления тем, что после замера падения пластового давления прекращают отбор флюида и за- 10 меряют изменение давления во времени на забое, в затрубном пространстве и на буфере, а величину притока определяют по формуле

f +f Рс (4) fç dPç (t)

Я()* °

dP (4)

dt где g (t) - значение притока флюида, CM/C

f,fä — площадь сечения затрубного пространства и подъемных труб,см

Р©,Р,Р - давление восстановления на забое, на устье и затрубном пространотве и на буфере, кГс/см; 1 - удельный вес нефти в пластовых условиях, г/см время, с.

На фиг.1 изображены кривые измене-30 ния давления; на фиг.2 — график притока флюида к забою скважины после закрытия ее на устье;на фиг.3 график изменения давления с учетом притока, преобразованный в координатах e t; — ф.

Способ осуществляют в следующей последовательности, Нефтяную скважину, в которой забойное давление восстановлено до пластового, пускают в работу и замеряют падение забойного давления в течение 3-4 ч глубинным манометром, установленным на кровле пласта. Этого времени достаточно для получения на- дежной кривой изменения давления.

Затем прекращают отбор флюида и в течение часа измеряют изменения забойного, затрубного и буферного давлений. Времени однбго часа достаточно для получения данных, по которым определяют величину притока флюида на забой скважины в момент закрытия ее на устье. На- этом заканчивается процесс исследования скважины. По полученным данным по известным 55 формулам определяют фильтрационные параметры пласта.

Пример . Глубиннонасосную скважину 326 Беркет-Ключевского месторождения Татарской АССР эксплуати- 60 руют насосом НГН-32, спущенным на 2" насосно-компрессорных трубах (НКТ) в 5" эксплуатационную колонну. Интер. вал перфорации составляет 17521754 м, площадь сечения затрубного пространства 108 см. Плотность неф2

85 4

- ти в пластовых условиях составляет

0;794 Г/см, вязкость 4,7 сП. Отложений парафино-смолистых веществ в трубах скважины в процессе ее эксплуатации не происходит °

На восстановлении пластового давления скважина находилась в течение

216 ч. Затем она была пущена в эксплуатацию и через 3 ч работы была переведена на режим восстановления давления (была закрыта на устье).

При этом замер восстановления давления производили в течение более чем за 1,5 ч. Исследование скважины осуществляли при стравленном (до атмосферного) затрубном давлении глубинным манометром, установленным на кровле пласта. Полученные результаты приведены на фиг.1, где цифрой

1 обозначена кривая изменения забойного давления, полученная после пуска скважины в работу, цифрой 2 - кривая. восстановления забойного давления, полученная после закрытия скважины на устье.

Далее результаты обрабатывают следующим образом.

По данным кривой 1 определяют значения переменного притока флюида. по Формуле („, аР.() f а),Ю f cfpg(4)

4t у ю у и

Для глубиннонасосной скважины со стравленным затрубным давлением формула (1) принимает вид

/ ц .- "", <г) сИ где g (t) — значение переменного притока флюида в момент времени 4 см /c;

Й fä- площадь сечения затрубного (кольцевого) пространства и подъемных труб, см

Рс,Рз,Рб-давление восстановления на забое,на устье и эатрубном пространстве и на буфере, кГс/см - удельный вес нефти в пластовых условиях, г/см;

t - время, с.

По полученным данным строят график зависимости притока от времени g(t) (см.фиг.2). Продолжив . график до пересечения с осью ординат, получают значение притока, соответствующее моменту закрытия. йа устье ($ „,,э.

В нашем примере б = 95 см /с. Затем ,определяют значения притока иэ плас та, вызванные пуском скважины в работу по Формуле с ьР() (1 )= . 1 .(3) м.з

I где h, P (t) — значения изменения забойного давления, полученные после пуска скважины в работу, кГс/см )

P „„. - перепад давления (между пластовым и забойным), соответствующий моменту закрытия скважины на устье, кГс/см . 1

653385

4. Пьезопроводность где Ъ вЂ” коэффициент упруго—

BMKOCTH ° 2 Гс (см

=0,488 т /счт. к)с/срд

ЭЕ -О1 Ъ7

=В =0,<9С с-пр

Полученные данные обрабатывают по формуле.ьР Фн, = — en 6п ), (4.) с () 4С КИ k др с ()) с(5 где (I))» 0075+0 925 Ч (Р ) ) (6)

Ф рс (+ ) д 1 (7 )

sT (+)6 где 3 — интеграл; . Б — площадь прямоугольника, сторонами которого являются ЬРс(t)н "i

;6 — вязкость нефти, сП;

К вЂ” проницаемость, Дарси;, . у

Ь вЂ” эффективная. мощность нлас та, см;

Я

Ж вЂ” пьезопроводность, см /c;

Гс, .- приведенный радиус, см.

Результаты расчетов приведены в таблице.

П расчетным данным строят график зависимости х=ь (=

Q (4" ) (см.фиг.З) . По прямолинейному участку графика определяют: а) тангенс угла наклона прямой

У - 9„87,+ -7,72 хг Х1

30 б) .отрезок, отсекаемый графиком .на оси абсцисс при ординате, равной

Я 097 о

Расчитывают параметры пласта3

1. Коэффициент гидропроводности — =7,00 Д.c /сП. ,0 4Ю 4 3,14 0,0144

2. Комплексный коэффициент пьезо прбв од нос ти

Проницаемость

Kh(A. gt 7,0О 4,7

К = —: =О, МБД, И 200

К 04645 2,0Р» 47 gб8 10 s-1910см/с, 5. Приведенный радиус скважины у qseo

=х =436см сор е " о696. Коэффициент продуктивности

М(,О Тп.в 2g 7,00.0,87. 2,3 44

И,5 7 8.г,З 80 И,57 <, З, ЗЕ - —

К 7У сяр гдето„з -, плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3

4 -объемный коэффициент.

Таким образом по предлагаемому способу не требуется оборудовать скважину при ее исследовании индивидуальной или другой замерной установкой. Благодаря этому упрощается техническое обеспечение процесса исследования и за счет этого расширяется возможность охвата скважин гидродинамическими исследованиями.

Поскольку по предлагаемому способу не требуется проводить замер дебита, то исследование одной скважины обходится дешевле, чем по известному способу, на сумму стоимости передвижной замерной установки, эксплуатируемой в течение одного рабочего дня, Стоимость таковой в

НГДУ Сулеевнефть составляет

83,0 руб.

Параметры пласта, например, гидропроводность, проницаемость, продуктивность, определяемые. гидродинамическими методами находятся в прямой зависимости от дебита скважины. По предлагаемому методу погрешность определения дебита не превышает 5Ъ.

653385

0а со л 0 гъ

0а а Î N а М> m с с с с с с с 0 1. ф m ф с» (О

1 1

Л3

101 (3Ъ О с

СО 0Ъ и л1 Ю

an 10

0Ъ 0 о о с с о о

Е О 0

Г О 0

СО С0 о о о с с с о о о о ф

Л4 (3

01 0а о о с с о о о. з сО оъ О

0Ъ 0Ъ О о о ч с с о о о

О 0Ъ ф о с с

N Г а

Г с 1 1

ICL N!

1 u1, ч !

an ф

О сО 3 В с с с с

Ю ЧЭ 3» 3

Ю 3 (Ч а о с с с (О 0Ъ . Ф

9

1 л (3 (Ъ

Г с с с о о о!

1 л

1 р ! .1iо m C0 0a O

ЧР 0 \О Ю (с с с с с с о о о о.о

<"ъ а 0 а0 с о о. а о а а щ с с с о о о о

01 (3 (Ч 3 л а о co m «0 с с с с л

РЪ (3 M с3 с 3 (ъ с3 а а а о о с (3Ъ (Ч

an «0

Ю Г » о (ъ

Я с

0Ъ

01 1 Ъ о о

01 л4 1 а а с с чф л Ф л 1 ф. 0Ъ (О (я Й а с г- со с 3 3 а о о а

Ръ а (ъ чо с

ЧР (4 СО (с3 0 1 1 CO

10 ОЪ, РЪ ф

РЪ О\ а Ch с с с

Гс D M 3

СО Ch «3a 0Ъ 1 (3 д.3 Й3

0V!

X 1

u р - 1

О1 с! и 1

Х 1 о О

О» л с

РЪ

М а an о а с (Ч (Ч л а с()

«и а о с с с

Г Ъ а0 (0 а О сО с о ч оъ л л л

1

\ о о

О О О О О О О О О

О O О О О О О О О

О О D Q Q л а,о 3 m 0a л о о

o1o о с!о о

u1 (3 1

Ф

1 1.33.а1 с! I

1 1

1

1 1

1 с

1

1

1

3 СО ("Ъ 0 СО (3Ъ О а а 0 \О ю ч:> 1 с с с с с с с

Q ..О О О О О О о с

1 (Ч 10 Q СО <. 0 (3ъ РЪ»(3 a0 Q с3 (Зъ м N cn а в

0Ъ (Ч с

1

I о (М

Ю с

Ch 1

Ю 1 с

0Ъ 1

1!

r с о

1.

N 1! с о

1

653385

Формула изобретения f dP

Ру «g(:Pf

ИОО Ф,ctx июаа

Способ исследования нефтяных скважин путем восстановления забойного давления до пластового и измерения в процессе отбора флюида падения забойного давления, о т л и ч а юшийся тем, что, c,öåëüþ повышения точности, после замера падения пластового давления прекращают отбор флюида и замеряют изменения давления во времени на забое, в эатрубном пространстве и на буфере, а величину притока определяют по формуле f fд dP (t t

Y dk где с () - значение притока флюида, см /с; — площадь сечения эатрубного пространства и подъемных труб, см р,р,р - давление восстановления-на забое, на устье и затрубном пространстве и на буфере, кгс/см г. ) — удельный вес нефти в пластовых условиях, г/см ; время, с.

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе

1. Чернов Б.С. и др. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. М., Гоетоптехиэдат, 19á0, с.18-20, 78-94.

2. Каптелинин Н.Д. Исследование глубиннонасосных сКважин при вводе в работу, Нефтепромысловое дело

1971, Р 2,. с.21-23.

653385 зао

Фма.2

4РЮ и}

«Редактор Л.Лашкова

Заказ 1240/24

Филиал ППП Патент, r.Óæãîðîä, ул.Проектная,4

Составитель Н.Чижикова

Техред .Н.БабУР"а Корректор В.Куприянов

Тираж 656 Подписное

ЦНИИПИ Государственного комитета СССР по. делам изобретений и открытий

113035 . Москва Ж-35 Раушская наб.z д.4 5