Способ определения коэффициента продуктивности насосных скважин
ОПИСАНИЕ
ИЗОБРЕТЕНИЯ
К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ
Союз Советсииа
Сфциалнстичесинк
РЕСПУбиим
Е 21 В 47/10 Государственный комитет СССР по дедам изобретений и открытий (23) Приоритет(53) УДК 622.276..2 (088.8) Опубликовано300479. Бюллетень ЭЙ 16 Дата опубликования описания 3004.79 (72) Авторы ИЗОбрЕТЕИИя В. A. Афанасьев, Л. Ф. Волков, А. В. Елизаров и В.И. Погонищев Р1) Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной Заявитель промышленности (54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ПРОДУКТИВНОСТИ НАСОСНЫХ СКВАЖИН пл A-En пл Plead где т. — текущее ния давления; время восстановлеИзобретение относится к области гидродинамических исследований нефтяных скважин -и может быть использовано для определения коэффициента продуктивности насосйых скважин. б Известен прямой способ определения коэффициента продуктивности, заключающийся в непосредственном замере изменения забойного давления при остановке скважины глубинным маномет-® ром в затрубное пространство (между насосно-компрессорными трубами и эксплуатационной колонной) скважины (1). Известен способ определения коэфФициента продуктивности по формуле Ftg а (Я 9 где F — площадь поперечного сечения gy колонны; плотность жидкости в плас. товых условиях; угол наклона прямой в координатах А,1 Я P „ — пластовое давление; P — первоначальное забойное давление; Р (t)- текущее забойное давление (2) Таким образом, для исследования проводится прямой замер изменения давления глубинными манометрами на забое скважины. Такой метод может быть применен в скважинах, оборудованных ЭЦИ (наличие кабеля), и в наклонно-направленных скважинах, оборудованных штан . говыми насосами, вследствие осложнения при спуске глубинного манометра в затрубье скважины. Известен также косвенный способ, заключающийся в том, что замеряют не изменение забойного давления при остановке насосной скважины, а восстановление уровня газонефтяной смеси в затрубном пространстве скважины. В настоящее время замер динамического уровня в скважине осуществляется методом волнометрирования при избыточном давлении на устье затрубного пространства (3). КоэфФициент продуктивности в эт<м случае рассчитывается по формуле (l), 659731 где о- — угол наклона прямой в коорцинатах А,1 Hc H(t) а =e» — „ „; сз) т где Нс, Н (t ) — с о от в ет ст в ен н о при веденные статистический и динамический уровни жидкости в затрубье скважиньц .Нт- приведенный уровень жидкости в скважине при установившемся состоянии (в процессе ее работы). Приведенные значения уровней газожидкостной смеси в затрубном пространстве скважины определяются: »О » .Н = н — — (4) о СР (т. е. давление на устье затруоного пространства скважины пересчитывается в метры уровня гаэонефтяной смеси), где Н вЂ, уровень жидкости в затруб" ном пространстве, определенный по волнограмме; - средний удельный вес гаэонефтяной смеси в затрубном пространстве (величина практически неизвестна)у Р— давление на устье затрубного пространства, соответствующее Н (т. е. Р ; Р ();Р ). В процессе восстановления уровня при закрытии скважины, давление на устье затрубного пространства из- ЭО меняется, поэтому на практике имеет место Р Р(1) Р т Тогда зависимость (2) принимает „,».(. - — ",:,)-(< -"".") „,, т. е. в расчете участвует,практически неизвестная величина " „,. Средняя плотность гаэонефтяной смеси зависит.от значительного числа факторов и практически может изменять-, ся от 0,3 до 0,9 г/см . В связи c @ этим точность определения приведенйо= ro уровня по формуле (4) в большей мере зависит от того, какое значение 3 ср принято в расчетах. Необходимо заметить, что в настоящее вре Ю ся нет надежной методики расчета рас пределения удельного веса газонеф- тяной смеси по стволу скважины и, как правило, в расчетах g npu нимается весьма условно. 55 Кроме того, ошибки при определении уровня и, следовательно, коэффициента продуктивности возможны в процессе замера уровня жидкости в скважине из-за различных скоростей распределения звуковой волны в газовой среде при различных ее давлениях. Целью изобретения является ïîâûшение точности определения коэффициента продуктивности насосной скважицыЛ r Н - H (t) Н - Н () =еи Н - Н Н с- Н т <О— Р Уср l1 <» — ( (6) т. е. отпадает необходимость в расчетах коэффициента продуктивности использовать приведенное значение динамическогО уровня Н(1) и, следовательно, практически неизвестной величины сР . Расчеты ведутся с использованием величии динамического уровня, определенным по волнограмме. Применение предлагаемого способа исследования насосных скважин волнометрированием значительно повышает точность исследования, что позволяет эксплуатировать насосные установки в оптимальном режиме и получать годовой эффект порядка 3 млн. руб. от дополнительной добычи нефти. Формула изобретения Способ определения коэффициента продуктивности насосных скважин путем регистрации во времени уровня газожидкостной смеси s затрубном пространстве скважин после их остановки методом волнометрирования, отличающийся тем, что, с целью повышения точности измерения, в процессе регистрации уровня газожидкостной смеси давление газа в затрубном пространстве поддерживают постоянным. Поставленная цель достигается тем, что в процессе регистрации уровня газожидкостной смеси давление газа, в затрубном пространстве поддерживают постоянным. Способ осуществляется следующим образом. Скважина оборудуется волномером Для контроля за давлением на устье эатрубья скважины устанавливается манометр, а для обеспечения постоянного давления газа в затрубном пространстве на его устье устанавливается клапан предельного давления. Насос отключается, закрывается выкидная задвижка скважины и через определенные промежутки времени отбиваются волномером глубины восстанавливаемого уровня газонефтяной жидкости в затрубье скважины. В процессе исследования клапан предельного давления удерживает постоянное заданное давление на устье затрубного пространства. Избыток давления перепускается в нефтесборный коллектор. В этом случае зависимость (5) преобразуется: 659731 Составитель. Н. Чижикова P акто 3. Хо акова Тех ед М.Петко Корректор Г.Назарова Подписное Заказ 2126/7 Тираж 656 ЦНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий 113035 Москва Ж-35 Ра ская наб. д ° Филиал ППП Патент, r. ужгород, ул. Проектная, 4 Источники информации, принятые во внимание при экспертизе 1. Репин Н. И. и др. Технология механизированной добычи нефти. М., Недра, 1976, с. 61-69. 2. Еникеев Н. ". Эксплуатация глубинонасосных скважин..М., Недра, 1971, с. 113. 3. Буслаев С. И.. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов, М., Недра, 1973, с. 24-28.
