Скачать PDF файл.

Формула / Реферат

Способ определения дебита нефтяных скважин, в котором измеряют лабораторным путем обводненность пластовой жидкости, вязкость нефти и плотность воды и нефти, измеряют давление, температуру и динамический уровень пластовой жидкости, а также измеряют расход газа, постоянное время, скачкообразное уменьшение дебита пластовой жидкости, радиус контура питания и скважины, среднюю молекулярную массу i-го компонента газа и расстояние от забоя до устья скважины и по полученным значениям производят расчет и строят кривую восстановления пластового давления, по которой определяют прогнозное значение восстанавливаемого пластового давления, причем кривую восстановления пластового давления строят по формулам

δPз(t)=δH(t)×rпж×g+δPу(t)

ρпж=[wρв+(1-w)ρн]

полученную кривую аппроксимируют по формуле

δH(t)=KуA(1-e-t/T)

и по ней определяют прогнозное значение пластового давления и время восстановления давления, а для расчета дебита скважины по нефти, газу и пластовой жидкости предварительно определяют коэффициент проницаемости пласта по формуле

Рисунок 1

и рассчитывают дебит скважины по формулам

Рисунок 2

где δPз(t) - изменение забойного давления;

δPу(t) - изменение давления в устье скважины;

δH(t) - изменение уровня пластовой жидкости в эксплуатационной колонне в момент времени t;

g - ускорение свободного падения;

e-t/T - экспоненциальное изменение уровня жидкости в эксплуатационной колонне;

ρпж, ρн, ρв – плотности соответственно пластовой жидкости, нефти и воды;

w - обводненность пластовой жидкости;

Рпл- пластовое давление;

Рз - давление в забойной скважине;

ln - символ натурального логарифма;

p - число пи=180 или 3,14;

Qг - расход газа;

Kу - коэффициент усиления, который при t®¥ равен A/δP(¥);

А=δQ=QT-Q0 - скачкообразное уменьшение дебита пластовой жидкости от текущего значения QT до нуля - Q0;

(Q=QT) при t<0; Q=Q0=0 при t>0;

t - текущее время;

Т - постоянное время;

Qпж - объемный расход пластовой жидкости;

Gн, Gb - массовый расход, соответственно, нефти и воды;

mпж, mн - вязкость пластовой жидкости и нефти (mпж=mн(1+2,5w));

K - коэффициент проницаемости пласта;

hп - мощность пласта;

Rk, rс - соответственно, радиусы контура питания и скважины;

Р0 - атмосферное давление;

Mср. - средняя молекулярная масса газа;

CiMi - соответственно, содержание и молекулярная масса i-го компонента газа;

R - универсальная газовая постоянная;

Hз - расстояние от забоя до устья скважины;

Н(t) - динамический уровень жидкости в эксплуатационной колонне в момент времени t;

t - температура в газовой фазе в момент времени t.

Рисунок 3

Текст

Смотреть все

СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН Изобретение относится к нефтяной промышленности, касается способов измерения дебита нефти,а именно методов определения проницаемости пласта и восстановления пластового давления. Сущность изобретения состоит в способе измерения дебита нефтяных скважин, который включает измерение давления, температуры и динамического уровня пластовой жидкости и определение лабораторным путем обводненности пластовой жидкости, вязкости нефти, плотности воды и нефти. По полученным значениям рассчитывают изменение забойного давления, строят график восстановления пластового давления, полученную кривую аппроксимируют по формуле Алиев Тельман Аббас оглы, Рзаев Аббас Гейдар оглы, Гулиев Гамбар Агаверди оглы, Рзаев Асиф Гаджи оглы, Юсифов Илтизам Балаюсиф оглы (AZ) и определяют прогнозное значение восстанавливаемого пластового давления и время для проведения измерения динамического уровня, проводят расчет коэффициента проницаемости пласта и рассчитывают дебит нефти, газа и воды в эксплуатационной колонне по соответствующим формулам. Технический эффект заявляемого изобретения заключается в том, что способ учитывает основные параметры пласта и это позволяет адекватно управлять процессом эксплуатации скважин и интенсифицировать добычу нефти.(56) Иванов В.А. и др. Гидродинамические исследования обводненных нефтяных скважин на установившихся режимах отбора. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. Научно-технический и производственный журнал"Нефтяное хозяйство", январь 2010, с. 73-75 Бузинов С.Н. и др. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. Москва,издательство "Недра", 1973, с. 97, рис. IV.1(71)(73) Заявитель и патентовладелец: ИНСТИТУТ КИБЕРНЕТИКИ НАЦИОНАЛЬНОЙ АКАДЕМИИ НАУК АЗЕРБАЙДЖАНСКОЙ РЕСПУБЛИКИ (AZ) Изобретение относится к нефтяной промышленности, касается способов измерения дебита нефти, а именно методов определения проницаемости пласта и восстановления пластового давления. При эксплуатации добывающей скважины на систему пласт-скважина-насос, а следовательно, и на производительность скважины влияет много геологических, технологических, физико-химических и технических факторов. Известен способ (1) измерения дебита продукции нефтяных скважин, реализованный в групповых измерительных установках типа АГМ-3. Установка данного типа предназначена для централизованного контроля дебита нефтяных скважин, которая позволяет с диспетчерского пульта контролировать двухкомпонентный дебит скважин. Измерение дебита скважин проводится поочередным (по необходимости,и внеочередным) циклическим подключением скважин по заданной программе. Данный способ позволяет достаточно точно измерять дебит скважины по нефти и пластовой воде. Однако он не учитывает дебит скважины по газу, не устанавливает зависимости дебита от состояния нефтяного пласта и не позволяет эффективно и оперативно управлять эксплуатационным режимом скважины. Известен способ (2), в котором при заданном режиме регистрируют дебит нефтяной жидкости, ее обводненность, динамический уровень, избыточное давление на устье скважины. Дебит скважины измеряют с помощью групповой замерной установки. Обводненность добываемой жидкости определяют в лаборатории химико-аналитическим методом. Динамический уровень - с помощью эхолота. Затем для каждого исследуемого режима расчетным путем определяют зависимость забойного давления от дебита пластовой жидкости в виде индикаторных диаграмм. Данный способ измерения позволяет измерить дебит скважины и для получения прогнозного значения пластового давления установить, в виде индикаторных диаграмм, зависимость забойного давления от дебита пластовой жидкости, что позволяет управлять режимом работы скважины. Недостатком данного способа является то, что дебит измеряют только по нефти и пластовой воде и не учитывает дебит по газу. Кроме того, в расчетах по дебиту нефти не учитывают проницаемость пласта, являющуюся важным фактором для управления эксплуатацией скважины, а индикаторные диаграммы не являются надежными и достоверными. К тому же, для построения индикаторных диаграмм требуется изменение дебита скважины в заданном интервале, что в практике зачастую невозможно. Задача изобретения состоит в создании достоверного и надежного способа измерения дебита скважин, определения прогнозного значения дебита скважины по нефти, газу и пластовой воде и проницаемости пласта. Сущность изобретения состоит в способе измерения дебита нефтяных скважин, который включает измерение давления, температуры и динамического уровня пластовой жидкости и определение лабораторным путем обводненности пластовой жидкости, вязкости нефти, плотности воды и нефти. По полученным значениям рассчитывают изменение забойного давления по формуламPз=Hпжg+Pу пж=[wв+(1-w)н] строят график восстановления пластового давления и полученную кривую аппроксимируют по формулеH=KуA(1-e-/T) определяют прогнозное значение восстанавливаемого пластового давления и время для проведения измерения динамического уровня, проводят расчет коэффициента проницаемости пласта и рассчитывают дебит нефти, газа и воды в эксплуатационной колонне по следующим формулам:H - изменение уровня пластовой жидкости в эксплуатационной колонне в момент времени ;e-/T - экспоненциальное изменение уровня жидкости в эксплуатационной колонне; пж, н, в - плотности соответственно пластовой жидкости, нефти и воды;Kу - коэффициент усиления, который приравен A/P; А=Q=QT-Q0 - скачкообразное уменьшение дебита пластовой жидкости от текущего значения QT до нуля - Q0;Qпж - объемный расход пластовой жидкости;Gн, Gв - массовый расход, соответственно, нефти и воды; пж, н - вязкость пластовой жидкости и нефти (пж=н(1+2,5w;Rk, rс - соответственно, радиусы контура питания и скважины; Р 0 - атмосферное давление;Mср. - средняя молекулярная масса газа;Hз - расстояние от забоя до устья скважины; Н - динамический уровень жидкости в эксплуатационной колонне в момент времени ;t - температура в газовой фазе в момент времени . Сравнительный анализ заявляемого изобретения и прототипа показал, что заявляемое изобретение отличается от известного новыми существенными признаками: расчетом проницаемости пласта, прогнозным значением дебита скважины, а также определением времени восстановления пластового давления по кривой, построенной на основании математической модели, разработанной авторами изобретения. Сравнительный анализ с другими известными решениями показал, что в известных решениях отсутствует подобная математическая модель, на основании которой по измеренным параметрам и известным формулам строится кривая восстановления давления. Известные модели (3), применяемые для этой цели,аппроксимацию кривой осуществляют только по отдельным участкам, что не дает достоверных результатов. В заявляемом изобретении по кривой восстановления динамического уровня можно спрогнозировать и величину восстановленного давления, и время восстановления. Причем время восстановления,практически, определяется в 4 раза быстрее ожидаемого. Это позволяет сэкономить время на простаивании скважины, т.е. повысить эффективность ее работы. Способ позволяет определить проницаемость нефтяного пласта, что, в свою очередь, дает возможность воздействовать на пласт с целью интенсификации отдачи пласта. Следовательно, заявляемое решение обладает новизной, и соответствует критерию"изобретательский уровень", и может быть признано изобретением. Способ реализован в системе измерения дебита скважины и проиллюстрирован на фиг. 1 - принципиальная схема реализации способа измерения дебита нефтяных скважин, и фиг. 2 - кривая восстановления давления. Система измерения содержит нагнетательную скважину 1, пласт-коллектор 2, добывающую скважину 3, эксплуатационную колонну 4, станок-качалку 5, исполнительный механизм 6, эхолот 7, репер 8,датчики давления 9 и температуры 10, преобразователи давления 11 и температуры 12, преобразователь акустического сигнала 13, блок управления и регистрации 14. Способ осуществляется следующим образом. Перед началом измерения в устье скважины отбирают пробы и лабораторно, химико-аналитическим методом, определяют обводненность пластовой жидкости (метод Дина-Старта), вязкость нефти и газа в пластовых условиях (при текущих температуре и давлении в пласте) и состав газа. Текущие температуру и давление пласта 2 измеряют датчиками давления 9 и температуры 10 и их значения через преобразователь давления 11 и преобразователь температуры 12 регистрируют в блоке управления и регистрации 14. Эхолотом 7 измеряют динамический уровень пластовой жидкости в эксплуатационной колонне 4, через преобразователь акустического сигнала 13 и с использованием репера 8 регистрируют в блоке 14 и через исполнительный механизм 6 останавливают станок-качалку 5. По измеренным значениям определяют изменение забойного давления по формуламPз=Hпжg+Pу пж=[wв+(1-w)н] На основании полученных данных измерения строят кривую восстановления динамического уровня(фиг. 2) и, аппроксимируя кривую графика по формулеH=KуA(1-e-/T),определяют кривую восстановления пластового давления. По этой формуле определяют прогнозное зна-2 020663 чение пластового давления и время, необходимое для восстановления давления. Для определения фактического времени проведения измерения на начальной точке кривой графика проводят касательную до пересечения ее с линией, соответствующей новому установившемуся значению динамического уровня(точка а). Тогда проекция отрезка касательной по оси времени и будет искомой величиной Т. При этом согласно графику время переходного процесса (с вероятностью 0,95) будет определяться как 4 Т. Следовательно, через 4 Т с начала измерения эхолотом регистрируется конечное значение динамического уровня H жидкости в эксплуатационной колонне 4 скважины. С учетом полученного значения H(4 Т), hв(4 Т),определяют значение пластового давления Pпл(4T) по формулеPпл(4T)=Pз(t0)+P(4T) где Pз(t0) - забойное давление в момент времени t0 (момент закрытия исполнительного механизма 6 на устье скважины). С учетом полученного значения Pпл(4T), определяют коэффициент проницаемости пласта 2 и производят расчет по дебиту пластовой жидкости, нефти и газу по формулам Технический эффект заявляемого изобретения заключается в том, что способ учитывает основные параметры пласта и это позволяет адекватно управлять процессом эксплуатации скважин и интенсифицировать добычу нефти. Литература 1. Т.М. Алиев, А.Г. Мамиконов, А.М. Мелик-Шахназаров, "Информационные системы в нефтяной промышленности", М., издательство "Недра", 1972, 240 с. 2. В.А. Иванов, В.Я. Соловьев, "Гидродинамические исследования обводненных нефтяных скважин на установившихся режимах отбора", журнал "Нефтегазовое хозяйство"1, 2010 г. (прототип). ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ Способ определения дебита нефтяных скважин, в котором измеряют лабораторным путем обводненность пластовой жидкости, вязкость нефти и плотность воды и нефти, измеряют давление, температуру и динамический уровень пластовой жидкости, а также измеряют расход газа, постоянное время,скачкообразное уменьшение дебита пластовой жидкости, радиус контура питания и скважины, среднюю молекулярную массу i-го компонента газа и расстояние от забоя до устья скважины и по полученным значениям производят расчет и строят кривую восстановления пластового давления, по которой определяют прогнозное значение восстанавливаемого пластового давления, причем кривую восстановления пластового давления строят по формуламPз=Hпжg+Pу пж=[wв+(1-w)н] полученную кривую аппроксимируют по формулеH=KуA(1-e-/T) и по ней определяют прогнозное значение пластового давления и время восстановления давления, а для расчета дебита скважины по нефти, газу и пластовой жидкости предварительно определяют коэффициент проницаемости пласта по формуле и рассчитывают дебит скважины по формуламH - изменение уровня пластовой жидкости в эксплуатационной колонне в момент времени ;e-/T - экспоненциальное изменение уровня жидкости в эксплуатационной колонне; пж, н, вплотности соответственно пластовой жидкости, нефти и воды;Kу - коэффициент усиления, который приравен A/P; А=Q=QT-Q0 - скачкообразное уменьшение дебита пластовой жидкости от текущего значения QT до нуля - Q0;Qпж - объемный расход пластовой жидкости;Gн, Gb - массовый расход, соответственно, нефти и воды; пж, н - вязкость пластовой жидкости и нефти (пж=н(1+2,5w;Rk, rс - соответственно, радиусы контура питания и скважины; Р 0 - атмосферное давление;Mср. - средняя молекулярная масса газа;Hз - расстояние от забоя до устья скважины; Н - динамический уровень жидкости в эксплуатационной колонне в момент времени ;

МПК / Метки

МПК: E21B 47/06, E21B 47/10

Метки: способ, измерения, скважин, дебита, нефтяных

Код ссылки

<a href="http://easpatents.com/6-20663-sposob-izmereniya-debita-neftyanyh-skvazhin.html" rel="bookmark" title="База патентов Евразийского Союза">Способ измерения дебита нефтяных скважин</a>

Похожие патенты