Способ определения коэффициента продуктивности нефтяной скважины Советский патент 1988 года по МПК E21B47/10 

Од СО

сл

Од

Изобретение относится к нефтяной промьшленности и может быть использовано для определения параметров нефтяных пластов.

Цель изобретения - повышение производительности определения коэффициента продуктивности нефтяных скважин.

Способ осуществляют следующим образом.

В работающей на установившемся режиме нефтяной скважине замеряют забойное давление и дебит Q. После этого уменьшают режим скважины и на неустановившемся режиме измеряют за- ,бойное давление и дебит q. Затем вновь уменьшают режим и по истечении такого же промежутка времени вновь замеряют забойное давление и дебит q. Вновь уменьшают режим и на неустановившемся режиме замеряют дебит q и забойное давление.

По полученным Данным для каждого режима определяют коэффициент продук тивности по формуле

(Q - q;)

т/- / и

i . UP; , .

где Q - установившийся дебит перед

началом исследований; q; - дебит i-ro режима; йР; - разность между забойными

давлениями установившегося режима и п - го режима; Полученные таким образом значения коэффициентов продуктивности не явля- j ются фактическими, характеризующими I установившуюся фильтрацию жидкости в пласте.

Пересчет полученных коэффициентов продуктивности к на фактические .производится путем определения поправ30

35

40

где P - разность между забойными давлениями установившегося режима и первого неустановившегося режима; q, - дебит скважины на первом

режиме; Q-- установившийся дебит пере

началом исследований; ДР - разность между забойными давлениями установившего ся режима и второго неус тановившегося режима; q - дебит скважины на втором

режиме.

Фактический коэффициент продукти ности нефтяной скважины, характеризующий установившуюся фильтрацию

ки S ; на установившийся режим фильт- дд «ВДкости в пласте, определяют путем

рации жидкости в пласте. Поправка включает в себя параметр Т, характеризующий установившийся режим и определяется по формуле

пересчета полученных значений коэффициентов продуктивности для кяждог режима с учетом поправки о; по формуле „ 1

t .

- пьезопроводность пласта; где К. радиус скважины

Величина Т для каждого объекта разработки определяется, как правило, эмпирическим путем либо по любой известной формуле.

Комплексный параметр 1 у t определяется по формуле

0,, (Q-q,)

1/cJt

uPj(Q-q)- ДР, (Q-qg.)

-,(3)

0

5

0

где P - разность между забойными давлениями установившегося режима и первого неустановившегося режима; q, - дебит скважины на первом

режиме; Q-- установившийся дебит перед

началом исследований; ДР - разность между забойными давлениями установившегося режима и второго неустановившегося режима; q - дебит скважины на втором

режиме.

Фактический коэффициент продуктивности нефтяной скважины, характеризующий установившуюся фильтрацию

«ВДкости в пласте, определяют путем

пересчета полученных значений коэффициентов продуктивности для кяждого режима с учетом поправки о; по формуле „ 1

Изобретение относится к нефтяной пром-сти и м.б. использовано для определения параметров нефтяных пластов. Цель - повышение произв-ти определения коэффициента продуктивности нефтяных скважин. В работающей на установившемся режш{е нефтяной скважине замеряют забойное давление и дебит О. После этого уменьшают режим скважины и на неустановившихся режимах в течение равных промежутков времени измеряют дебит q и забойные давления на каждом 1-м режиме. Изменение неустановившихся режимов производят в сторону уменьшения дебитов скважины. Коэффициент К продуктивности определяют из формулы К 2I(Q-q.)/ APi()l /n, L i i J где Л Pi - разность между забойным давлением на неустановившемся режиме и абойным давлением i режима, МПа; 01 - поправка на установившийся режим для i режима, n - число режимов. Полученный фактический коэффициент продуктивности характеризует установившуюся фильтрацию жидкости в пласте. S (Л

.

1™ РО uf

(2)

t - время работы скважины на

каждом неустановившемся режиме;

Т период стабилизации давления в пласте после создания в нем возмущения;

К

По предлагаемому способу была исследована скважина. Величина коэф- фии;иента продуктивности составила 23,4 . МПа. Относительная ошибка U + 4,4%. Изменение режимов работы скважины производилось путем

31

штудирования потока выкидной задвижкой.

Формула изобретения

Способ определения коэффициента продуктивности нефтяной скважины, включающий исследование скважины на установившемся режиг- .е и па неустановившихся режимах в течение равных промежутков времени с измерением де- битов и забойных давлений на каждом режиме, отличающийся тем, что, с целью повышения производительности определения коэффициента продуктивности, изменение неустановившихся режимов производят в сторону уменьшения дебитов скважины, а

10

063564

коэффициент продуктивности опреде- ляю-1 из формулы

f- (Q - q;

„ ЛР; (I- J;)

К - ,

где К - коэффициент продуктивности,

. МПа; Q - установипшийся дебит нефтяной

скважины, м /сут; q - дебит i-ro неустановившегося режима, м /сут;

U.P; - разность между забойным дав- , лением на установившемся ре- 15 жиме и забойньм давлением i-ro режима, МПа; О - поправка на установившийся

режим для i-ro режима; п - число режимов.