Способ определения газового фактора нефти при исследовании нефтяных скважин Советский патент 1990 года по МПК E21B47/06 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения газового фактора (количества газа, приходящегося на единицу объема добываемой неФ- ти) в процессе исследования скважин, давших при освоении и испытании фонтанирующий приток нефти.

Цель изобретения - повышение точности определения газового Фактооа нефти при исследовании фонтанирующих скважин с забойным давлением ниже давления насыщения нефти газом.

Предлагаемый способ исходит из условия сохранения соотношения между массой нефти и газа в скважинных и поверхностных (стандартных) условиях, выражаемого уравнением

ем

Ри+ vr РГ

(1)

где

РС«- Ргплотность смеси нефти и

за в стволе скважины, г/см ; плотность газа в нормальных условиях;

РЦ - плотность нефти в нормальных (стандартных) условиях;

с/ч - объем смеси нефти и газа

в скважинных условиях, равный внутреннему объему насос но-компреесорных труб (НКТ) в интервале от устья скважины до глубины замера забойного давления,

сл

00 (СО ND

СЛ

VCM VHC +vro

(2)

- объем находящегося в НКТ на время замера давления газа (свободного и растворенного в нефти), приведенного к стандартным условиям;

. В + VH. а . Рср,

(3)

де vгс - объем свободного газа, находящегося в НКТ на время замера давления; v.... - объем находящейся в НКТ

НС

на время замера давления насыщенной газом нефти;

В - объемный коэффициент газа;

а - коэффициент растворимости

газа в нефти. Из уравнения (2) имеем

v

1-С

bl VH

(4)

где b - объемный коэффициент нефти, v H - объем сепарированной от газа нефти, находящейся в ИКТ во время забойного давления. Подставляя в уравнение (3) выражение для заключенного в НКТ свободного газа, получаем

vre( VH)B + VH V a (5)

Из уравнения (1) определяем объем приведенной к стандартным условиям сепарированной неЛти, находящейся в НКТ на время замера забойного давления,

VH

(6)

V см Рем - Vr- JV

- --рй

Разделив объем газа (5) на объем нефти (6), получаем выражение для определения газового фактора (Г,0 на основании замеров забойного и буферного давлений с использованием свойств нефти и газа-, определяемых на основании исследований проб нефти и газа

г.ф. e BlЈH.()) () Рем-В рг

где р - плотность сепарированной нефти, г/см ;

рем-0,1

(PW6

Р )/Н - плотность смеси нефти и

газа в стволе скважины, г/смэ;

за е eg

L о (Р,.+

.z

Т,6 +

I6 1 %аб

величины забойного и буферного давлений при фонтанировании скважины, кгс/см2; глубина замера забойного давления, м.

- объемный коэффициент газа;

0

5

тоZ - b а величины температуры в градусах Кельвина, соответственно забойной, буферной и стандартной,

коэффициент сверхсжимаемости газа;

объемный коэффициент нефти при среднем давлении в стволе скважины; коэффициент растворимости газа в нефти при среднем давлении в стволе скважины, м3/м9- кгс/см2,

РсР 3аб+

Р6„)/2 - среднее значение давления

в стволе скважины, кгс/см2; - плотность газа в нормальных (стандартных) условиях, г/см5;

0

5

0

Последовательность работ при реализации способа: пуск скважины в работу с ограниченным отбором продукции через штуцер диаметром 4-6 мм; по достижении установившегося режима фонтанирования, отмечаемого обычно по стабилизации устьевых давлений, производят одновременную регистрацию величин забойного и буферного давлений; после нескольких часов регистрации давлений скважину закрывают для восстановления пластового давления, во время восстановления давления производят отбор не менее 3 глубинных проб нефти, а на основании лабораторных исследований глубинных проб устанавливают зависимость основных параметров газонасыщенной нефти (газосодержание, плотность, давление насыщения, объемный коэффициент, вязкость, коэффициент сжимаемости) от давления; после замера пластового давления исследование скважины продолжают на нескольких установившихся

51

режимах фильтрации с регистрацией забойного и буферного давлений; подставляя в уравнение (7) значения забойного и буферного давлений и используя результаты лабораторных исследований нефти и газа, определяют величину газового фактора на время замера забойного давления.

Пример. С интервала 2711- 2834 получен фонтанный приток нефти. В процессе исследования скважины на продуктивность проведен замер газового фактора расходомером ДП-430 через промысловый нефтегазосборный пункт и определено его значение предлагаемым способом. Результаты промысловых измерений приведены в табл.1, а исходные данные и результаты определения газового фактора предлагаемым способом - в табл.2.

Среднее расхождение между замеренной величиной газового фактора и величиной, определенной данным способом, равно 11 , что составляет 5,4% от средней величины по замеру. Полученная величина расхождения находится в пределах погрешности промысловых измерений на этапе исследования законченных бурением скважин до подключения их к промысловому неф- тегазосборному пункту.

783256

Использование данного способа позволяет повысить достоверность определения и оперативность при определении газового фактора во время 5 исследования скважин, определить газовый фактор при отсутствии на скважине -необходимого оборудования с использованием для этих целей результатов замера давлений и исследования глубинных проб нефтегазовой смеси.

10

Формула „изобретения

Способ определения газового фактора нефти при исследовании нефтяных скважин, включающий отбор глубинных проб нефти с газом, их лабораторные исследования и определение физических свойств нефти и газа, отличающийся тем, что, с целью повышения точности определения при исследовании фонтанирующих скважин с забойным давлением ниже давления насыщения нефти газом, одновременно с отбором глубинных проб при установившемся режиме работы скважины замеряют давление и температуру на забое и буфере, с учетом которых определяют величину газового фактора нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Цель - повышение точности определения при исследовании фонтанирующих скважин с забойным давлением ниже давления насыщения нефти газом. Отбирают глубинные пробы нефти с газом. Одновременно с отбором проб при установившемся режиме работы скважины замеряют давление и температуру на забое и буфере. Проводят лабораторные исследования глубинных проб нефти с газом и определяют физические свойства нефти и газа, по которым с использованием данных замеров давления и температуры определяют газовый фактор нефти. 2 табл.

Таблица 1