Способ определения продуктивности нефтяной или газовой скважины Советский патент 1993 года по МПК E21B47/10 

Ё

Использование: для определения продуктивных характеристик нефтяных и газовых скважин. Сущность изобретения: измеряют дебит и забойное давление на установившемся режиме и в течение равных промежутков времени на нескольких неустановившихся режимах. По формулам, используя полученные значения, определяют установившееся значение дебита и забойного давления для каждого неустановившегося режима. По полученным значениям определяют коэффициент продуктивности скважины. Продолжительность исследований на каждом неустановившемся режиме устанавливают равной половине времени, необходимого для стабилизации режима. 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для определения продуктивных характеристик нефтяных и газовых скважин.

Целью изобретения является сокращение сроков и снижение затрат на исследование законченных бурением скважин.

Положительный эффект от использования способа достигается за счет сокращения затрат времени и средств на исследование скважин

Сущность изобретения заключается в том, что продолжительность исследований на каждом неустановившемся режиме устанавливают равной половине времени, необходимого для стабилизации режима, а для

каждого неустановившегося режима определяют установившиеся значения дебита и забойного давления из выражений.

-при изменении режимов в сторону увеличения дебита:

Оп 0.нп + (Онп-Оп-1)Ад

Рп - Рип - (Рп-1 - Рнп) Ар.(1)

-при изменении режимов в сторону снижения дебита;

Оп-Онп-(Оп-1-Онп)Ад;

Рп - Пнп + (Рнп - Pn-i) Ар,(2)

где On величина установившегося дебита для очередного режима работы скважины, м3/сут, Рп - величина установившегося забойного давления для очередного режима работы скважины, МПа, Онп - неустановившееся значение дебита по истечении поло00

к:

143

ч:

8

вины времени стабилизации режима; Рнп - неустановившееся значение забойного давления по истечении половины времени1 стабилизации режима; Ад -к-+- ,

Linn - Un -

поправочный коэффициент по дебиту; Ар

Л Р

поправочный коэффициент

Гнп - rn - i

по давлению; AQn - разность между величиной дебита при установившемся режиме и его значением по истечении половины времени стабилизации режима; ДРп - разность между установившейся величиной забойного давления и его значением по истечении половины времени стабилизации режима.

Существенными отличительными признаками изобретения являются:

-продолжительность каждого неустановившегося режима исследования скважи- ны на приток устанавливают равной половине времени полной стабилизации режима, определяемого на основании исследования при установившемся режиме отбора продукции;

-установившиеся значения дебита и забойного давления для неустановившегося режима фильтрации определяют на основании неустановившихся их величин, измеряемых по истечении половины времени стабилизации.

Способ осуществляют следующим образом.

-после получения промышленного притока продукции скважину пускают в работу на первом из планируемых режимов исследования и производят регистрацию изменения дебита и забойного давления;

-на момент стабилизации режима отбора измеряют установившиеся значения дебита и забойного давления и переводят скважину на следующий режим отбора;

-по истечении половины продолжительности стабилизации режима измеряют значения дебита и забойного давления и осуществляют перевод на последующий режим отбора продукции;

-используя значения измеряемых неустановившихся величин дебита и забойного давления из формул (1) и (2) определяют установившиеся их значения для каждого исследуемого режима.

Пример. Скважиной вскрыт продуктивный пласт в интервале 2550-2600 м. После получения фонтанирующего притока нефти скважина была закрыта для восстановления пластового давления, величина которого составила 35 МПа на глубине 2550 м.

В соответствии с планом, предусматривающим исследование на 4-х режимах отбора продукции, после замера пластового давления скважина была введена в работу на первом режиме через штуцер диаметром 6 мм и осуществлена регистрация изменения

дебита и забойного давления до полной их стабилизации. Продолжительность стабилизации режима - 84 ч.

Измерения в процессе стабилизации режима дали следующие результаты: дебит

нефти на средину периода стабилизации - 27 м /сут., в конце периода стабилизации - 23 м /сут, забойное давление в тех же точках соответственно равно 28 МПа и 24 МПа. В соответствии с полученными данными

5 поправочные коэффициенты составляют:

по дебиту: Ад угу 0,148,

2R - 24

по забойному давлению: Ар ---рг-

о и

0 0,143.

По истечении периода стабилизации режима работы скважины через 6 мм штуцер осуществлен перевод на 8 мм штуцер и проведены замеры дебита и забойного давле5 ния по истечении половины периода стабилизации, составившие, соответственно, 29,5м3 и 20,6 МПа.

Используя уравнения (1), определены установившиеся значения дебита и забой0 ного давления для 8 мм штуцера:

Q 29,5 + 0,148 (29,5-23) - 30,5 м3/сут; Р 20,6 + 0,143 (24,0 - 20) 20,1 МПа. Аналогично проведено исследование на штуцерах 10 и 12 мм с определением уста5 новившихся значений дебита и забойного давления (см.таблицу).

Практически равные значения коэффициентов продуктивности, рассчитанные на основании измерений дебита и забойного

0 давления как при установившихся, так и при неустановившихся режимах фильтрации, свидетельствуют о надежности и точности предложенного способа.

Формула изобретения

5Способ определения продуктивности

нефтяной или газовой скважины, включающий исследование скважины на установившемся режиме и в течение равных промежутков времени на нескольких не0 установившихся режимах с измерением дебита и забойного давления перед переходом на последующий режим и определение коэффициента продуктивности скважины по полученным значениям, о т л и5 чающийся тем, что, с целью сокращения сроков и сних:ения затрат на исследование законченных бурением скважин, продолжительность исследований на каждом неустановившемся режиме устанавливают равной половине времени, необ/.одимого для стабилизации режима, а для каждого неустановившегося режима определяют установившиеся значения дебита и забойного давления из выражений: при изменении неустановившихся режимов в сторону увеличения дебита

Qn Онп + (Онп - Qn-i) Ag;

Рп Пнп - (Рп-1 - Рнп) Ар при изменении неустановившихся режимов в сторону снижения дебита:

Qn Онп - (Оп-1 - Онп) Ад;

Рп Рнп + (Рнп - Рп-1) Ар, где Qn - величина установившегося дебита для очередного режима работы скважины, м3/сут;

РП - величина установившегося забойного давления для очередного режима работы скважины МПа;

Онп - неустановившиеся значения дебита по истечении половины времени стабилизации режима;

Ад - ЛОп/(Оп-1 ± Онп) - поправочный коэффициент по дебиту;

Ар ДРп/(Рп-1 ± Рнп) - поправочный коэффициент по давлению;

AQn - разность между величиной дебита при установившемся режиме и его значением по истечении половины времени стабилизации режима;

AQn - разность между величиной забойного давления и при установившемся режиме и его значением по истечении половины времени стабилизации режима;

Рнп - неустановившееся значение забойного давления по истечении половины времени стабилизации режима.

епя