Способ исследования нефтяных скважин Советский патент 1979 года по МПК E21B47/00 

54) СПОСОБ ИССЛЕДОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ СКВА)ХИИ

Г Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти- применение при гидродинамических исследованиях разведочных и вновь пробуренных нефтяных скважин и эксплуатационных скважин, эксплуатирующихся без отложений парафино-смолистых веществ. Известен способ исследования нефтяных скважин путем установившихся отборов l . Этот способ применяется при установившемся режиме эксплуатации, кото рый достигается длительной работой скважины. Длительная эксплуатация разведочных и вновь пробуренных сква жин, ввиду отсутствия обвязки с нефт проводом, связана с большими трудностями и затратами по транспортиров ке добытой нефти. Известен также способ исследовани нефтяных скважин, заключающийся в том, что скважину останавливают на восстановление забойного давления до уровня пластового, затем пускают ее в работу при неустановившемся режиме фильтрации, регистрируют во време ни значения забойного давления дебита. Значения забойного давления регистрируют глубинным манометром, установленным на кровле продуктивного пласта, а значения дебита - с помощью индивидуальной замерной установки, обвязанной с устьем скважины. Полученные данные обрабатывают по известным формулам подземной гидродинамики и определяют параметры пласта: гидропроводность, проницаемость, пьезопроводность, приведенный радиус и коэффициент продуктивности 2. К недостаткам способа относятся необходимость оборудования сквайсины для ее исследования индивидуальной замерной установкой, что приводит к дополнительным затратам материальных средств, кроме того, замер дебита в индивидуальной замерной установке связан со значительными погрешностями, которые могут доходить до 15%, Причинами столь высокой погрешности являются всплескивание и пенообразование нефти при поступлении е в мерник, недостаточное очищение нефти от газа в сепараторе, отложения парафина на станках мерной емкости и другие. Следует отметить, что по известному способу, когда переменный дебит замеряется за сокращенное время (за 30 мин), а затем пересчитывается на 24 ч, то величина погрешности становится еще более значительной. Цель изобретения - повышение точ ности измерений, Это достигается в предлагаемом способе исследования нефтяных скважин, заключающемся в восстд1новлении забойного давления допластового и измерении в процессе отбора флюида падения забойного давления тем, что после замера падения пластового дав ления прекращают отбор флюида и замеряю изменение давления во времен на забое, в затрубной пространстве и на буфере, а величину притока определяют по формуле ) f:, dP, (t) . ,,. dPj(t) Т . dt .. ,. . , . .. где g(t) - значение притока флюида - площадь сечения затрубного пространства и подъемных труб,см Pg ,PjP,- давление восстановления на заоое, на устье и затрубном пространстве и на буфере, кГс/см J - удельный вес нефти в плас товых условиях, t - время, с. На фиг.1 изображены кривые измене ния давления; на фиг.2 - график при тока флюида к забою скважины после закрытия ее на устье на фиг.З график изменения давления с учетом притока, преобразованный в координа тяу Рп-1- -AT, . Tax cn-c, ,, Способосуществляют в следующей последовательности. Нефтяную скважину, в которой забойное давление восстановлено до пластового, пускают в работу и. заме ряют падение забойного давления в течение 3-4 ч глубинным манометром, установленным на кровле пласта. Этог времени достаточно для получения на дежной кривой изменения давления. Затем прекращают отбор флюида и в течение часа измеряют изменения забойного, затрубного и буферного давлений. Времени одного часа доста точно для получения данных, по кото рым определяют величину притока флюида на забой скважины в момент закрытия ее. на устье. На этЪм закЖн чив-ается процесс исследования скважи ны. По полученным данным по известны формулам определяют фильтрационные параметры пласта.. Пример . Глубиннонасосную скважину 326 Беркет-1О1ючевского мес рождения Татарской АССР эксплуатируют насосом НГН-32, спущенным на 2 насосно-компрессорных трубах (Н.КТ) в 5 эксплуатационную колонну. Инте вал перфорации составляет 17521754 м, площадь сечения затрубного пространства 108 смГ Плотность неф Ти в пластовых условиях составляет р,794 Г/см, вязкость 4,7 сП. Отложений парафино-смолистых веществ в трубах скважины в процессе ее эксплуатации не происходит. На восстановлении пластового давления скважина находилась в течение 216 ч. Затем она была пущена в эксплуатацию и через 3 ч работы была переведена на режим восстановления давления (была закрыта на устье). При этом замер восстановления давления, производили в течение более чем за 1,5 ч. Исследование скважины осуществляли при стравленном (до атмосферного) затрубном давлении глубинным манометром, установленным на кровле пласта. Полученные результаты приведены на фиг.1, где .цифрой 1 обозначена кривая изменения забойного давления, полученная, после пуска скважины в работу, цифрой 2 - кривая восстановления забойного давления, полученная после закрытия скважины на устье. Далее результаты обрабатывают следующим образом. По данным кривой 1 определяют значения переменного притока флюида по формуле ,+L dPc(i) f, dPa in aPd-(i) , .1. .,iii. .1 „ -„ ..... ( ии.ГГчииш - iiJ.3 « 4 т dt г dt т di Для глубиннонасосной скважины со стравленным затрубным давлением формула (1) принимает вид . ,1э...йРсМ, Т .3 где g(t)- значение переменного притока флюида в момент времени i , fj, площадь сечения затрубного (кольцевого) .пространства и подъемных труб, см ; Рс,Рз,Рб-давленйе восстановления на забое,на устье-и затрубном пространстве и на буфере, кГс/см г Т- удельный вес-нефти в пластовых условиях, г/см; t - время, с. По полученным данным CTJDOHT график зависимости притока от времени g(t) (см.фиг.2). Продолжив график до пересечения с осью ординат, получают значение притока, соответствующее . моменту закрытия, на устье («|, /w.-j,. В нашем примере й, - 95 . Затем определяют значенийпритока из пласта, вызванные пуском скважины в работу по формуле q-Av- i- p t) гдeдp(t) - значения изменения забойного давления, полученные после пуска скважинй в работу, кГс/см ; РЛЛ-З. перепад давления (между пластовым и забойным), cooTBetcTвующий моменту закрытия скважины на устье, кГс/см . Полученные данные обрабатываю по формуле -(en-3 entV (4) . ДР . 1Н ) 41ГК.11ч -с.пр л I (1))-дРсаЬ 5) oC(D)« 0,075-to,925 fCPj.)) f6) APcCt)dt f{Pc) 5 о 3 - интеграл; - плсяцадь прямоугольника ронами которого являются Д р. (t)и X/ - вязкость нефти, сП; К - проницаемость, Дарси ;, h - эффективная мощность ила та, см;2 Э - пьезопроводность, см /с слр приведенный радиус, см. Результаты расчетов приведены таблице. По расчетным: данным, строят график зависимости др ,, ; ; . (см.фиг.З). По прямолинейному уч ку графика определяют: а) тангенс угла наклона прямо 87,ff-75,73 -0,0-1446-7б) -отрезок, отсекаемый график .на оси абсцисс при ординате, рав . ,з7. Расчитывают параметры пласта 1.Коэффициент гидропроводнос Kh J/ . -1 -г7,ОО Д.слл/с JU 4561 4-3,14 2.Комплексный коэффициент пь проводности Проницаемость Kh/X/./e 7,00-4,7 0,(645Д,

653385 4. Пьезопроводность V- 0,-Г645 2, 4,7-г,б8-10-5 3 f OcAN /с, (Ь - коэффициент упруго . - -( емкости, г---;;-, . кГе/см 5. Приведенный радиус скважины 4Э,бс/1л С.ПР е 0,69 6. Коэффициент продуктивности n.Kfif -Tn-s gtr7,00-0.87-2,3,-t «,57-г-2,зе§:г . С.ПРUj- so c.np 0,488T/cvT. кГс/сМ гдеЗрц -;плотность. нефти в поверхностных условиях, г/см . Д -объемный коэффициент. Таким образом по предлагаемому способу не требуется оборудовать скважину при ее исследовании .индивидуальной или другой замерной установкой. Благодаря этому упрощается техническое обеспечение процесса исследования и за счет этого расширяется возможность охвата .скважин гидродинамическими исследованиями. Поскольку по предлагаемому способу не требуется проводить замер дебита, то исследование одной скважина обходится деше5зле, чем по известному способу, на сумму стоимости передвижной замерной установки, эксплуатируемой в течение одного рабоч.его дня. Стоимость таковой в НГДУ сулеевнефтьсоставляет 83,0 руб. ПараметЕ л пласта, например, гидропроводность, проницаемость, продуктивность, определяемые гидродинамическими методами находятся в прямой зависимости от дебита скважины. По предлагаемому методу погрешность определения дебита не превышает 5%.

Формула изобретения

Способ исследования нефтяных скважин путем восстановления забойного давления до пластового и измерения в процессе отбора флюида падения забойного давления, о т л и ч а ю и и и с я тем, что, с.целью повышени точности, после замера падения пластового давления прекращают отбор флюида и замеряют изменения давления во времени на забое, в затрубном пространстве и на буфере, а величину притока определяют по формуле

fa-bfn dPc(t)

) Т dt

fy dP3(t) {„ apffW Т dt Т d-t

imo

где i(t) - значение притока флюида, см/с;

t,,fn - площадь сечения затрубного пространства и подъемных труб, см ; .

РС.РЭ, давление восстановлен на забое, на устье и затрубном проранстве и на буфере, кгс/см ;

ЯГ - удельный вес нефти в пластовых условиях, г/см ;

t - время, с.

Источники информации, принятые во внимание hpи экспертизе

в работу ,НефтепрО1 алсловое 1971, № 2,, с.21-23.

гот i.ctK

iDuz.l

f(«

ЮО

год

па

.,

(00

700 фиг.2

50С , t.ee