Способ определения коэффициента продуктивности насосных скважин Советский патент 1979 года по МПК E21B47/10 

где сС - угол наклона прямой динатах А , -t ;

Нс-М()

Н - Н

где HcfHCt) - соответственно приведеные статистический и динамический уровни жидкости в затрубье сквахсины;

. приведенный уровень жидкост в скважине при установившемся состоянии (в процессе ее работы).

Приведенные значения уровней газожидкостной смеси в эатрубном пространстве скважины определяются:

foP

(4)

Н Н Тер

(т. е. давление на устье затруоного пространства скважины пересчитывается в метры уровня гаэонефтяной смеси), .

где Н 7 уровень жидкости в затрубном пространстве, определенный по волнограмме;

7cf3 средний удельный вес ра зонефтяной смеси в затрубном пространстве (величина практически неизвестна) ;

Р- давление на устье затрубнего пространства, соответствуиядее Н (т. е. Р ; -р (t );Р.

В процессе восстановления уровня npk закрытии скважины, давление на устье затрубного пространства изменяется, поэтому на практике имеет место

(i) Тогда зависимость (2) принимает L..L(,, Гс--7ъ;/ /н-l Гн °РТ 1 %/ 1 Tcpj т. е. в расчете участвует;прайтически неизвестная величина ТерСредняя плотность газонефтяной смеси зависит.от значительного числа факторов и практически может изменят ся от 0,3 до 0,9 г/см . В связи с этим точность определения приведёнШ го уровня по формуле (4) в большей мере зависит от того, какое значени Тер принято в расчетах. Необходимо заметить, что в настоящее вр ся нет надежной методики расчета pa пределения удельного веса газонеф- тяной смеси по стволу скважины и, как правило, в расчетах Гср прИ нимается весьма условно. Кроме того, ошибки при определении уровня и, следовательно, коэффициента продуктивности возможны в процессе замера уровня жидкости в скважине из-за различных скоростей распределения звуковой волны в газовой среде при различных ее давлениях. Целью изобретения является повышение точности определения коэффици ента продуктивности насосной скважи

Поставленная цель достигается тем, что в процессе регистрации уроня газожидкостной смеси давление газа, в затрубном пространстве поддерживают постоянным.

Способ осуществляется; следующим образом.

Скважина оборудуется волномером Для контроля за давлением на устье затрубья скважины устанавливается манометр, а для обеспечения постояного давления газа в затрубном пространстве на его устье устанавливается клапан предельного давления.

Насос отключается, закрывается выкидная задвижка скважины и через определенные промежутки времени отбиваются волномером глубины восстанавливаемого уровня газонефтяной жидкости в затрубье скважины.

В процессе исследования клапан предельного давления удерживает посто.янное заданное давление на уст затрубного пространства.

Избыток давления перепускается в нефтесборный коллектор.

В этом случае зависимость (5) преобразуете я:

(О

Аen

(О т, е. отпадает необходимость в расчетах коэффициента продуктивности использовать приведенное значение динамического уровня H(i:) и, следовательно, практически неизвестной величины уср , Расчеты ведутся с использованием величии динамического уровня, определенным по волнограмме Применение предлагаемого способа исследования насосных скважин волнометрированием значительно повышает точность исследования, что позволяет эксплуатировать насосные установки в оптимальном режиме и получать годовой эффект порядка 3 млн. руб. от дополнительной добычи нефти. Формула изобретения Способ определения коэффициента продуктивности насрсных скважин путем регистрации во времени уровня газожидкостной смеси в затрубном пространстве скважин после их остановки методом волнометрирования, отличающийся тем, что, с целью повышения точности измерения, в процессе регистрации уровня газожидкостной смеси давление газа в затрубном пространстве поддерживают постоянным.

5659731е

Источники информации, принятые во 2. Еникеев Н. . Эксплуатация внимание при экспертизеглубинонасосных скважин..М., Нед1. Репин Н. И. и др. Технология 3. Буслаев С. И.. Гидродинамические механизированной добычи нефти. М., . методы исследования скважин и плас Недра, 1976, с. 61-69.тов, М. , Недра , 1973, с. 24-28.

ра , 1971, с. 113.