Способ определения раздельного дебита многопластовых нефтяных скважин Советский патент 1982 года по МПК E21B47/10 

(5) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ РАЗДЕЛЬНОГО ДЕБИТА МНОГОПЛАСТОВЫХ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

1

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для определения раздельного дебита скважин, эксплуатирующих совместно несколько продуктивных пластов .

Известны фотоэлектроколориметриА еские методы определения раздельного дебита нефтяных скважин, эксплуаТ(Ирующих совместно два продуктив- ю ных пласта, согласно которым измеряют коэффициент светопоглощения индивидуальных нефтей из каждого пласта и по калибровочному графику в координатах состав-коэффициент свето- 15 поглощения определяют раздельный дебит двухпластовой скважины

Однако коэффициенты светопоглощения индивидуальных и пластовых неф- 20 тей не всегда различаются на величину, необходимую для построения калибровочных кривых, что является причиной недостаточной точности метода.

Кроме того, фотоколориметрические методы характеризуются сложной пр044едурой приготовления стандартнь1х углеводородных растворов нефтей при построении калибровочного графика и не позволяют определять раздельный дебит трехпЯастовых скважин.

Наиболее близким к предлагаемому является способ определения раздельного дебита многопластовых нефтяных скважин путем измерения общего дебита и определения концентрации одного из компонентов нефти в пробах, отобранных из каждого пласта и смешанной продукции Г2.

Однако для получения достоверных результатов определения раздельного дебита скважин информации только о концентрации одного компонента (например ванадия).недостаточно , поскольку распределение-металлов на площади некоторых пластов носит неравномерный характер. Кроме того, известный способ не позволяет опре396делить раздельный дебит трехпластовой скважины. Цель изобретения - повышение точности и обеспечение возможности определения раздельного дебита трехпластовой скважины. Поставленная цель достигается тем, что дополнительно в отобранных пробах измеряют концентрацию другого ком понента и определяют значение дебитов соответственно для двухпластовой и трехпластовой скважины по следуюиЛим зависимостям: « (v) , а - . (,,, Х,(с(-Ь) Ъ -, U) (л,-ъуъх;-сх)- x jy-cx (а-Ъ)(а-с)+х°.х(ЪQ ix,-x)4Q(xC..A) X 1 , (5) Q - общий суточный дебит многопластовой скважины , т : Лиг Ч ,0(1 - суточный дебит скважины по пластам А, В, С, л в С Х,Х Xij - концентрация компонента 1 в продукции пласд g J. тов А, В,С, VI. концентрация компонеита 2 в продукции пластов А. В, С, уВ vS 1 Ь Xi -Xi t D , . концентрация компонентов 1 и 2 в смешанной продукции скважины, Способ осуществляют следующим образом. Для определения раздель,ного дебит (по нефтям) скважины, совместно эксп луатирующей два или три продуктивных пласта, отбирают соответственно три или четыре пробы водонефтяных эмуль сии - по одной из каждого пласта и смесь. В пробах после обезвоживания их обработкой деэмульгаторами опре- , еляют содержание двух компонентов. В качестве компонентов 1 и 2 принимаются любые аналитически легко определяемые ингредиенты, одновременно присутствующие как в продукции пластов А, В, С, так и в смешанной ,м). продукции скважины. Для водонефтяных эмульсий fi качестве компонентов 1 и 2 могут служить парафины, асфальто смолистае вещества, вода, соли, отдельные ионы и т.п. Способ основан на количественном определении двух ингредиентов нефти, концентрация которых закономерно изменяется по мере удаления пластов от дневной поверхности. В качестве таких признаков пластовой принадлежности нефти (т.е. компонентов t и 2) могут быть использованы, например, парафиновые и ароматические углеводороды или асфальтены и силикагелевые смолы. Известно, что в более глубоких и высокотемпературных условиях земной коры нефти обогащены метановыми (парафиновыми) углеводородами,а в нефтях, приближающихся к дневной поверхности и подвергающихся воздействию окислительных процессов, отмечается повышенное содержание ароматических углеводородов, а также асфальто-смолистых веществ. Полученные аналитические данные используют для определения раздельного дебита по выражениям (l)-(5). Использование в качестве признаков пластовой принадлежности двух компонентов нефти (концентрация которых закономерно изменяется по пластам) вместо одного параметра или компонента обеспечивает получение более достоверных (а значит и более точных) результатов определения раздельного :дебита. Формула изобретения Способ определения раздельного дебита многопластовых нефтяных скважин путем измерения общего дебита и определения концентрации одного из компонентов нефти в пробах, отобран-i. ных из каждого пласта и смешанной продукции, отличающийс.я тем, что, с целью повышения точности и обеспечения возможности определения 5961(121 раздельного дебита трехпластовой скважины, дополнительно в отобранных пробах измеряют концентрацию другого компонента и определяют значение дебитов соответственно для двухпластовой и трехпластовой скважины по формулам: д С(х,-Ъх,) X(o.-t) « qA. xi(vbx:.);x ,) x x toi-bl-x x5Ca-c)4xViXb-c G(x,x)Q-(x,-x (f .Q - Q - общий суточный дебит многопластовой скважины, т; пр Вр 20 то дл да № (п A 9. C. (TQ (1 - суточный дебит скважины . - по пластам Л, В и С, т; Х|,Х,Х - концентрация компонента 1 в продукции пластов А, В и С, %/%, / «Xi/i концентрация компонента 2 в продукции пластов А, В и С, %/% В С . а 77Г X-iXj - концентрация компонентов 1 и 2 8 смешанной про- . дукции скважины, %/%., Источники информации, нятые во внимание при экспертизе 1.Гильманшин А. Ф., Глумов И.Ф. менная инструкция по применению фоалориметрии добываемых решения геологопромысловых за. Бугульма, ТатНИИ, 1565, с. ЗВ. 2.Авторское свидетельство СССР 15781, кл. Е 21 В Й7/10, 1977 ототип).