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

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для контроля разработки нефтяных месторождений при совместной эксплуатации нескольких продуктивных пластов. Известен способ определения раздельного дебита многопластовых нефтяных скважин, основанный на опр делении концентраций двух компонентов в продукции каждого пласта и в смешанной продукции скважины 1. Недостаток известного способа сложность операций, связанных с ана лизом концентраций компонентов нефти. Так, например, определение соде жания асфальто-смолистых веществ в не|фтях включает операции фильтровани,. многократной экстракции, упари °вання, адсорбции - десорбции, регенерации адсорбента и растворителей и продолжается 8-10 сут. Наиболее близким к предлагаемому является способ определения раздель ного дебита многопластовых нефтяных скважин, основанный на использовани информациц о концентрации двух пока зательных фракций, отогнанных из обезвоженных нефтей в идентичных условиях, и позволяющий определять раздельные дебиты как двух, так и трехпластовых скважин по специальным расчетным формулам 2. .Однако указанный способ обладает недостаточной прочностью, обусловленной трудностью количественного отбора показательных фракций в двух заданных температурных интервалах. Использование в качестве информативных признаков лишь концентрации показательных фракций не всегдй обеспечивает для пластовых нефтей контрастность, достаточную для точного разделения дебитов совместно эксплуатируемых пластов. Цель изобретения - повышение точности определения раздельного дебита многопластовых нефтяных скважин. Поставленная цель достигается тем, что дополнительно определяют анилиновые точки показательных фракций, и по значениям концентраций показательных- фракций и соответствующим им значениям анилиновых точек определяют величины раздельных дебитов скважины. При этом раздельный дебит двухпластовой скважины определяют по формулам «-«-«, а раздельный дебит трехпластовой скважины определяют по формулам , а ххЧт-в хх()) хлхе(),хлх()хвхс() Qe..9(xT-x T)fQ() . ( где Q - общий суточный дебит многопластозэой скважины, тонны нефти; Q/Q и Q- раздельный дебит сква жины по пластам А, В д g и С, тонны нефти; X , Х,Х и X - концентрация показательных фракций в неф тях из пластов д, в, С и в их , мас. л и с т ,Т,Т и т - анилиновые точки показательньЯХ фракций, отогнанных из нефтей пластов А, В и С и их смеси, с. Способ осуществляют следующим образом. Для определения раздельного дебит нефтяной скважины, совместно эксплуа тирующей несколько продуктивных плас тов , отбирают пробу ее смешанной про дукции, а также серии водонефтяных эмульсий из каждого пласта. Отбор каждой серии проб проводят из нескол ких скважин, работающих только по одному пласту и расположенных вблизи исследуемой. Для получения усреднен ной пробы, характеризуняцей определе ный пласт пробы соответствующей сер предварительно обезволенные с помощ водорастворимого деэмульгатора (дисолван-44И) , смешивают пропорционально суточным дебитам вы 5ранных скважин по нефти. Таким образом, для определения раздельного дебита скважин, совмест эксплуатирующей два или три пласта. анализируют соответственно три или четыре пробы - по одной усредненной пробе из каждого пласта и смесь. Из проб, после окончательного обезвоживания их свежепрокаленным хло истым кальцием, берут равные объемы (200-350 мл), устанавливают навески с точностью 0,1 г помощью прибора для оннократного (равновесного) испарения нефти отгоняют при атмосферном давлении один и тот же объемный процент показательных фрак ций, После наступления ра.вновесия жидкость-пар, фиксируемого по посто янству температуры, циркуляцию флег мы прекращают, устанавливают вьпсод ракций с точностью 0,01 г и опредеяют их равнообъемные анилиновыеочки с точностью 0,1°С. Полученные аналитические данные, тражающие индивидуальность . ластовых нефтей при отгонке их оказательных фракций, а также- закоомерное изменение концентраций аромаических, нафтеновых и парафиновых глеводородов в совместно эксплуатиуемых пластах, используют для расета раздельного дебита исследуемой кважины по ниже приведенным форулам, принимая за 100% общий суточый ее дебит по нефти. Раздельный дебит -двухпластовой . кважины определяют по формулам « да -° - Раздельный дебит трехпластовой скважины определяют по фоЕя« улам . (т-тС)+хх т -тМхС(тс.тб) ( т Лх хЧт -ге;; в(тС;Т)- ( В .Q(XT-XЧ)() где Q - общий суточный дебит многопластовой скважины, тонны нефти; Q, Q и Q - раздельный дебит скважины по А, В д „ и С, тонны нефти; X ,Х.,Х и X - концентрация показательных фракций в нефтях из пластов А, В, С / а г и в их смеси, мае. %; Т ,Т ,Т и Т - анилиновые точки показательных фракций, отогнанных из нефтей пластов А, В, С, и их смеси, с. Идентичные условия отгонки из обезвоженных пластовых нефтей и их смеси показательных фракций, например, с применением аппаратов однократного испарения обеспечивают отбор из них одного и того же объемного процента фракций, отличанлцихся по структурногрупповому составу. Равнообъемные анилиновые точки показательных фракций отражают определенное соотношение в них ароматических, нафтеновых и парафиновых углеводородов и служат одним из информативных признаков пластовой принадлежности нефти. Другим параметром, характеризующим пластовые нефти и их смесь, является выход показательных фракций в массовых процентах (при равных объемных процентах) . Использование указанных параметров и решение систем линейных уравнений приводят к расчетным формулам (1)-(5), позволяющим по аналитическим данным определять раздельньй

дебит двух- и трехпластовых нефтяных скважин.

Ниже приведен конкретный пример реализации способа.

Готовят искусственную смесь трех 5 предварительно обезвоженных нефтей А, В и С в соотношении 45:35:20 j«c.%. Из навесок полученной смеси и исходных образцов, соответствующих 360 мл, отгоняют показательные фракции в ко- 10 личестве 108 мл и взвешивают их с точностью 0,01 I, После определения анилиновых точек фракций по аналитическим данным таблицы и расчетньом формулам (3)-(5) определяют относительную долю образцов А, В и С, составляюгаих искусственную смесь: Q 42,8 мас.%, Q 32,6 мас.%, Q 24,6 мас.%.

Относительная ошибка определения Q.( анализу искусственной смеси соответственно 4,9, 6,9 и 18,7% Аналогично проводят определение относительной доли пластовых нефтей А, В и С в продукции исследуемой трехпластовой- скважиньГ.

310,4

А В С 308,7 308,7

Смесь, мас.%А:В:С

45:35:20 309,4

Формула изобретения

по формулам:

,,.л. х()

49,7{Т)

24,07{Х) 24,48 (Х°) 60,5{ТП 24,34(Х) 57,2(Т )

24,27(Х)

55,1(Т)

трехпластовой скважины определяют по формулам

0

дА а{ххЧт-т хх().) ()а {тЛ-т).х(

,(xr-xVbaW- - а-а-а -.

j(.

5

где Q - общий суточный дебит многопластовой сквад-- а жины, тонны нефти; Q, Q и Q - раздельный дебит сква0жины по -пластам А, В д g (. и С, тонны нефти; Х;,Х ,Х и X - концентрации показательных- фракций в нефти из пластов А, В, С д В С и в их смеси, мас.%;

5 Т, ,Т-, Т и Т - анилиновые точки показательных фракций, отогнанных из нефти пластов А, В, с и их смеси, с.

0

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе

кл. Е 21 В 47/10, 1980.

5

кл. Е-21 В 47/10, 1980 (прототип).