Способ определения дебита и газового фактора действующей нефтяной скважины

 

Использование а нефтяной прсгдыишенности для определения дебета и газового фактора действующей нефтяной скважины Сущность изобретения после бурения регистрируют кривую восстановлемил давления По ней определяют прирост давления о единицу времени Строят кривую зависимости дебита, замеренного после бурения, от иригюста давления и по ней определяют дебит действующей скважины Газовый фактор определит по крипой зависимости газового фактора, заморенного после бурения, от градиента давления определяемого по результатам замера устьевого и забойного давлений в действующей скважине 2 ип

ЖМЭЩЩ

ENllN- Щфу р!!ц |

"-. МАЛ|.|г т.,„, ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К ПАТЕНТУ

1(олштет Российской Федерации по патентам и топарнылт знакам (21) 4912336/03 (22) 18.02 91 (46) 15.10.93 Бюл. Г4ч 37-38 (71) Производственное сбь дине!,ие Уренгойгч !яром" (72) Райкевич С.И (73) |,айкевич Сергей Иосифович (54) СПОСОБ ОПРЕДГЛЕНИЯ ДЕБИТА И ГАЗОВОГО ФАКТОРА ДЕЙСТВУЮЩЕЙ НЕФТЛНОЙ СКВАЖИНЪ| (57) Использование в нефтя!юй премьер!ленности для определения дебига и газо!!ого ф,тктора дей— (!9) ЙЦ (!ц 2001269С1 (5!) 5 еив47А!0 стеугщей нефтяной скважины Сущность изобретения: после бурения регистрируют кривую восста-!!овле!!ия давления. По ней определяют прирост давления в единицу времени. Строят кривую зависимос!!! дебита, замеренного после бурения, от лр!!,к ста давления и по ней определяют дебит дей-.гвующей скважины Газовый фактор определяют по кривой зависимости газового фактора, замере!. ного после бурения, от градиента давления, олр.деляемого по результатам замера устьевого и забо! ного давлений в действующей скважине. 2 ил

2001260

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для определения дебита и газового фактора действующей скважины по результатам комплексных исследований скважины после бурения, произведя небольшое количество прямых замеров.

В мировой и отечественной практике — дебиты нефти и газа измеряются на поверхности с помощью автоматизированных эамарных установок с предварительной сепарацией продукции скважины через сепаратор и последующим измерением дебита нефти и газа через расходомеры.

Однако, в частности, в условиях Уренгойского газоконденсаторного месторождения (УГКМ) не нашли применения отечественные серийно выпускаемые эамерные установки типа "Спутник", рассчитанные на рабочее давление по 4 мГ)а, вследствие повышенного газового фактора продукции нефтяных скважин с рабочим давлением, достигающим 15 мПа. Запроектируемые для замера дебита нефти и газа замерные сепараторы типа ГП 36500000 на кустах скважин для замеров продукции с вышеуказанным давлением, в большинстве случаев, не монтируются из-за их отсутствия, и нефтяные скважины обвязываются, минуя замерной сепаратор, по упрощенной схеме. Кроме того, смонтированные на промыслах УГКМ единичные стационарные замерные сепараторы показали низкую промысловую эффективность при производстве замеров дебита нефти и газа высокодебитных скважин вследствие высокой трудоемкости при производстве замеров.

Дебиты же низкодебитных скважин произвести не удавалось вследствие длительного времени заполнения сепаратора и невозможности стабилизации рабочего давления при замере.

В качестве прототипа выбран широко известный способ замера дебита и определения газового фактора действующей скважины, включающий периодический замер устьевого и забойного давлений, дебита и газового фактора и регистрацию кривой восстановления давления (КВД). Результаты замеров затем обрабатывают и рассчитывают газовый фактор.

Недостатком прототипа является дороговизна необходимого для замеров оборудования, а также большое количество замеров.

Целью изобретения является снижение затрат времени и средств за счет использования данных комплексных исследований скважин после бурения и уменьшения количества прямых замеров.

Поставленная цель достигается тем, что в известном способе, включающем периодический замер устьевого Pycr. и забойного

Рздб. давлений и регистрацию кривой восстановления давления, по кривой восстановления давления, регистрируемой после бурения, определяют прирост давления в единицу времени, строят кривую зависимости этого прироста от дебита, замеренного после бурения, и по этой кривой определяют дебит действующей скважины, а газовый фактор ее определяют по кривой зависимо.сти газового фактора, замеренного после бурения, от градиента давления, определен15 ного по результатаье замера устьевого и забойного давлений в действующей скважине.

Способ осуществляется следующим образом.

Для определения дебита по КВД, пол20 ученной при комплексном исследовании нефтяной скважины, определяют прирост забойного давления за единицу времени

Ь Р/ЛТ в течение 5, 15, 30, 60 мин с момента остановки скважины, а также значений

Л Р/Л Т, соответствующих точке перегиба.

Выбирают одно иэ максимальных значений.

Затем по полученным значениям Л Р /AT u прямых замеров дебита нефти и газа, произведенных перед остановкой скважины на

КВД, рассчитывают и строят усредненную кривую зависимости дебита (Q«) нефтегазовой смеси от Л P/A T. Qgr f (Л Р/Л Т) для всех скважин (фиг,1), Для определения дебита в процессе эксплуатации скважину при

35 замере забойного давления Р аб. останавливают и в течение 1 ч глубинным манометром регистрируют кривую восстановления давления, с одновременным замером устьевого (Руст.) и затрубного (Рзатр.) давлений. По пол40 учении КВД определяют прирост забойного давления за 1 мин в течение 5, 15, 30, 60 мин с момента остановки скважины. Выбирают

Одно иэ максимальных значений и по усредненной кривой зависимости дебита нефте45 газовой смеси от прироста забойного давления QHr = f (A P/AT), построенной по результатам комплексных исследований скважин, находят дебит нефтегазовой смеСи.

В основу методики положены зависимости теории упругого режима фильтрации жидкости в пористой среде: изменение давления на забое остановленной скважины в условиях изменяющегося во времени при55 тока газожидкостной смеси в ствол скважины. расположенной в бесконечном пласте. а, с 2.05 К

Рэаб (t) = Рзэб (0) > — --- — -- )и — — — ——

4.гk h „2 спр

2001260 ки;

Время остановки

В работе 0

14

Забойное давление

186.52

204,78

215,21

225,21

231.3

Устьевое давление

117

143

152

162

167

Р Рб Р ст усм =

Ргст

186,52 — 117 — 0,2528;

275

)CM =

Ргст

186,52 + 117 151 76

2 б+

1,28;

0 г

Q®вЂ”,ГФ

+ у, !000

Ог = (QMr - Qw) 1000, где qa — дебит скважины до остановки;

Рлаг(0) — забойное давление до остановр — динамическая оязкость нефти; к — коэффициент пьеэопроводности; 5 г2слр — приведенный радиус скважины;

h — толщина пласта.

В связи с незначительным периодом остановки скважин для регистрации КВД применение модели бесконечного пласта для 1О определения дебита нефтегазовой смеси вполне допустимо.

Для определения газового фактора по имеющимся материалам комплексных исследований с определенным газовым факто- 15 ром, по величине замерных Руст, и Ребаб. определяют градиент давления газожидкостной смеси (ус ) в стволе скважины по формуле где Ргст. — гидродинамическое давление ствола воды в интервале перфорации (для

БУ 275 кгс/см2, БУ " 285 кг/см ). 25

Затем определяют среднее давление (Рср.) в стволе скважины

Используя полученные результаты по нефтяным скважинам, строят диаграмму кривых зависимостей замеренного газового фактора газонефтяной смеси от градиента давления при различных средних давлениях (Pcp.) в стволе скважины (фиг.2), Для определения газового фактора в скважине, работающей на установленном режиме, глубинным манометром замеряют 40 устьевое и забойное давления, по значениям которых вычисляют градиент давления газожидкостной смеси усгл и среднее давление(Р,р.) в стволе скважины. По полученным значениям ус> и Р,р. на диаграмме серии 45 кривых зависимостей определяют газовый фактор.

Для определения дебита жидкости (О г) и газа (Qc) используют выражения

50 где Онг — дебит скважины;

0ж — дебит жидкости;

Ог — дебит газа;

ГФ вЂ” газовый фактор; уг — удельный вес газа.

Нэ фиг. 1 изображена кривая зависимости дебита нефтегазовой смеси от прироста давления; на фиг. 2 — кривая зависимости газового фактора от градиента давЛения.

В таблице даны примеры выполнения предлагаемого способа. Ниже приводится контактный пример выполнения способа из таблицы по скважине М 6288 (BY ). 27 мая

1990 г в скважине М 6288 проведены исследования по замеру Руст., Рзаб. и начальной

КВД. Получены следующие результаты;

Расчет газового фактора производится следующим образом:

1. Определяется градиент давления (ycM) и Рср

По диагратлме зависимости находим газовый фактор.

ГФ 5 1000: уг- 1000: 0,8- 1250 м /т.

Для определения дебита газонефтяной смеси, находим прирост давления за единицу вретлени ДР.

Д Р/Д Т эа 6 ми 204,78 — 186,52 3 04

215,21 — 186,52 за 14 мин — -- - ---2,05;

225,21 — 86,52 за 30 мин30 за 60 231,3 — 186,52 — 0.746.

По диаграмме зависимости по значению

Д Р/ЬТ - 3,04 находим дебит нефтегэзовой смеси: Qл, - 160 т/сут.

По значениям ГФ и QHr находим дебит жидкости

2001260

Ож

О г 160

ГФ 1+1,25 — — 71 т/сут.

В процессе исследования заявленного решения на новизну по патентной и научнотехнической литературе не обнаружено совокупности признаков, отличающих заявленный способ от прототипа.

Использование подобных определений дебита нефтегазовой смеси ранее не вопло.цалось в практику иэ-за отсутствия методики и базы сравнения получаемых результатов.

Известный способ замера дебита нефти и газа через ГЗУ или через передвижные замерные сепараторы не обеспечивает замер нефти и газа при эксплуатации на месторождениях, характеризующихся высоким газовым фактором при высоком рабочем давлении.

Сопоставительный анализ заявленного решения с прототипом показывает, что заявленный способ отличается от прототипа определением дебита нефтегазовой смеси по скорости восстановления забойногодавления при закрытии скважин на КВД, à определение газового фактора по градиенту давления газожидкостной смеси в стволе скважины, Таким образом, приемы, используемые при реализации способа определения дебита и газовой фактора неизвестны ранее и придают заявленному решению новые свойства, позволяющие сделать вывод о соответствии заявленного решения критериям "Новизна и существенные отличия".

5 При экспериментальной проверки были обследованы результаты исследования всех нефтяных скважин Уренгойского месторождения. Результаты по семи скважинам приведены в таблице.

10 Из приведенной таблицы следует, что предлагаемое решение позволяет определить дебиты нефти и газа и газовый фактор . при незначительной величине погрешности без использования стационарных замерных

15 установок, только ро результатам глубинных гидродинамических исследований.

К достоинствам предложения следует также отнести оперативность определения дебита и газового фактора и сокращение

20 потерь добычи нефти при исследовании скважин после проведения ремонтных работ и интенсификации и возможность оперативной оценки результатов в полевых условиях, 25 (56) Спутник нефтегазопромыслового геолога. Справочник. / Под ред. И,П.Чоловского, M„1989, с, 233.

Гвоздев 6:fl., Гриценко А.И., Корнилов

30 А.Е, Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, M., 1988, с. 30.

200 260

Продолжение твблицы

2001260

Продолжение таблицы

Продолжение таблицы

2001260

5м

15 м

60м

30м

ТП

3,02

2,66

1,35

2.05

3,1

0.65

0.87

0,72

0,719

0.9

0,4

0,51

0,45

0,45

0.7

1.06

0,64

1,06

1,41

1,85

1,68

1,02

1,39

1,44

0,98

1,16

1.5

0,944

1,07

1,06

0,96

1,25

1,09

1,4

0,25

0,31

0,246

0,24

0,271

0,22

0.314

0,264

0,133

0,136

0,15

0,103

0,15

0,178

0,146

0,102

0,17

0,18

0,138

0,23

0.197

0,153

0,23

0,065

0,066

0,098

0,066

0,39

0,295

0,434

0,564

0.247

0,33

0,23

0,452

0,3

0.37

0,43.0,45

0,45

0.40

0,37

0,373

0,29

0,43

0,44

0.6

0.521

0,341

0,44

0,98

0,7

0,904

0,742

0,34

0,4

0,5

0,455

0,19

0,57

0.69

0.63

0,818

0.52

0,58, 0,6

0.62

Номер по порядку

Р/Т мин кг/см

Продолжение таблицы

16

Продолжение тэблицы

Продолжение таблицы

2001260

Продолмочие >лблици

2001260

Ю,л/ую

f00

Р5 Мам мин,0

Фуг.f

Формула изобретения

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДЕБИТА И ГАЭОВСГО

ФАКТОРА ДЕЙСТВУЮЩЕЙ НЕФТЯНОЙ СКВАЖИны, включающий периодический замер ус- 5 тьевого и забойного давлений в действующей скважине, регистрацию кривой восстановления давления и определение дебита и газового фактора по результатам обработки полученных значений, отличаю- 10 щийся тем, что, с целью снижения затрат времени и средств за счет использования данных комплексных исследований скважины после бурения, кривую восстановления давления регистрируют после бурения 15 и по ней определяют прирост давления в единицу времени. замеряют дебит скважины после бурения, строят кривую зависимости этого дебита от прироста давления и по этой кривой определяют дебит действующей скважины, замеряют газовый фактор скважины после бурения. затем определяют градиент давления по результатам замера устьевого и забойного давлений и строят кривую зависимости газового фактора, замеренного после бурения. от градиента давления. по которой определяют газовый фактор действующей скважины.

2001260

Фиг. 2

Составитель С. Райкевич .

Техред М.Моргентал Корректор С.Юско

Редактор Н. Федорова

Заказ 3119

Тираж Подписное

НПО "Поиск" Роспатента

113035, Москва, Ж-35, Раушскэя наб., 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент" . У, r. жгород, ул.Гагарина, 101