Способ определения оптимального дебита нефтяной скважины

)4 Е 21 В 47/10 43/О ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕН ОСУДАРСТВЕННЫЙ НОМИТЕТ СССРО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИИ А ВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ(56) Чернов Б.С., Базлов М.Н Жуков А.И. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. М.:остоптехиздат, 1960, с. 29Мищенко И,Т. и др. Сборник задачпо технологии и технике нефтедобычи.М.: Недра, 1984, с30-31,(54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОПТИМАЛЬНОГОДЕБИТА НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ(57) Изобретение относится к нефтедобывающей пром-ти, Цель изобретенияповьппение точности определения оптимального дебита скважины залежи снизко- и чысокопроницаемой, частями,Проводят гидродинамические исследования скважины на установившихся режимах фильтрации при забойных давлениях,превышающих давление насьпцения нефти газом. После исследования регистрируют кривую восстановления давления вскважине. Определяют коэффициент гидропроводности высокопроницаемой части залежи. Величину оптимального дебита вычисляют по формуле Ц,=2 пФ,где Ы= Р,(Я)2 пС, 1 пВ(г -ВР) - параметр характеризующий гидродинамическую связь между раэнопроницаемымичастями залежи, м /с; Е, - коэффициэент гидропроводности высокопроницаемой части, м /Па с; Я - дебит скважины при установившемся режиме, м /с;эйР - депрессия на пласт при работескважины с дебитом Ц, Па; В, гсрадиусы контура питания и скважины,м. Приток фпюида в ствол скважиныосуществляется только по пропласткус высокой проницаемостью, а низкопроницаемая часть коллектора подпитывает высокопроницаемую. условием оптимального режима работы скважины является соответствие между кол-вом флюида, поступающего из одной части вдругую, и отбором жидкости иэ скважины, 1 табл, 1 1 ч 31Изобрецц отггосится к нефтедобывающей ггргмыггтгегггггсти и может бгь использовано при выборе оптимапьцого ржима работы цеЛтяцой скважины нпроцессе эксппуатации,Це:гг,гг изобретения является повышение гочности определения оптимального дебита скважины залежи с низко- и нысокопроцицаемой частями.(:ущггос гь ггредпагаемого способа поясняется обоснованием оптимапьцогс дебита цеЬтяцой скважины, нскрыающей залежи со с 1 ожггопостроенным коплектором, состоящим из низко- и нысокопроницаемой частей. Приток флюидав ствол скважины осуществляется только по проппастку с высокой проницаемостью, а низкопроницаемая частьколлектора подпитывает нысокопрошг -паелгую .В случае стационарного режима уравнение фильтрации дпя высокопроницаемой системы будетгде )- пад.гггге дапггеггия В высоко" прогггпаелгои час ги сложггоггостроеггггого коллектора; коэЬЬициецт гидропроводностекущий радиус;1(г,) - скорость перетока флюида ггэ ниэкопроницаемой системы ннысокопроцицаемую. В замкнутом .пасте радиуса Р, сграничным ус:гониемгде г - р ггсг;гжггггьг;сдебит скга.кггныпадение данпеция на забое будет3Функцию перетока (т ) выбирают в зависимости от принятой модели фильтрации, В случае емкостной системы, состоящей иэ двух проппастков, 1.1 ) должна отражать свойства низкоцроницаемой части коллектора и возрастать с уменьшением г, Такому условию отвечает функциягде а и а - параметры, зависящие ог проницаемости, паденияпав:геция н ггггэкоггроггш;аслгоц части кг:гггектора.При а=О(г=-О уравнение (3) прег)гаг(ае гя формулу Дюцюи дпя одно,родцог о коп:гектора. (.педоватепьцо,второе слагаемое определяет вклад низ.копроцццаемой части, а первое - приток то:гько по высокопроницаемому проппа.тку.Усгггггг м выбора о;гтимаяьного режима и гбгьг скважины является соответ-.и гц ,цу гочичеством фпоида, по упаюгцег 1 иэ ниэкопроцицаемой частиколлектора в нысокоцроцицаемую и отбором жицкости из скважины - дебитом. 1 ля этого необходимо проинтегрирогэать выражение скорости перетока "),:,г по ппог(аи контакта высоко.г;гггггогггггсгелгой чцстегг /=7"( ) ;. )сСчигпгг Р)" . и учитывая ),4), изураггг-"гггй ( 3,) и ( 5) получается форму:а дя опрсдепеция оптимального дев- ) ,(с3(г гя . =.= 1- -- 1 п -ЛР. (6,Д Р 12 7 е г с Рсггопьэуя данные гидродинамичес: г;х исследований скважины на установинггихся режимах фильтрации, в процессе которых замеряется дебит Ы изабойное давление, определяется депрессия ца пласт Л Р, параметр г( дпякаждого режима и оптимальный дебитИсследования скважины проводятчгцая с. лгинимапьных дебитов, полянугвщие дебггты больше предыдущих,ри этом эбонные данпения це должны превьпгать давление насыщения нефти газом, так как выведенные соотношения дпя определения оптимального45дебита пригодного дпя однофаэнойфильтрации Ьпюида,Поскольку для двухемкостных систем индикаторные линии выпуклыоси 5 О дебитов, то на первом режиме замеренцьгй дебит (, будет меньше дебита,определяемого формулой (6), так какгизкопроницаемая система подключипась не полностью, Дпя второго режима замеренцый дебит превышает Цо фтак как является суммой двух слагаемых: первого - эа счет имевгггегося ко"пичества флюида и нысокопроницаемойчасти, и второго - соответствующегохарактеризующий гидродинамическую связь между раэнопроницаемыми частями залежи,м/с;коэффициент гидропроводности высокопроцицаемой части,м /Па с; 2,4 /,8 42,36 27 35 50 75 40739,2 -21,2 40 Сравнивая значения Ц и Г и выбиорая в качестве первых итерационныхзначений , =38,5 м/сут, Л Р=3,7 МПа,по Формуле (6) найдены с=7,65 ий =41,54 м)/сут.Так как Ы ( Д , то Ц =44,25 м/сут,31, =4,35 МПа значения Ю =7 53 ф ф о:41,13 м /сут,Ц - дебит скважины при установившемся режиме, м /с;3 45 Составитель М.ТупысевТехред М.Дидык Редактор 1,Волкова Корректор .11,Пдтай Тираж 532 ПодписноеВНИИПИ Государственного комитета СССРпо делам изобретений и открытий113035, Москва, Ж, Раушская наб., д. 4/5 Заказ 4612/29 11 роизвопетвеццо-полиграфическое предприятие, г, Ужгород,ул. роектцдя, 4 перетоку Флюида из цидкопроцицдемой части в высокопроцицдемую, Значецие оптимдльного дебита , можно опрепелить методом итераций гдеи " выбираются из условия(8)к-;после определения ц, по Формулам (6)После проведения гидродицамических исследований скважину останавливают и регистрируют кривую восстановления давления в скважине, на основании которой определяют коэффициент гидропроводности высокопроницаемой части залежи Е, . Данный коэффициент используют прц определении оптимального дебита по Формуле (6).Предлагаемый способ выбора оптимального дебита был использован на скважине 107 Салымского месторождения, имеющей параметры:мкм см=12,5 в-- (Е =200 м г =0 1 )ь МП к э с эЗначения дебитов и падения давлений и результатов расчета М ипо формуле (6) приведены в таблице. Формула изобретения Способ определения оптимального дебита нефтяной скважины, включающий проведение гидродинамических исследований скважины на установившихся режимах фильтрации с определением дебита скважины и забойных давлений цд каждом режиме о т л и ч д ю щ и Й с я тем, что, с целью повышения точности определения оптимального дебита скважины залежи с низко- и высокопроницаемой частями, исследования проводят при забойных давлениях, превышающих давление насыщения нефти газом, после исследования скважины на установившихся режимах фильтрации регистрируют кривую восстановления давления в скважине и определяют коэффициент гидропровопности высокопроницаемой части залежи, а величину оптимального дебита определяют по формулеЦ Нкгдето =Г, д, 1 п-дР 1 - параметр,2 ЛЕ г,ЛР - депрессия на пласт при работе скважины с дебитом ц,а;1, г - радиусы контура питания искважины, м.