Способ определения коэффициента продуктивности нефтяной скважины

(594 Е 21 В АНИЕ ИЗОБРЕТЕИ-Ч,)/ АР 1(1 - Й) жду забойным шемся режи режима, становивший КОЭФФИЦИЕНТАСКВАЖИНЫся к неАтяновано для число ре еский коэфхарактеризуе ию жидкости ефтян оизвпласласт ГОСУДАРСТВЕННЫИ КОМИТЕТ СССРПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИ д ВТОРСМОМУ СВИДЕТЕЛЬСТ(71) Сибирский научно-исследовательский институт нитяной промышленности(56) Бузинов С.И., Умрихин И.Д. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. М,; Недра, 1973, с. 5-24.Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин/Под ред. Г.А,Зотова, З,С.Алиева. М.:Недра, 1980, с, 142-144.(54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ НЕФТЯНОЙ (57) Изобретение относи пром-сти и м.б. использ определения параметров тов. Цель - повышение п ределения коэффициента продуктивностнеФтяных скважин. В работающей наустановившемся режи 1 е нефтяной скважине замеряют забойное давление идебит О. После этого уменьшают режимскважины и на неустановившихся режи-мах втечение равныхпромежутков времени измеряютдебит с 1 и забойные давления на каждом х-м режиме, Изменениенеустановившихся режимов производят в сторону уменьшения дебитовскважины. Коэффициент К продуктивности определяют из Формулы где Ь Р 1 - разность м давлением на неустанови ме и забойным давлением МПа; 81 - поправка на ся режим длярежима, жимов. Полученный актич фициент продуктивности установившуюся фильтрацИзобретение относится к нефтянойпромьппленности и может быть использовано для определения параметровнефтяных пластов.5Цель изобретения - повышение производительности определения коэффи, циента продуктивности нефтяных сква жин,Способ осуществляют следующимобразом.В работающей на установившемсярежиме нефтяной скважине замеряютзабойное давление и дебит (. Послеэтого уменьшают режим скважины и на 15неустановившемся режиме измеряют за,бойное давление и дебит с 1 Затемвновь уменьшают режим и по истечениитакого же промежутка времени вновьзамеряют забойное давление и дебитВновь уменьшают режим и на неустановившемся режиме замеряют дебити забойное давление,По полученным данным для каждогорежима определяют коэффициент продук; тивности по формулеИ ч)К, - . в (1)Р, У1 10 40 Пересчет полученных коэффициентов продуктивности К на фактические,производится путем определения поправки о; на установившийся режим фильт рации жицкости в пласте. Поправка включает в себя параметр Т, характеризующий установившийся режим и определяется по формуле(2) где С - время работы скважины на каждом иеустановившемся режи 55 ме; Т - период стабилизации давления в пласте после создания внем возмущения; где Я - установившийся дебит передначалом исследований;- дебит 1.-го режима;6 Р - разность между забойнымидавлениями установившегосярежима и п - го режима;Полученные таким образом значения35коэффициентов продуктивности не являются фактическими, характеризующими , установившуюся фильтрацию жидкости в пласге.величины депрессий, определяемые: для первого режима для второго режимаИ- ч,)0,693 ----для третьего режима дРИ-ч, )1,099 --- + 0,693Й-ч,)Й-чэ) . 2 2 25 кИ = - -- - комплексный параметр- в пьезопроводность пласта; где К радиус скважины.Величина Т для каждого объекта разработки определяется, как правило, эмпирическим путем либо по любой известной формуле.Комплексный параметр 1 с 1 С определяется по формуле0 э 693"И 1 (О-с,)1 , (3)дР (-с 1 )- ьР, К-Ч) где Ь Р, - разность между з аб ойнымидавлениями установившегося режима и первого неустановившегося режима;- дебит скважины на первомрежиме;- установившийся дебит передначалом исследований;ЬР - разность между забойнымидавлениями установившегося режима и второго неустановившегося режима;дебит скважины на втором2режиме,Фактический коэффициент продуктивности нефтяной скважины, характеризующий установившуюся фильтрацию жидкости в пласте, определяют путем пересчета полученных значений коэффициентов продуктивности для каждого режима с учетом поправки 8; по формуле(4)Па предлагаемому способу была исследована скважина. Величина коэффициента продуктивности составила 23,4 м /сут, МПа. Относительная ошиб 3ка Ь = + 4,47. Изменение режимов работы скважины производилось путем1406356 штуцирования потока выкидной задвижкой. Формула изобретения 10 15 Составитель М.ТупысевТехред М.Дидык Корректор Н.Король Редактор А.Долинич Заказ 3174/33 Тираж 531 Подписное ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий 113035, Москва, Ж, Раушская наб., д. 4/5Производственно-полиграфическое предприятие, г. Ужгород, ул. Проектная, 4 Способ определения коэффициента продуктивности нефтяной скважины, включающий исследование скважины на установившемся режиме и на неустановившихея режимах в течение равных промежутков времени с измерением дебитов и забойных давлений на каждом режиме, о т л и ч а ю щ и й с я тем, что, с целью повышения производительности определения коэффициента продуктивности, изменение неустановившихся режимов производят в сторону уменьшения дебитов скважины, а коэффициент продуктивности определяю из формулы- К - ч,)Кп1 где К - коэффициент продуктивности,м /сут. МПа;) - установившийся дебит нефтянойскважины, м /сут;- деоит -го неустановившего 1 3ся режима, м /сут;АР; - разность между забойным дав лением на установившемся режиме и забойным давлением-го режима, МПа;8; - поправка на установившийсярежж для 1-го режима;и - число режимов.