Способ определения газового фактора нефти при исследовании нефтяных скважин

(см 0 э(РавР )/Н -ч - объем находящегося в НКТ, нагвремя замера давления газа.=чг. В + ун а Р (3) где ч - объем свободного газа находящегося в НКТ на времязамера давления;ч - объем находящейся в НКТнсна время замера давлениянасьпценной газом нефти;В - объемный коэФАициент газа;а - коэффициент растворимостигаза в неАти,Из уравнения (2) имеем где Ь - объемный коэФАнциент неАти,ч - объем сепарированной от ганза нефти, находящейся в НКТ во время забойного давления.Подставляя в уравнение (3) выражение для заключенного в НКТ свободного газа, получаем ч =(ч -Ь чн) В + чнРср (5)30г см Из уравнения (1) определяем объем приведенной к стандартным условиям .сепарированной нефти, находящейся в НКТ на время замера забойного давления, суем г,Яг (6)н нРазделив объем газа (5) на объем неАти (6), получаем выражение для определения газового Аактора (СФЗ на основании замеров забойного и буферного давлений с использованием свойств неАти и газа; определяемых на основании. исследований проб нефти и газа В н-"г(Ь В-а Рс) )см В)г 50 плотность сепарированнойнеАти, г/см,плотность смеси неАти игаза в стволе скважины,г/см3.- величины забойного и буАерного давлений прн фонтанировании скважины, кгс/см Н - глубина замера забойногодавления, м. объемный козААициент газа; величины температуры в градусах Кельвина, соответственно забойной, буАерной истандартной,коэффициент сверхсжимаемости газа;объемный коэАФициент неАтипри среднем давлении встволе скважины;коэААициент растворимостигаза в неАти при среднемдавлении в стволе скважины,м/м кгс/см Рь )/2 " среДнее значение давления 2,в стволе скважины, кгс/см г - плотность газа в нормальныхПоследовательность работ при реализации способа: пуск скважины в ра. боту с ограниченным отбором продукции через штуцер диаметром 4-6 мм; по достижении установившегося режима Фонтанирования, отмечаемого обычно по стабилизации устьевых давлений, производят одновременную регистрацию величин забойного и буферного давле-. ний; после нескольких часов регистрации давлений скважину закрывают для восстановления пластового давления, во время восстановления давления производят отбор не менее 3 глубинных проб нефти, а на основании лабораторных исследований глубинных проб устанавливают зависимость основных параметров газонасьпценной нефти (газосодержание, плотность, давление насьйцения, объемный коэффициент, вязкость, коэФАициевт сжимаемости) от давления; после замера пластового давления исследование скважины продолжают на нескольких установившихся15783256Использование данного способапозволяет повысить достоверностьопределения и оперативность при определении газового Аактора во время5 . исследования скважин, определитьгазовый Аактор при отсутствии наскважине необходимого оборудования. с использованием для этих целей результатов замера давлений и исследования глубинных проб неАтегазовойсмеси. Формула 15Способ определения газового Аактора неАти при исследовании неАтяныхскважин, включающий отбор глубинныхпроб неАти с газом, их лабораторные 2 О исследования и определение Аизическихсвойств неАти и газа, о т л и ч а -.ю щ и й с я тем, что, с целью повышения точности определения при исследовании Аонтанирующих скважин с 25 забойным давлением ниже давлениянасыщения неАти газом, одновременнос отбором глубинных проб при установившемся режиме работы скважины замеряют давление и температуру на забое и буАере, с учетом которых определяют величину газового АакторанеАти. Т а б л и ц а 1 2Давление, кгс/см Газовый Диаметр Дебит штуцера, неАти, мм . т/сут Аакторпо замерам, м /т забойное буАерное затрубное 107 209 70,5 145 193 57,7 174 107 48,6 187 199 41,4 209,3 191,4 168,2 162,1 145,8 159,5 145,8 141,2 8 10 12 14. режимах Аильтрации с регистрацией забойного и буАерного давлений; подставляя в,уравнение (7) значения эа бойного .и буАерного давлений и используя результаты лабораторных исследований неАти и газа, определяют величину газового Аактора на время замера забойного давления.П р и м е р. С интервала 2711- 2834 получен фонтанный приток нефти. В процессе исследования скважины на продуктивность проведен замер газового Аактора расходомером ДПчерез промысловый нефтегаэосборный пункт и определено его значение предлагаемым способом. Результаты промысловых измерений приведены в табл,1, а исходные данные и результаты определения газового Аактора предлагаемым способом - в габл.2.Среднее расхождение между замеренной величиной газового фактора и величиной, определенной данным способом, равно 11 м /ш, что составlляет 5,4 Х от средней величины по замеру, Полученная величина расхождения находится в пределах погрешности промысловых измерений на этапе исследования законченных бурением скважин до подключения их к промысловому неА- тегаэосборному пункту.