Способ исследования нефтяных скважин

Сфюз Сфветскнх Сфцнавнстнческнх республик(51) М. Кл. Е 21 В 47/00 с присоединением заявки Я Государственный комитет СССР по делам изобретений и открытий(088.8) Опубликовано 250379 Бюллетень Рй 11 Дата опубликования описания 250379Татарский государственный научно-исследовательскийи проектный институт нефтяной промьвленности "ТатНИПИнефть"(54) СПОСОБ ИССЛЕДОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ СКВА)ХИН Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при гидродинамическихисследованиях разведочных и вновь пробуренных нефтяных скважин и эксплуатационных скважин, эксплуатирующихся без отложений парафино-смолистых веществ.Известен способ исследования нефтяных скважин путем установившихся тОотборов 1 .Этот способ применяется при установившемся режиме эксплуатации, который достигается длительной работой скважины, Длительная эксплуатация разведочных ивновь пробуренных скважин, ввиду отсутствия обвязки с нефте. проводом, связана с большими трудностями и затратами по транспортировке добытой нефти.Известен также способ исследования. нефтяных скважин, заключающийся в том, что скважину останавливают на восстановление забойного давления до уровня пластового, затем пускают ее И в работу при неустановившемся Режиме фильтрации, регистрируют во времени значения забойного давления дебита. Значения забойного давления регистрируют глубинным манометром, ЗО установленным на кровле продуктивного пласта, а значенйя дебита - с помощью индивидуальной замерной установки, обвязанной с устьем скважины. Полученные данные обрабатывают по известным формулам подземной гидродинамики и определяют параметры пласта; гидропроводность, проницаемость, пьезопроводность, приведенный радиус и коэффициент продуктивности 21.К недостаткам способа относятся необходимость оборудования скважины для ее исследования индивидуальной замерной установкой, что приводит к дополнительным затратам материальных средств, кроме того, замер дебита в индивидуальной эамерной установке связан со значительными погрешностями, которые могут доходить до 153,Причинами столь высокой погрешности являются всплескквание и пенообразование нефти при поступлении ер в мерник, недостаточное очищение нефти от газа в сепараторе, отложенияарафина на стенках мерной емкости и другие. Следует отметить, что по известному способу, когда переменныи дебит замеряется за сокращенное время (за 30 мин), а затем пересчитывается на 24 ч, то величина.погрешности становится еще болеезначительной.Цель изобретения - повышение точности измерений,Это достигается в предлагаемомспособе исследования нефтяных скважин, заключающемся в восстановлении 5забойногО давления до пластового иизмерении в процессе отбора флюидападения забойного давления тем, чтопосле замера падения пластового давления прекращают отбор флюида и замеряют изменение давления во временина забое, в затрубном пространствеи на буфере, а величину притокаопределяют по формулеэРс) э 1 з)%(иас 3 Р (1)3 сйгде д (1) - значение притока флюида,сму сЙ,йл - площадь сечения затрубного пространства и подъемных труб,смР,Р Рд." давление восстановленияна забое, на устье и затрубно пространстве и на буфере, кГс/см;- удельный вес нефти в пластовых условиях, г/смвремя, с.На фиг.1 изображены кривые измене ния давления; на фиг.2 - график притока флюида к забою скважины послезакрытия ее на устье;на фиг.3график изменения давления с учетомпритока, необразованный в координатах 8 п 1; -ффСпособ осуществляют в следующейпоследовательности,Нефтяную скважину, в которой эа"бойное давление восстановлено допластового, пускают в работу и замеряют падение забойного давления втечение 3-4 ч глубинным манометром,установленным на кровле пласта. Этоговремени достаточно для получения на-дежной кривой изменения давления.Затем прекращают отбор флюида и втечение часа измеряют изменения забойного, затрубного и буферногодавлений, Времени однбго часа достаточно для получения данных, по кото Орымопределяют величину притокафлюида на забой скважины в моментзакрытия ее на устье. Наэтбм закан-чивается процесс исследования скважины. По полученным данным по известным 55формулам определяют фильтрационныепараметры пласта.П р и м е р , Глубиннонасоснуюскважину 326 Беркет-Ключевского месторождения Татарской АССР эксплуатируют насосом НГН, спущенным на 2 фнасосно-компрессорных трубах (НКТ)в 5" эксплуатационную колонну, Интер.вал перфорации составляет 17521754 м, площадь сечения затрубногопространства 108 см. Плотность неф 2 85 4ти в пластовых условиях составляет 0;794 Г/смэ, вязкость 4,7 сП, Отложений парафино-смолистых веществ в трубах скважины в процессе ее эксплуатации не происходитНа восстановлении пластового давления скважина находилась в течение 216 ч. Затем она была пущена в эксплуатацию и через 3 ч работы была переведена на режим восстановления давления (была закрыта на устье). При этом замер восстановления давления производили в течение более чем за 1,5 ч. Исследование скважины осуществляли при стравленном (до атмосферного) затрубном давлении глубинным манометром, установленным на кровле пласта. Полученные результаты приведены на фиг.1, где цифрой 1 обозначена кривая изменения забойного давления, полученная после пуска скважины в работу, цифрой 2 - кривая восстановления забойного давления, полученная после закрытия скважины на устье.Далее результаты обрабатывают следующим образом.По данным кривой 1 определяют значения переменного притока флюида по ФормулеЮ Ы арсщ Юэ аРЭЮ Ха арамт а т аи (1)Для глубиннонасосной скважины со стравленным затрубным давлением формула (1) принимает вид. р.р-, (г)Т Нгде д- значение переменного притока флюида в момент времени , см/с;Й Йл" площадь сечения затрубного (кольцевого) пространства и подъемных труб, см2Рс,Рз,Рб-давление восстановления на забое,на устье и эатрубном пространстве и на буфере, кГс/смТ- удельный вес нефти в пластовых условиях г/см 11 - время, с,По полученным данным строят график зависимости притока от времени д(1) (см.фиг.2). Продолжив. график до пересечения с осью ординат, получают значение притока, соответствующеемоменту закрытия. йа устье (м ь В нашем примере ф = 95 см /с. Затем ,определяют значения притока иэ пласта, вызванные пуском скважины в ра" боту по Формулес,дРЙ",)И,)=, .(э)Рм.згде Ь Р (М - значения изменения забойного давления, полученные послепуска скважины в работу, кГс/смР , э - перепад давления (между пластовым и забойным), соответствующий моменту закрытия скважины на устье, кГс/см .Полученные данные обрабатываютпо формуле ьР нЖ. В - площадь прямоугольника, сторонами которого являются ьРсЖи ";б - вязкость нефти, сП;К - проницаемость, Дарси;, . 1 яЬ - эффективная мощность плас- та, см;ЯЖ- пьезопроводность, см /с;Гс,р.- приведенный радиус, см.Результаты расчетов приведены в таблице,П расчетным данным строят график зависимостих=еы чЧ,ЙЭ (см.фиг.З) . По прямолинейному участку графика определяют:а) тангенс угла наклона прямойУ - Вч, И,7230б) .отрезок, отсекаемый графиком .на оси абсцисс при ординате, равнойЯ 037оф 35Расчитывают параметры пласта 31. Коэффициент гидропроводностис - ,: 7,00 д. см (с б. ,О 4 Ю 4 3,14 0,0 И 42. Комплексный коэффициент пьезо 4 Опрбв од нос тиу -о,вт - =Е:О,69 с с.прПроницаемостьКИ(,О гб 7,00 4,7К = - ф:о,Ж,Й гоо5. Приведенный радиус скважины 1 зо- 436 см с.вр е "ф о 69.=0,488 т /ст. кГс/см гдето.з -,плотность нефти в поверхностных условиях, г/см 3б -объемный коэффициент.Таким образом по предлагаемомуспособу не требуется оборудоватьскважину при ее исследовании индивидуальной или другой замерной установкой. Благодаря этому упрощаетсятехническое обеспечение процессаисследования и за счет этого расширяется возможность охвата скважингидродинамическими исследованиями.Поскольку по предлагаемому способу не требуется проводить замердебита, то исследование одной скважины обходится дешевле, чем по известному способу, на сумму стоимостипередвижной замерной установки,эксплуатируемой в течение одногорабочего дня, Стоимость таковой вНГДУ Сулеевнефтьфсоставляет83 О рубеПараметры пласта, например, гидропроводность, проницаемость, продуктив"ность, определяемые. гидродинамическими методами находятся в прямой зависимости от дебита скважины. По пред"лагаемому методу погрешность определения дебита не превышает 5 Ъ,Формула изобретенияСпособ исследования нефтяных скважин путем восстановления забойного давления до пластового и измерения в процессе отбора флюида падения забойного давления, о т л и ч а ющ и й с я тем, что, с,целью повышения точности, после замера падения пластового давления прекращают отбор флюида и замеряют изменения давления во времени на забое, в эатрубном пространстве и на буфере, а величину притока определяют по формулеТ д 1Ед а РдЮ Х АР(Ц где. - значение притока флюида, см/с;площадь сечения эатрубного пространства и подъемных труб, смрс.рз,р - давление восстановления на забое, на устье и затрубном пространстве и на буфере, кгс/смг.3 - удельный вес нефти в пластовых условиях, г/см ;время, с.Источники информации, принятые во внимание при экспертизе1. Чернов Б.С. и др. Гидродина" мические методы исследования скважин и пластов. М., Гоетоптехиэдат, 19 бО, с.18-20, 78-94.2. Каптелинин Н.Д. Исследованиеглубиннонасосных сКважин при вводе в работу,фНефтепромысловое дело 1971, Р 2 с.21-23.тор В,Куприянов илиал ППП Патент, г.ужгород, ул.Проектная,4 Составитель Н.Чижедактор Л.Лашкова Техоед Н.Бабурка аказ 1240/24 Тираж 656Подп ЦНИИПИ Государственного коми по. делам изобретений и о 113035. Москва ЖРаушская наб. д