Способ определения оптимального дебита нефтяной скважины
Изобретение относится к нефтедобывающей пром-ти. Цель изобретенияповьшение точности определения оптимального дебита скважины залежи с низкои высокопроницаемой, частями. Проводят гидродинамические исследован ия скважины на установившихся режимах фильтрации при забойных давлениях, превышающих давление насыщения нефти газом. После исследования регистрируют кривую восстановления давления в скважине. Определяют коэффициент гидропроводности высокопроницаемой части залежи. Величину оптимального дебита вычисляют по формуле , где (/ 5, (Q)25 e, 1пК()Р) - параметр характеризующий гидродинамическую связь между разнопроницаемыми частями залежи, f, - коэффициент гидропронодности высокопроницаемой части, м /Па-с; Q - дебит скважины при установившемся режиме, м/с; ЛР - депрессия на пласт при работе скважины с дебитом Q, Па; R, г - радиусы контура питания и скважины, М. Приток флюида в ствол скважины осуществляется только по пропластку с высокой проницаемостью, а низкопроницаемая часть коллектора подпитывает высокопроницаемую. Условием оптимального режима работы скважины является соответствие между кол-вом флюида , поступающего из одной части в другую, и отбором жидкости из скважины . 1 табл. (Л 00 со
СОЮЗ СОВЕТСКИХ
СОЦИАЛИСТИЧЕСНИХ
РЕСПУБЛИК (5l)4 Е 21 В 47/10 43/00
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
К А ВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НОМИТЕТ СССР
ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ (21) 4013969/22-03 (22) 30.01.86 (46) 07.10.87. Вюл. 11 37 (71) Западно-Сибирский научно-исследовательский геолого-разведочный нефтяной институт (72) М.Е.Стасюк и В.А.Коротенко (53) 622.32(088.8) (56) Чернов Б.С., Базлов М.Н,, Жуков А.И. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. Y.,:
1 остоптехиздат, 1960, с. 29 °
Мищенко И.Т. и др. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи.
М.: Недра, 1984, с ° 30-31. (54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОПТИМАЛЬНОГО
ДЕБИТА НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ (57) Изобретение относится к нефтедобывающей пром-ти, Цель изобретенияповьппение точности определения оптимального дебита скважины залежи с низко- и чысокопроницаемой. частями, Проводят гидродинамические исследования скважины на установившихся режимах фильтрации при забойных давлениях, превышающих давление насьпцения нефти
„„SU„„1343007 А 1 газом. После исследования регистрируют кривую восстановления давления в скважине. Определяют коэффициент гидропроводности высокопроницаемой части залежи. Величину оптимального дебита вычисляют по формуле Ц,=2 ПФ, где cf= E,(1)2пС, 1пВ„(г -аР) — параметр характеризующий гидродинамическую связь между раэнопроницаемыми частями залежи, м /с; E, — коэффициэ ент гидропроводности высокопроницаемой части, м /Па с; Q — дебит скважины при установившемся режиме, м /с; э йР— депрессия на пласт при работе скважины с дебитом Ц, Па; R, r радиусы контура питания и скважины, м. Приток фпюида в ствол скважины осуществляется только по пропластку с высокой проницаемостью, а низкопроницаемая часть коллектора подпитывает высокопроницаемую. условием оптимального режима работы скважины является соответствие между кол-вом флюида, поступающего из одной части в другую, и отбором жидкости иэ скважины. 1 табл, ) )4 )()() l
Изобре . i Ill!i o I IloLHт<-я к нефтедобывающейй I! pc» 1Kï»! Ti
1»ысокопроницаемой частями. с:ущиосгь 11редлагаемого способа поясняется обосно«анием оптималь«ог<. дебита нефтяной скважины, нскры«ающей залежи со сложнопостроенным коллектором, состоящим из низко- и высoкопроницаемой частей. Приток флюида в ствол скважины осуществляется только по пропластку с высокой проницаемостью, а низKопроницаемая часть коллектo1>a подпитывает высокопрогп»вЂ” цаемую.
В случае стационарного режима уравнение фильтрации для высокопроницаемой системы будет где 1 < и ад<»пик давления В BI..I< QK0 пронппаемой часTè сложнопострое1гного коллектора; козЬЛициен1 гидропроводнос— ти; текущий радиус;
V(г) — скорость перетока флюида из низкопроницаемой системы B высокопроницаемую.
В замкнутом ласте радиуса Р, с граничным ус:1о ви е 11 где г — раппус ск«ажины; с дебит сква. к11ны„ падение давления на забое будет
I »
Функцию перетока ",(r) выбирают в зависимости от принятой модели фильтрации ° В случае емкостной системы, состоящей из двух пропластков, I(I ) должна отражать свойства низкопроницаемой части коллектора и возрастать с уменьшением r, Такому условию отвечает функция
V(r )= (4) г гРк где а и а — параметры, зависящие о1 проницаемости, падения л,! I».1е ни Я «» II « K o IIP o! III! Iае л» о11 ч а с т 11 к о:1л е к т о р а .
11ри а=О(=-О! vna»IIeIII)e (3 ) пре«ра1)ае гс я I» формулу Дюпюи для одно<, ро II!o! o KOJ!:1ектора. <.ледовательно, второе слагаемое определяет вклад низкопроницаемой части, а первое — приток то:IhK<» по высокопроницаемому npoIIлаoтку. I LJI KoJIJIeктОра В Бысокопроницаемую и QT бором жицкости из скважины — дебитом. !ля этого необходимо проинтегрировать выражение скорости перетока 1,: ) Ilo площади контакта высоко К <» П П О « 11 Ц с1 Е Г1 О И -< C T E I I /< I )с =-7 < г (" ) < "" (5) с СЧИ1«Я )с),. Г И УЧИтЫВаЯ 1,4), Иэ урагн<-"1пй (3)) и (5) получается форМУ:»cijIJ. Я ОПРСДЕЛЕНИЯ ОПтИМаЛЬНОГО ДЕ<»<<» 2,( с 30 i » с используя данные гидродинамичес I;x и<-следований скважины на установив<»1ихся режимах фильтрации, в проц; се которых замеряется дебит G u забойное давление, определяется депрессия на пласт <)Р, параметр Ы для каждого режима и оптимальный дебит Исследования скважины проводят ;,<»ч»<ная с. л1инимальных дебитов, поп,,у1тщие дебиты больше предыдущих, -.ри этол» забопные давления не должны I lp< BI I!IIB T I давление насыщения нефти газом, так как выведенные соотношенГ»я для определения оптимального 4В» дебита пригодного для однофаэной фильтрации флюида, 1 Поскольку для двухемкостных систем индикаторные линии выпуклы :: оси 50 дебитов, то на первом режиме замереннь»й дебит, будет меньше дебита, 1 определяемого формулой (6 ), так как пизкопроницаемая система подключилась не полностью. Для второго режима замеренный дебит превышает Ц о так как является суммой двух слагаемых: первого — за счет имевшегося количества флюида и высокопроницаемой части, и второго — соответствующего 34 5007 4 Повторяя этот tlpotlpcc попучено =41, 37 м /сут, i, „=41, 3 и < уг, dР4 =4,03 П)а. Следователг но, и, . -„4l 3 м /сут ° 5 г1 к-о +Й к-i, ) к-) + ° к ) (7) .и 2 к 2 go30 4;, м /сут ЛР, МПа Цо м /сут характеризующий гидродинамическую связь между раэнопроницаемыми частями залежи, M>/с; коэффициент гидропроводности высокопроницаемой части, м /Па с; 2,4 /,8 42,36 5,0 7,5 40,73 9,2 -2),2 50 40 Сравнивая значения Ц и и выби о рая в качестве первых итерационных значений г,,=38,5 м /сут, а Р =3,7 ИПа, по формуле (6) найдены а =7,65 и n„=4),54 м /сут. Так как Я (И, то Ц =44,25 м /сут, Лl, =4,35 МПа значения tt =7 5 / 1 3 oo =41,)3 м / сут, Ц вЂ” де бит скв агни при ус тановившемся режиме, м /с; Составитель M Тупысев Редактор 1, o)tKott Tex!)e M.Äèäûê Корректор !).Патай Тираж 532 Подписное ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий 113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5 Заказ 4612/29 1)роизво; етvенно-полиграфическое предприятие, г. Ужгород,ул. 11роект гая, 4 перетоку флюида из низкопроницаемой части в высокопроницаемую. Значение оптимального дебита г, можно опреде t) лить методом итераций где и Ц,, выбираются из условия (8) к-; после определения ц, по формулам (6) После проведения гидродинамических исспедований скважину останавливают и регистрируют кривую восстановления давления в скважине, на основании которой определяют коэффициент гидропроводности высокопроницаемой части залежи E, . Данный коэффициент ггспользуют при определении оптимального дебита ло формуле (6). Предлагаемый способ выбора оптимального дебита был использован на скважине 107 Салымского месторождения, имеющей параметры: E г 1 мкм см =)2,5 ---- — — (B =200 м r =0 1 м) с. ИПа к . ю с ) м ° Значения дебитов и падения давлений и результатов расчета М и по 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 на каждом режиме о т л и ч а ю щ и Йс 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 гидропроводности высокопроницаемой части залежи, а величину оптимального дебита определяют по формуле 1 Ц Нк где Ы = f -,-- 1п — -4 Р!) — параметр (PATE r 1 с dP — депрессия на пласт гри работе скважины с дебитом Q, Па; R, r — радиусы контура питания и скважиньг, м.
