Проблемы эффективности производства на северных нефтегазодобывающих предприятиях (доклады и сообщения). Том 2, страница 31

150- 25-										,____
DO-75-50-25-

О         0,25       0,5        0,75        I               1,25       1,5        1,75       2         2,25 Прир.Ро

Рис. 1. Интегральная зависимость дебита от прироста давления по градиенту давления столба газожидкостной смеси в стволе скважины по градиентным кривым, разработанным и построенным геологической службой НГДУ также на основании замеров устьевых и забойных давлений и прямых замеров газового фактора через передвижной сепаратор(рис.2).

Из полученных значений дебита флюида дебит жидкости и газовый фактор скважины определяются простым арифметическим действием. Данный способ защищен патентом Российской Федерации N 2001260, зарегистрированный в Государственном реестре изо­бретений 24 мая 1993г.

Такой путь применим и для определения дебита действующей газовой скважины. Строится подобная интегральная зависимость за­меренного дебита газа от максимального прироста устьевого давления, определяемого по начальному участку зарестрированной КВД при кратковременной остановке скважины по нескольким скважинам за­лежи.

Затем при эксплуатации скважины производят ее кратковре­менную остановку (не более 5 мин.) регистрируют начальный участок КВД, по которому определяют максимальное значение прироста давления в единицу времени и по интегральной зависимости определяют дебит действующей газовой скважины.

68

В настоящее время на основании выявленной закономерности разработана программа, по которой определены дебиты и газовые факторы более чем по 1200 замерам забойного давления и начального участка КВД.

В табл.2 показаны результаты определения, дебита и газового фактора нефтяных скважин по начальному участку КВД в сравнении с прямыми замерами через замерный сепаратор, которые подтверждают достаточно высокую сходимость результатов замеров.

Данный способ является основным способом, позволяющим специалистам НГДУ определять производительность нефтяных сква­жин практически без затрат, на основании уже имеющейся ин­формации, получаемой при выполнении плановых исследований нефтяных скважин по замеру Рзаб и КВД. Кроме того, способ позволяет произвести объективную оценку эффективности работ по капитальномму ремонту и интенсификации притока нефтяных и газовых скважин (табл.3).

Однако в связи с уменьшением пластового и забойного давлений, ростом газового фактора и уменьшением температуры продукции скважин данный способ нуждается в дальнейшей доработке и кор­ректировке для достижения необходимой сходимости результатов.

На основании вышеизложенного для обеспечения выполнения проектно го количества замеров дебита и газового фактора нефтяных скважин с наименьшими затратами в Уренгойском НГДУ предложена следующая периодичность взаимодополняющих способов замеров де­бита:

1.  С периодичностью 1 раз в год, а также при изменении
технологического режима работы скважины, после интенсификации
и капитального ремонта скважины проводить замеры дебита и газового
фактора каждой действующей скважины через стационарный или
передвижной замерный сепаратор одновременно с определением дебита
по начальному участку КВД и флуктуационным способом с целью
корректировки последнего.

2. С периодичностью 1 раз в квартал определять дебит нефтяных
скважин по начальному участку КВД* одновременно с флуктуационным
способом и корректировки последнего.