способ определения относительных дебитов нефти совместно эксплуатируемых нефтяных объектов

Формула изобретения

Способ определения относительных дебитов нефти совместно эксплуатируемых нефтяных объектов, включающий отбор проб нефти из каждого продуктивного объекта и определение оптической плотности отобранных проб в видимой части спектра при разных длинах волн с последующим отбором проб нефти из совместно эксплуатируемых объектов и определением относительных дебитов нефти, отличающийся тем, что, с целью увеличения точности определения, наряду с оптической плотностью нефтей определяют ряд других их параметров: плотность, вязкость, содержание серы, а также рассчитывают производные от оптической плотности параметры, производят статистическую обработку полученных данных и выявляют параметры, по которым нефти разных объектов значимо, существенно различаются между собой, по этим параметрам затем производят определение относительных дебитов нефти, при этом рассчитывают относительные дебиты по каждому из выявленных параметров нефти по формулам



q_j = 1 - q_i,

где a_x - значение параметра пробы нефти из совместно эксплуатируемых объектов;

a_i и a_j - значение параметров проб нефти соответственно из i- и j-го объектов;

q_i - относительный дебит нефти i-го объекта;

q_j - относительный дебит нефти j-го объекта;

l - суммарная добыча (дебит) нефти,

полученный ряд значений ранжируют, отбраковывают экстремальные и по оставшимся вычисляют среднее значение относительных дебитов каждого из двух объектов, при необходимости, если число совместно эксплуатационных объектов превышает 2, методом последовательного раздвоения рассчитывают долю нефти в каждом объекте.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для контроля за разработкой нефтяных месторождений с рядом совместно эксплуатируемых нефтяных объектов.

Известен способ определения относительных дебитов нефти совместно эксплуатируемых нефтяных объектов путем спуска в фонтанирующую скважину приборов-дебитометров на кабеле [1].

Недостаток такого способа состоит в том, что его реализация для эксплуатационных скважин, оборудованных штанговыми насосами, затруднена, а оборудованных электроцентробежными насосами практически невозможна.

Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности является способ определения отноистельных дебитов нефти совместно эксплуатируемых нефтяных пластов, включающий отбор проб нефти из каждого продуктивного пласта и из совместно эксплуатируемых пластов, определение оптической плотности (поглощение излучения) отобранных проб в видимой и ультрафиолетовой части спектра при различных длинах волн с последующим определением вероятности поглощения излучения проб нефти в указанной области спектра по интегральному спектру пробы во всем интервале длин волн и определением относительных дебитов нефти по формулам



q_j = 1 - q_i, (2)

где D_x - оптическая плотность пробы нефти из совместно эксплуатируемых объектов; D_i и D_j - оптические плотности проб нефти соответственно из i-го и j-го объектов; q_i - относительный дебит нефти i-го объекта; q_j - относительный дебит нефти j-го объекта; 1 - суммарная добыча (дебит) нефти.

Недостатками известного способа являются следующие:

1 - способ позволяет определить относительные дебиты только двух эксплуатационных объектов;

2 - использование для расчета относительных дебитов только одного параметра - оптической плотности, - причем в интегральной форме, обусловливает недостаточную точность способа: чем больше используется параметров, тем выше достоверность определения; при интегрировании же происходит суммирование погрешностей определения;

3 - в ультрафиолетовой области спектра происходит уширение полос поглощения за счет межмолекулярных взаимодействий в конденсированных средах, по этой причине такие непрерывные спектры относятся к числу достаточно сложных, а потому малоинформативных аналитических сигналов;

4 - сложная и длительная подготовка пробы нефти к анализу, включающая экстракцию, фильтрацию, взвешивание, растворение в растворителе и расчет концентрации полученного раствора;

5 - использование дополнительного сильного разбавления только увеличивает погрешности определения.

Целью предлагаемого изобретения является возможность определения относительных дебитов скважин, совместно эксплуатирующих более двух продуктивных пластов, увеличение точности, а также упрощение выполнения способа.

Поставленная цель достигается тем, что в способе определения относительных дебитов нефти совместно эксплуатируемых нефтяных объектов, включающем отбор проб нефти из каждого продуктивного объекта и определение оптической плотности отобранных проб в видимой части спектра при разных длинах волн с последующим отбором проб нефти из совместно эксплуатируемых объектов и определением относительных дебитов нефти по формулам (1) и (2), наряду с оптической плотностью нефтей определяют ряд других их параметров: плотность, вязкость, содержание серы, а также рассчитывают производные от оптической плотности параметры (спектральные коэффициенты, буфики и т.д.), производят статическую обработку полученных данных и выявляют параметры, по которым нефти разных объектов значимо, существенно различаются между собой, по этим параметрам затем производят определение относительных дебитов нефти следующим образом: рассчитывают относительные дебиты по каждому из выявленных параметров по формулам



q_j = 1 - q_i,

где a_x - значение параметра пробы нефти из совместно эксплуатируемых объектов; a_i и a_j - значения параметров проб нефти соответственно из i-го и j-го объектов, полученный ряд значений ранжируют, отбраковывают экстремальные и по оставшимся вычисляют среднее значение относительных дебитов каждого из двух объектов, при необходимости, если число совместно эксплуатационных объектов превышает 2, методом последовательного раздвоения рассчитывают долю нефти в каждом объекте.

Для определения относительных дебитов по предлагаемому способу используют целый ряд легко определяемых физико-химических и оптических параметров: плотность (d, г/см³), динамическую вязкость ( , мПа с), общее содержание серы (S, %), оптическую плотность (D) при различных длинах волн в диапазоне от 400 до 750 нм и параметры, рассчитываемые исходя из оптической плотности, такие как отношения оптических плотностей одного и того же раствора при разных длинах волн в одной и той же кювете , названные нами спектральными коэффициентами (CK), а также другие, легко рассчитываемые производные от оптических плотностей параметры, такие как коэффициент светопоглощения _сп (K_сп = D V_{растворителя}/0,4343 V_нефти длина кюветы), буфик (буфик = D₄₄₀ D₄₉₀/D₅₉₀ D₆₇₀), K_сп/буфик CK.

Использование отношений оптических плотностей, а не их абсолютных значений устраняет ошибки, вносимые в определение оптической плотности (погрешности в приготовлении раствора заданной концентрации, непостоянство длины волны излучаемого света, если приходится работать на разных приборах или на одном приборе длительное время, систематическую ошибку измерения и т. д.).

При этом из данного ряда параметров выбирают только те, по которым нефти разных пластов значимо, существенно, с доверительной вероятностью не менее 0,95 различаются между собой, и рассчитывают по каждому из них относительные дебиты. Кроме того, дополнительная отбраковка выскакивающих при статической обработке результатов (экстремальных результатов) позволяет увеличить точность способа.

Предлагаемый способ позволяет определять относительные дебиты не только двух, но и более эксплуатационных объектов за счет увеличения разрешающей способности.

Способ предполагает исключительно простую подготовку пробы нефти к анализу, включающую проведение следующих операций: деэмульсация проб, представляющих водонефтяную эмульсию, и их стабилизацию (часто эти операции совмещаются); приготовление раствора объемным методом. Определение плотности, вязкости и содержания серы с помощью доступной аппаратуры не требует больших затрат времени и высокой квалификации исполнителя. Повышению точности способа по сравнению с известным способствует также работа в видимой части спектра (исключение ультрафиолетовой).

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Определение относительных дебитов скважин N1293 и 1308 Енорусскинского месторождения РТ. Обе скважины эксплуатируют пласты среднего (C₂m₁) и нижнего (C₁V₂) карбона. В свою очередь, средний карбон представлен верейским горизонтом (C₂m₁Ver) и башкирским ярусом (C₂m₁b), нижний карбон - тульскими (C₁V₂t1), бобриковскими (C₂V₂bob) и турейскими (C₁V₂t) отложениями, т.е. максимально каждая скважина может эксплуатировать до 5 объектов.

1. Создание базы данных

Было отобрано и проанализировано 195 проб нефти из 26 скважин Енорусскинского месторождения, каждая из которых эксплуатирует только один из перечисленных объектов (чем больше с каждого объекта будет проанализировано нефтей из разных скважин, тем достовернее, надежнее будет база данных). Усредненные результаты полученных опытным (d, , D) и расчетным (CK, буфик, K_сп, K_сп/буфик, CK) путем данных приведены в табл. 1.

С целью выявления параметров, по которым нефти разных объектов существенно различаются между собой, была произведена статистическая обработка полученных данных с применением критерия Вилкоксона-Манна-Уитни [3]. Результаты такой обработки представлены в табл. 2.

Анализ табл. 2 свидетельствует, что каждый из исследуемых 12 параметров позволяет статистически достоверно или статистически существенно различать нефти, принадлежащие различным эксплуатационным объектам Енорусскинского месторождения. Исключение составляют только нефти бобриковских и турнейских отложений. В этом случае только по трем из 12-ти показателей можно с высокой долей уверенности различать эти нефти.

2. Расчет относительных дебитов

Из сформированной базы данных, в которой систематизирована и обработана информация о свойствах нефтей каждого объекта, производят выборку скважин, эксплуатирующих какой-то один объект.

Для многообъектных случаев (когда число объектов больше двух) используют следующий принцип: объединяют мелкие объекты в два самых крупных (i, j) и выполняют расчет дебитов для этих двух объектов по формулам



q_j= 1 - q_i, (2)

где a_x - значение параметра нефти совместно эксплуатируемых объектов; a_i и a_j - значения параметров нефтей соответственно i-го и j-го объектов; q_i - относительный дебит нефти i-го объекта; q_j - относительный дебит нефти j-го объекта; 1 - суммарная добыча (дебит) нефти.

Так, для объектов Енорусскинского месторождения усредняют значения параметров верейского и башкирского горизонтов, получая параметры среднего карбона, так же усредняют параметры тульских, бобриковских и турнейских отложений, получая параметры нижнего карбона. И далее рассчитывают долю среднего (q_C2m) и нижнего (q_C1V2) карбона в продукции скважин по каждому из определяемых параметров с использованием формул (3) и (2).

Для каждой скважины получают столько значений относительных дебитов, сколько значимых параметров по ней было определено. В конкретном примере максимальное число таких параметров равно 12 (табл. 3).

Далее отбраковывают экстремальные значения: выстраивают их в ряд по возрастанию или убыванию (ранжируют) и отбрасывают по 3 крайних значения, т. е. всего 6. Оставшиеся значения усредняют и получают величину относительного дебита для данного объекта (табл. 4).

После отбрасывания крайних значений и усреднения оставшихся получили для скв. 1293 q_C2m1 = 0,21, q_C1V2 = 1-0,21 = 0,79; для скв. 1306 q_C2m1 = 0,71, q_C1V2 = 1-0,71 = 0,29.

Затем каждый из двух крупных объектов делят на два более мелких (метод последовательного раздвоения) и точно так же, по приведенным выше формулам, рассчитывают относительные дебиты этих объектов. В частности, для объектов Енорусскинского месторождения расчет производили по следующей схеме: в суммарном дебите нефти рассчитывали долю среднего (C₂m₁) и нижнего (C₁V₂) карбона, затем в дебите среднего карбона выделяли долю верея (Ver) и башкира (b), а в дебите нижнего карбона - доли тульских отложений (t1) и долю бобриковско-турнейских отложений вместе взятых (bob+t). Последней стадией расчетов было определение относительных дебитов бобрика (bob) и турнея (t) в условно одном объекте - бобриковско-турнейских отложениях (еще одно раздвоение). В итоге получили следующие результаты (табл. 5).

Таким образом, как видно из приведенного примера, предлагаемый способ позволяет с достоверностью 0,95 - 0,99, т.е. с высокой точностью, рассчитывать относительные дебиты для скважин, число эксплуатируемых объектов которых превышает 2.

Источники информации

1. Муравьев В. М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1973, с. 216-225.

2. RU 2052094 С1, кл. E 21 B 47/10, 1996.

3. Л. Закс. Статистическое оценивание. М., Статистика, 1976.