МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ В н и и

РУКОВОДСТВО ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ДЛИТЕЛЬНОСТИ И ТОЧНОСТИ ИЗМЕРЕНИЯ НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ ПАРАМЕТРОВ

РД 39-9-594-81

1981 г.

ВНИИ

УТВЕРЖДАЮ :

Заместитель Министре нефтяной промышленности

^    Э.МЛадкчаз

~~     1981    г

РУКОВОДСТВО

ПО ОПРШШШ} ДЛИТЕЛЬНОСТИ И ТОЧНОСТИ ИЗМЕРЕНИЯ НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ ПАРАМЕТРОВ.

Р Д 39 * 9 - 594 - 81

Таблица В

Точность : Точность замера исходных параметров Ь'/'тг; v«! ; Xe/f—: * f^a/.—i : /цп : J /уп | Se/vjrl VvV | ^Х'ТГ I % С,19 0,071 0,0305 0,049 0,0975 0,095 0,102 0,025 о.ш 0,163 О.Ш 2 % 0,38 0,142 0,061 0,098 0,195 0,19 0,204 0,05 0.222 0,326 0,222 3 % 0,57 0,213 0,092 0,147 0,293 0,285 0,306 0,075 0,333 0,489 0,333 s % 0,95 0,355 0,153 0,245 0,488 0,475 0,610 0,123 0,555 0,815 0,555

ы о

II

Conoctвменяв результатов* подученных т обеим методикам ш излояенних в табл. 2,3 показывает, что они (эти результаты) совпадают и количество расчётных элементов в методике ВЬИИ-2 равно 3 4-5.

12

3. Установление времени индивидуальных измерений количества жидкости в продукции скважин на основе метода выборочных частот

Дебиты отдельных скважин могут определяться на основе периодических измерений количества жидкости в течение определенного интервала времени. В связь о этим, естественно, возникает вопрос о необходимом временя индивидуальных измерений дня оценки среднесуточного дебита скважин с заданной погрешность». С зтой целью были проведены промгаоаые исследования 9 скважин НГДУ "Узеньнефть", в которых с помощью системы "Спутник" индивидуально измерялось количество жидкости со снятием показателей по TUfy через каждые 15 минут в течение 4-8 часов для различных скважин. Данные замеров приведены в таблице 4.

Для выявления тенденции изменения дебита за контрольный промежуток времени вое данные разделялись на две группы, для которых проверялась гипотеза о равенстве средних значений дебита. Проверка проводилась на основе критерия Стьюдента

i    j.,

гдо Cj^ ,    -    значения,    полученные    на    основе    15 минутных

измерений количества жидкости в первой и второй половине контрольного времени;    -    соответствуйте    средние;

- число проведенных измерений в каждой груше.

ft 1 та	‘ л * : скв.	; Значения дебита скваиха, па ; отсчета по TI					пученные по намерениям количества жидкости черев 15 минут ЗГу , мв/сутш
		: I	: 2	I з	: 4 :	5	: 6	1 7	: 8	: э	: ю	: и	: 12	;	13 :	14 :	к :	16
i	: :?	t з	; 4	? &	: б	7	: 8	* 9	т 19	? II	: 12	: 13	: 14		Ф ;	16 ;	Д !	18 ^
i	478	220	230	230	240	230	240	230	230
		230	240	240	235	240	240	240										Л
г	1612	134	134	134	134	134	125	225	134	134	125	134	134		127	134	125
		134	134	125	134	134	134	134	134	134	144	134	134		144	134
3	1321	4о	57	28	48	57	86	8	63	8	48	18	41		48
		28	4	24	38	25	58	38	28	33	57	28	57		96
4	1322	66	96	86	96	86	96	96	76	115	86	96	86
		124	9S	105	as	96	96	86	86	96	96	86						S
5	44а	77	S7	67	86	125	125	115	106	86	67	67	86		96	86	106
		96	196	96	36	77	86	86	77	96	96	106	96		86	77	36
в	£53	£9	29	29	29	19	38	29	19	ЗЬ	29	19	38		29	29	19
		29	29	29	29	за	2*	29	29	29	19	29	29		29	29	29
7	4038	154	182	Х82	182	173	173	173	173	173	163	192	163		173	163	163
		то	173	ТО	182	182	15<	163	192	173	173	163	173		192	163	182	163
а	1326	18	э	18	18	18	18	18	18	21	18	18	18		18	28	18
		9	ш	18	18	18	18	28	18	28	18	18	18		18	18	9
3	2068	29	29	29	38	за	за	29	зя	38	33	38	38		36	29	29
		29	57	57	S3	29	за	29	29	46	29	2S	38		29	38

14

Проверка гипотезы об однородное™ выборки ка основе крате рия Стьадеити (иллюстрируется на примере сдвалння Л 40S8) проводится в такой последовательности :

1.    31 значение дебатов, опредедеашх через яаадве 15 ищут, разбивается на две группа, где - первые 15 измерена!, а

. - остальные 16.

2.    Подсчитываются средине значения дебатов по наядой внберка

^ * 172 м³/сут

Ма «    ^-³ +- Д⁷³    _Я17з_м/_0у,_#

^    »    <см.табл.4)

3. Вычисляются равное те ( Mq_t~ У,(М{}_г-%; ), *х квадрате ( Mq₍- q_)£ f; ( Щ~ (j_ai f

2

Все зти даяние заносятся а таблицу 5 я подсчитываются

5.    Подставляем найденные зелкчянн в формулу ( Г ), определяем t. расчетное

t - ll72 -    .    kl&    .0,27

^    ^Nv[(I354    +    1726)    •    f    W    ^19,96

6.    ^ранинмем подученное    о    табличная    значением,

Таблица 5

<к	! k	к* ^	К*Ч-я.»)*	il8vi.il	: ОЧЛ,
154	173	18	324	0	0
182	173	10	100	0	0
182	173	10	100	0	0
182	182	10	100	9	81
173	182	I	I	9	81
173	154	I	I	19	361
173	163	I	I	10	100
173	192	I	I	19	361
173	173	I	I	0	0
163	173	9	81	0	0
192	163	20	400	10	100
163	173	9	81	0	0
192	192	I	J9	361	361
163	163	9	81	10	100
163	182	9	81	8	81
	163			10	100

t; (^И1,Л;Т^⁵^

/6

t <*4

16

Веля для уровня влачимоети Ы ■ 0,05 расчетное вначеяяе статистики tyx*. меньше величиям "Ьд , найденного во Гайднам распределения Стьвдснта с (    •+    " О, ) степенями с вс боди,

то гннетвва об однородности выборки принимается, т.е. для оква-

ШШ1 Ш 4038 /расчетное * °>²⁷- ^4,0 “^внывв ^табличного " ²‘⁰⁵' следовательно, выборка однородна я подлежит дальнейшему авадяву. В противном случав считается, чтв наряду оо случайными колебаниями дебита наблвдается определенная тенденция иsueнения среднего значения во времени. Дин анализа работн втнх скважин следует измерять количество ходкости в течение более длительного

интервала времени, превнмаямего характерам времена янвкочаотот-нях соотавлятаих колебаний технологических параметров.

В табл.6 прнведеян расчетные я табличные вначеяяя критерия С’тьадента для приведенных 9 окваннн.

Таблица в

Выборка

17

Как видно ив табл.6, в скважинах 478, 16X2 на основании критерия Стыщента обнаруживается различие между средними дебатами по первой я второй груше измерений я_?в соответствии со сделанными ввхе закатевиями,они выпадает из дальиейиего рассмотрения. С целью установления необходимого временя непреранного замера для скважин со стационарными колебаниями дебита был гро-веден анализ, который проиллюстрируем на примере окв, 4038

1)    По всей выборке 18 минутных измерений определяется средний дебит ft -я 173 м³/оутки ;

Гер

2)    Область изменения текущего дебита разделяется на иптер-

валы от точки ^    ,    так, чтобы отноеятвлтяая величин» интервала    составляла    заяаштй    процент    вогрешкостя. В доят»

случае интервал &{^. выберем равным * 3,5 «⁹/оут, что оставляет 2 % пгрешностя ; 2    -    7,    м*/еут,    т,а,    4 % norpewfotta

и т.д.

3)    Определяется количество точек исходной выборки, аошювх соответственно в следушив области :

П( - число точек в интервале * ftf    * f<y>* i

fb_h - чибло точек в интервале <5б<| J

fV; - число точек в интервале - I).

Для скважины 4С38 в первый интервал (169,3 - 176,3) гопадает 12 точек ;

в интервал (162,3 - 183,3 ) • 26 точек и в интервал (751,8 - 193,8 > - 31 точка.

18

4) Подсчнтнваем .вероятность оценка среднего значения дебита давних сквахав е погрешность», не превшащей    ■    , что

составляет -—, где    -    общее чкодо »аме%.

Hi

Следовательдо, дня интервала (169,8 - 176,3) вта вероятность

не превышает    %    39    %    ; джя интервала (162,8 - 183,8 )

31    ОД

эта вероятность но превышает -Ц % 84 % и т.д. и все оти значения заносим в таблиц; 7.

ill £ погрей-: Интервалы    : Количество то-    ‘ Вероятность

ап : booth : изменения    : чей, попавши а    : оценки дебита

:    : дебитов : даяний интервал :    у

• »■ ♦ — .....—......- • .....

Таблица 7

I 2 169,3-176,3 12 39 2 4 165,8-179,8 12 89 3 6 162,3-183,3 26 84 4 а 158,8-186,8 26 84 5 ю 155.3-190,3 26 84 6 12 151,8-198,8 31 100

На ркс.Х приведевм значения вероятности оценки среднего дебита с заданной относительной погрешность».

5) Предположим теперь, что непрерывное измерение производится в течение SO шяут. Обозначим внборху иоходннх дааннж черев (рУ* , а предполагаемне 80 мину тине измерения черев q.^'¹ . Гогда в зависимости от иемеита времени, с которого начинался бн оО м>з. замер.аовмоквн следувике значения

19

.ШЗ. I

В руководстве приводятся результаты гидродинамических расчётов Ми определения необходимой точности замеров исходных нефтепромыс-доьия параметров в зависимости от допустимых отклонений оцениваемых параметров разработки.

Рассмотрены различные статистические метода определения длительности индивидуальных замеров дебетов скважин с помощью автоматизированной системы "Спутник", обеспечивающие оценку их средних значений с заданной точностью.

Руководство составлено сотрудниками ВНИИнефти:

Мирзадианзаде А*Х., Гусев В.И., Максимов М.М., Басович И.Б., Воронежский В.Р., Бакарлжиева В.И., Мамедов Б.А., Капцанов Б.С., Воронкова Л.Н., Улин И. И., Мамедов А.В. _v Зейналов Р.А.

20

j». JZiirl .

h    2

m . sHjJE .

I*    2

♦ ♦ • • *() * “ * * tf^(t) . .t&fltSL « &t£ «172,5

Очевидно, что объем выборки и этом случае равен М_г~ ^ >1 Дня получениях такам образом значений 30 иянутнях измерений может быть проведен аналогичннй анализ и построена соответствущая кривая распределения (рис. Д ). И вообще, дли любого интервала времени кратного 15 мин - К-bit - К х 15 (мин), могут быть смоде~ >?яроеанн давние ооогветствуяцих замеров в объема ^ = A/J - к.

Не рис. й вриведеян результаты обработок в случае намерений различной продолжительности в скв. 4038.

Для того, чтобя степень детальности (информативность) построенных функций распределения оставалась приблизительно одинаковой для различных вариантов, во мера увеличения времени замеров игг Ьа, для оценки относительной вогреиности уень-*моя. Так, для скважины 4038 при 15 и 30 минутных измерений «if « 3,5 м⁹/еут, что ооставляло 2 % погрешности от сред-негр, яри часовых измерениях ваг ЬОу равнялся 1,7В к⁸/оут, что составляет 1 % ногрешяостя, а при 1,5-часовня я 2-часовых язмереьччг Ц = 0,8^й м*/сут, т.е. 0,5 % ошибки.

3

ЕГКОВОДЯШИЙ ДОКУМНВТ

РУКОВОДСТВО ГО ОПРЕИЕШ2Ю дшшности и точности измерения

НШ’ЕПРОИЫСЛОВЫХ ПАРАМЕТРОВ

РД    39-8*594 -81

Приказом Министерства нефтяной прсшшденностй В £$5г от а. 10. Ur.

Срок введения с 01.12.81 Срок действия до 01 >12 >.86

I. ВВЕДЕНИЕ

При определении периодичности и продолжительности намерений количества жидкости в продукции скважин необходимо учесть ряд особенностей разработки каждого месторождения.

Повншенне точности измерений связано» в частности» с необходимостью оценки эффективности различных технологических процессов воздействия на пласт и призабойную зону.

Суммарный эффект от применения различных технологическях процессов с учетом взаимодействия скважин и пластов» изменения гидродинамической ситуации как в окрестности объекта воздействия» так и га значительном удалении от него в ряде случаев выражается величиной в несколько процентов от первоначального показателя.

5

Откуда следует, что точность замеров текущих технологических параметров существенно влияет на оценку степени гидродинамического взаимодействия скважин.

Можно показать также, что относительная погрешность показателя интерференции В₄ , определенного по приведенным формулам при заданной доверительной вероятности Р, зависит от объема выборки П/ , а именно

где €Я.$(Х) - функция ошибок.

Иа последних формул видно, что увеличение точности нз?/е-рений количества жидкости приводит, в частности, к сокращению объема выборки, необходимого для установления интерференции скважин по текущей промысловой информации.

В руководстве приводятся различные методы вычисления времени индивидуальных измерений, обеспечивающих заданную точность оценки среднесуточного дебита скважин, а также способы обработки текущих технологических параметров на основе Косинор-аналкза и рядов Котельникова с целью получения осред-венных значений дебитов за определенный промежуток времени.

Определение периодичности и продолжительности замера дебита жидкости позволяет в целом ряде случаев сократить время исследования скважин и пластов, необходимых для установления оптимального редима работы скважин.

Данное руководство предназначено для инженерно-технических работников, занимающихся вопросами исследования скважин, а также анализом различных методов воздействия на пласт и скважины.

6

2. Требования к точности исходных данных используемых в автоматизированной системе проекте -рования разработки нефтяных месторождений

Во ВЕШИ используются две методики гидродинамических расчетов.

Согласно первой методике для определения необходимой точности замера какого-либо исходного параметра (в процентах) необходимо умножить значение заданного максимального отклонения показателя разработки (в процентах) на коэффициент, равный отношению принятой точности определения данного исходного параметра к предельному отклонению показателя разработки. Значения этих коэффициентов приведена в таблЛ.

Как пользоваться таблицей коэффициентов видно на следующем примере. Допустим, нам необходимо, чтобн возможные отклонения значения коэффициента нефтеотдачи пласта, связанные о погрешностями измерений первичных параметров, не превышали - 10 %. Тогда для определения необходимой для этого точности замеров первичных параметров следует число 10 умножить на коэффициенты, стоящие в столбце нефтеотдачи в отроке соответствующего параметра. Тан, например, вязкость нефти необходимо измерять с точностью 0,4*10 = 4 % (а принятая точность равна 5 %, при которой нефтеотдача получается с отклонением до 12 %). Перепад давления необходимо измерять о точностью 0,08*10 = 0,8 % я т.д.

Тогда требуемая точность исходник данных {в процентах), необходимая для получения заданной точнеети (I jf, 2    3    %,    5    %    )

накопленной добычи нефтх о месторождения будет иметь «начення, представленные в табл.2

Исходен* Проектные показатели разработки

параметры9 : исашьм^ : ыт в рас- : чете Чж, и* т бн, Т : т/оут i п : ( к 0,4 0,8 0,3 ©,3 J4 н 0,25 0,2 0,2 0,2 0,4 ?с« 0,05 0,04 0,04 0,04 0 08 L 0,05 0,04 0,04 0,04 0,08 m 0,075 0,05 0,05 0,06 0,13 Л 0,125 0,09 0,09 0,1 0,2 1с 0,2 0,14 0,14 0,15 0,8 &Р 0,05 0,04 0,04 0,04 0,08 fee 1,25 0,9 0,9 0,9 1,0 Gftnxij 0,85 0,6 0,6 0,7 1,4 0,02 0,02 0,02

Таблица 2.

Точность : получения ; Gh 5 Точность замера исходных параметров Д k bJVn '• ЛД* ; 4 Р*н & ht : А/*л : & к \.&&p : &гс : л ibf&ixi'. : I % 0,3 0,2 0,04 0,04 0,06 0,09 0,К 0,04 0,9 0,6 0,02 Of IB 2 % o,s 0.4 0,08. 0,08 0,1 0,18 0,28 0,08 1.8 1,2 0,04 0,36 3 % 0,9 0,6 0,12 0,12 0,18 0,27 0,42 0,12 2,7 1,8 0,06 0,54 5 Z 2,5 1.0 0.2 0,2 0,25 0,45 0,7 0,2 4,5 3,0 0,1 0,9

CD

9

По второ! методике (методика ВВЩ-2) гадрсдинаыяческяе расчета осуществляются для отдельного елемента. На проектируемом месторождения выделяется П/ типов элементов. Количество типов элементов определяется проектироввижом исходя из степени неоднородности пласта. Поэтому точность определения накопленной добнчи нефти по месторождению (AQ_h ) зависит от точности определения накопленной добнчи нефти по элементу    элем.)

я от количества разнотипных элементов ( TV), используемых в расчетах суммарной добычи всего месторождения.

^н“ sftV

В таблице 3 представлено значение точности исходных данных (в процентах) в расчете на элемент пласта, необходимое для по» лучения заданной точности (I %_% 2 %, 3 %₉ 5 %) накопленной добычи нефти ло месторождению. Допустим, нам необходимо, чтобы допустимые отклонения накопленной добычи нефти по месторождению, связанные с погрешностями измерений первичных параметров, не превышали I %. Требуемая в атом случае точность замера первичные параметров может быть Получена умножением каждого числа первой строки таблицы 3 на    . Например, при П/ =5, необ

ходимая погрешность в определении мощности пласта TV будет равна ^1Г*0,19 = 0,43 %, погрешность определения проницаемости будет Nr5-0,071 « 0,16 % и т д. Если погреиность определения исходных параметров по каким либо причинам не может быть достигнута, то следует увеличивать количество разнотипных элементов _р используемых в расчетах.