Claims (2)
Однако дл получени достоверных результатов определени раздельного дебита скважин информации только о концентрации одного компонента (например ванади ).недостаточно , поскольку распределение-металлов на площади некоторых пластов носит неравномерный характер. Кроме того, известный способ не позвол ет опре396 делить раздельный дебит трехпластовой скважины. Цель изобретени - повышение точности и обеспечение возможности определени раздельного дебита трехпластовой скважины. Поставленна цель достигаетс тем, что дополнительно в отобранных пробах измер ют концентрацию другого ком понента и определ ют значение дебитов соответственно дл двухпластовой и трехпластовой скважины по следуюиЛим зависимост м: « (v) , а - . (,,, Х,(с(-Ь) Ъ -, U) (л,-ъуъх;-сх)- x jy-cx (а-Ъ)(а-с)+х°.х(ЪQ ix,-x)4Q(xC..A) X 1 , (5) Q - общий суточный дебит многопластовой скважины , т : Лиг Ч ,0(1 - суточный дебит скважины по пластам А, В, С, л в С Х,Х Xij - концентраци компонента 1 в продукции пласд g J. тов А, В,С, VI. концентраци компонеита 2 в продукции пластов А. В, С, уВ vS 1 Ь Xi -Xi t D , . концентраци компонентов 1 и 2 в смешанной продукции скважины, Способ осуществл ют следующим образом . Дл определени раздель,ного дебит ( по нефт м) скважины, совместно эксп луатирующей два или три продуктивных пласта, отбирают соответственно три или четыре пробы водонефт ных эмуль сии - по одной из каждого пласта и смесь. В пробах после обезвоживани их обработкой деэмульгаторами опре- , ел ют содержание двух компонентов. В качестве компонентов 1 и 2 принимаютс любые аналитически легко определ емые ингредиенты, одновременно присутствующие как в продукции пластов А, В, С, так и в смешанной ,м). продукции скважины. Дл водонефт ных эмульсий fi качестве компонентов 1 и 2 могут служить парафины, асфальто смолистае вещества, вода, соли, отдельные ионы и т.п. Способ основан на количественном определении двух ингредиентов нефти, концентраци которых закономерно измен етс по мере удалени пластов от дневной поверхности. В качестве таких признаков пластовой принадлежности нефти (т.е. компонентов t и 2) могут быть использованы, например, парафиновые и ароматические углеводороды или асфальтены и силикагелевые смолы . Известно, что в более глубоких и высокотемпературных услови х земной коры нефти обогащены метановыми (парафиновыми ) углеводородами,а в нефт х, приближающихс к дневной поверхности и подвергающихс воздействию окислительных процессов, отмечаетс повышенное содержание ароматических углеводородов , а также асфальто-смолистых веществ. Полученные аналитические данные используют дл определени раздельного дебита по выражени м (l)-(5). Использование в качестве признаков пластовой принадлежности двух компонентов нефти (концентраци которых закономерно измен етс по пластам ) вместо одного параметра или компонента обеспечивает получение более достоверных (а значит и более точных) результатов определени раздельного :дебита. Формула изобретени Способ определени раздельного дебита многопластовых нефт ных скважин путем измерени общего дебита и определени концентрации одного из компонентов нефти в пробах, отобран-i. ных из каждого пласта и смешанной продукции, отличающийс. тем, что, с целью повышени точности и обеспечени возможности определени 5961(121 раздельного дебита трехпластовой скважины, дополнительно в отобранных пробах измер ют концентрацию другого компонента и определ ют значение дебитов соответственно дл двухпластовой и трехпластовой скважины по формулам: д С(х,-Ъх,) X(o.-t) « qA. xi(vbx:.);x ,) x x toi-bl-x x5Ca-c)4xViXb-c G(x,x)Q-(x,-x ( f .Q - Q - общий суточный дебит многопластовой скважины , т; пр Вр 20 то дл да № (п A 9. C. ( TQ (1 - суточный дебит скважины . - по пластам Л, В и С, т; Х|,Х,Х - концентраци компонента 1 в продукции пластов А, В и С, %/%, / «Xi/i концентраци компонента 2 в продукции пластов А, В и С, %/% В С . а 77Г X-iXj - концентраци компонентов 1 и 2 8 смешанной про- . дукции скважины, %/%., Источники информации, н тые во внимание при экспертизе 1.Гильманшин А. Ф., Глумов И.Ф. менна инструкци по применению фоалориметрии добываемых решени геологопромысловых за . Бугульма, ТатНИИ, 1565, с. ЗВ. However, to obtain reliable results for determining the separate flow of wells, information on the concentration of only one component (for example, vanadium) is insufficient, since the distribution of metals over the area of some formations is uneven. In addition, the known method does not allow determining the split flow rate of a three-layer well. The purpose of the invention is to improve the accuracy and enable determination of a separate flow rate of a three-layer well. This goal is achieved by additionally measuring the concentration of another component in the sampled samples and determining the value of the flow rates for the two-layer and three-layer wells, respectively, according to the following dependencies: "(v) and a -. (,,, X, (c (-b) b -, U) (l, -jcx; -cx) - xjy-cx (a-b) (a-c) + x ° .x (bQ ix, -x) 4Q (xC..A) X 1, (5) Q is the total daily flow rate of a multilayer well, t: Lig H, 0 (1 is the daily flow rate of the well along the seams A, B, C, l in C X, X Xij is the concentration of component 1 in the production of plasd g J. Comrades A, B, C, and VI. The concentration of Componeite 2 in the production of layers A. B, C, andYB vS 1 L Xi-Xi t D,. The concentration of components 1 and 2 in the mixed well production, the method is carried out as follows. To determine the split, the production rate (for oil) of a well, jointly operating two or three productive formations, is selected according to Three or four samples of water-oil emulsions, one from each formation, and the mixture are effective.The samples, after dehydration, are treated with a demulsifier and the content of two components is determined.The components 1 and 2 accept any analytically easily determined ingredients that are present at the same time. both in the production of layers A, B, C, and in the mixed, m) production of the well. For water-oil emulsions fi, paraffins, asphalt resinous substances, water, salts, individual ions, etc. can serve as components 1 and 2. The method is based on the quantitative determination of two oil ingredients, the concentration of which regularly changes as the formations are removed from the surface. As such signs of reservoir oil (i.e., components t and 2) paraffinic and aromatic hydrocarbons or asphaltenes and silica gel resins can be used, for example. It is known that in deeper and higher temperature conditions of the earth's crust, oil is enriched with methane (paraffin) hydrocarbons, and in oils approaching the surface and exposed to oxidative processes, an increased content of aromatic hydrocarbons, as well as asphalt-resinous substances are noted. The analytical data obtained is used to determine the split rate by expressions (l) - (5). The use of two oil components (the concentration of which regularly varies in layers) instead of a single parameter or component provides for more reliable (and therefore more accurate) results of the determination of the separate: flow rate. Claims of Invention A method for determining the split flow rate of multilayer oil wells by measuring the total flow rate and determining the concentration of one of the components of the oil in the samples taken-i. from each formation and mixed product, different. By the fact that, in order to increase accuracy and enable determination of 5961 (121 separate flow rates of a three-layer well, the concentration of another component is additionally measured in the samples and the flow rates for the two-layer and three-layer wells, respectively, are determined according to the formulas: d C (x, - xx ,) X (o.-t) "qA. Xi (vbx:.); X,) xx toi-bl-x x5Ca-c) 4xViXb-c G (x, x) Q- (x, -x (f .Q - Q - total daily flow rate of a multilayer well, t; av BP 20 then for yes No. (n A 9. C. (TQ (1 - daily flow rate of the well. - in layers L, B and C, t; X |, X, X - the concentration of component 1 in the formation A, B and C,% /%, / "Xi / i, the concentration of component 2 in the production of layers A, B, and C,% /% B C. and 77G X-iXj - the concentration of components 1 and 2 8 of mixed pro-. Well production,% /%., Sources of information that are taken into account during the examination 1. Gilmanshin A. F., Glumov I. F. Instructions for the application of the phororimetry of the extracted solutions of the geological field of Bugulma, TatNII, 1565, p.
2.Авторское свидетельство СССР 15781, кл. Е 21 В Й7/10, 1977 ототип).2. Authors certificate of the USSR 15781, cl. Е 21 В Й7 / 10, 1977 ootype).