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

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.

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

• »■ ♦ — .....—......- • .....

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

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

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.