EA024713B1 - Method for determination of reservoir pressure - Google Patents
Method for determination of reservoir pressure Download PDFInfo
- Publication number
- EA024713B1 EA024713B1 EA201400597A EA201400597A EA024713B1 EA 024713 B1 EA024713 B1 EA 024713B1 EA 201400597 A EA201400597 A EA 201400597A EA 201400597 A EA201400597 A EA 201400597A EA 024713 B1 EA024713 B1 EA 024713B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- pressure
- well
- reservoir
- reservoir pressure
- time
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для определения пластового давления в нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях (залежах).The invention relates to the oil industry and can be used to determine reservoir pressure in oil, gas and gas condensate fields (deposits).
Известен способ (1) определения пластового давления, включающий остановку нефтедобывающей скважины, работающей в стационарном режиме с известными характеристиками. Регистрируют в ней давление с получением кривой восстановления забойного давления (КВД) при неустановившемся режиме фильтрации однофазной жидкости. Давление в скважине измеряют и регистрируют до появления на КВД участка, соответствующего псевдостационарному течению, с диагностическими признаками плоскорадиальной или радиально-сферической фильтрации. Диагностические признаки фильтрации определяют по графику логарифмической производной давления с учетом данных предшествующих исследований, а пластовое давление определяют по следующей зависимости:A known method (1) for determining reservoir pressure, including stopping an oil well operating in a stationary mode with known characteristics. The pressure is recorded in it to obtain a bottomhole pressure recovery curve (BHP) under unsteady single-phase liquid filtration mode. Well pressure is measured and recorded until a section corresponding to the pseudo-stationary flow appears on the HPC with diagnostic signs of plane-radial or radial-spherical filtration. Diagnostic signs of filtration are determined by the graph of the logarithmic derivative of pressure, taking into account data from previous studies, and reservoir pressure is determined by the following relationship:
где Рпл - пластовое давление, МПа;where R PL - reservoir pressure, MPa;
Р4 - давление в момент времени начала проявления признаков псевдостационарного течения, МПа; рзо - забойное давление перед остановкой скважины, МПа.P 4 - pressure at the time of the onset of manifestation of signs of a pseudostationary flow, MPa; RZO - bottomhole pressure before shutting down the well, MPa.
Изобретение позволяет определить пластовое давление в течение непродолжительного времени по результатам неполной записи КВД.The invention allows to determine the reservoir pressure for a short time according to the results of an incomplete record of the HPC.
Недостатком данного способа является то, что он не дает надежных и достаточно точных результатов определения пластового давления. Это связано с тем, что используемый в этой модели несколько видоизмененный известный метод Хопнера для обнаружения псевдостационарного режима с диагностическими признаками предполагает наличие прямого участка КВД, что в большинстве случаев не наблюдается, а потому он дает не точное (заниженное) значение Рпл. Кроме того формула, по которой рассчитывается значение пластового давления, дает заниженные результаты (фиг. 1).The disadvantage of this method is that it does not give reliable and sufficiently accurate results of determining reservoir pressure. This is due to the fact that the somewhat modified well-known Hopner method used in this model for detecting the pseudo-stationary mode with diagnostic features suggests the presence of a direct section of the HPC, which in most cases is not observed, and therefore it does not give an accurate (underestimated) Rpl value. In addition, the formula by which the reservoir pressure value is calculated gives underestimated results (Fig. 1).
Известен способ (2) определения пластового давления по экспериментальным КВД и детерменированных моментов давления, где начальный и конечный участки КВД описывают с использованием соответствующих математических моделей. При этом конечный участок аппроксимируют и определяют пластовое давление с использованием известного метода касательной. Недостатком данного метода является то, что для получения конечного результата - определения пластового давления, необходимо останавливать скважину не менее чем на 15 суток. Однако известно, что остановка скважины более чем на 8 суток является экономически нецелесообразной. Кроме того, сама методика расчета и применяемая в ней математическая модель обработки КВД не позволяет однозначно определить ни длину участка, ни точки перехода одного участка в другой и, следовательно, определить точное месторасположение касательной, что, в конечном итоге, приводит к большим ошибкам в определении прогнозируемого значения пластового давления.There is a method (2) for determining reservoir pressure from experimental reservoir pressure and deterministic pressure moments, where the initial and final sections of the reservoir pressure are described using appropriate mathematical models. In this case, the final section is approximated and formation pressure is determined using the known tangent method. The disadvantage of this method is that in order to obtain the final result - determination of reservoir pressure, it is necessary to stop the well for at least 15 days. However, it is known that stopping a well for more than 8 days is not economically feasible. In addition, the calculation method itself and the mathematical model used for processing the HPC used in it does not allow us to unambiguously determine either the length of the section or the transition point of one section to another and, therefore, determine the exact location of the tangent, which ultimately leads to large errors in predicted reservoir pressure.
Задача изобретения состоит в повышении точности и надежности прогнозируемого значения пластового давления и сокращения времени простоя скважины.The objective of the invention is to improve the accuracy and reliability of the predicted values of reservoir pressure and reduce downtime of the well.
Сущность изобретения состоит в способе определения пластового давления. Способ включает остановку скважины, работающей на стационарном режиме с известными характеристиками, регистрацию изменения забойного давления и обработку полученной кривой восстановления давления (КВД) при неустановившемся режиме фильтрации пластовой жидкости, определяют характеристическое время Т и рассчитывают прогнозное значение пластового давления по следующей формуле:The invention consists in a method for determining reservoir pressure. The method includes shutting down a well operating in a stationary mode with known characteristics, recording changes in bottomhole pressure and processing the resulting pressure recovery curve (HPC) with an unsteady mode of reservoir fluid filtration, determine the characteristic time T and calculate the predicted value of the reservoir pressure using the following formula:
Р, (0 = Ρ.(Ο)+ΔΡ [ί ~ ехр-- 0.1556 θ)'+ 0.07(^)3].P, (0 = Ρ. (Ο) + ΔΡ [ί ~ exp - 0.1556 θ) '+ 0.07 (^) 3 ].
где Рз(0), Р3(1) - соответственно значения забойного давления перед остановкой скважины и его текущего значения, атм;where P s (0), P 3 (1) - respectively, the bottom hole pressure before stopping the well and its current value, atm;
- время, ч;- time, h;
Т - постоянное характеристическое время восстановления давления;T is the constant characteristic pressure recovery time;
ΔΡ— Р3(<х>) - Р3(0); при Рз(1)=Рпл.ΔΡ— P 3 (<x>) - P 3 (0); when P s (1) = P pl .
Дополнительно, до остановки скважины для уточнения Т измеряют температуру 1 в забое, а на выкидной линии отбирают пробу жидкости для определения вязкости нефти при различных значениях 1.Additionally, before stopping the well, to determine T, a temperature of 1 in the bottom is measured, and a fluid sample is taken on the flow line to determine the viscosity of the oil at various values of 1.
Сопоставительный анализ заявляемого изобретения и прототипа показал, что заявляемое изобретение отличается от прототипа следующими существенными признаками: определение характеристического времени Т, учитывающего температуру и вязкость пластовой жидкости, и математическая модель расчета (алгоритм) прогнозируемого пластового давления.A comparative analysis of the claimed invention and the prototype showed that the claimed invention differs from the prototype in the following essential features: the determination of the characteristic time T, taking into account the temperature and viscosity of the reservoir fluid, and a mathematical calculation model (algorithm) of the predicted reservoir pressure.
Следовательно, заявляемое изобретение соответствует требованию критерия новизна.Therefore, the claimed invention meets the requirement of the criterion of novelty.
Сопоставление заявляемого изобретения с другими известными решениями в данной области показало, что при исследовании работы скважины и, в частности, определении пластового давления для обработки КВД используют известные методы, в том числе и методы Хопнера и касательной и их варианты, и выбирают параметры для выработки алгоритма. Заявляемое изобретение отличается от известных тем, что в качестве основного параметра выбрано характеристическое время Т, которое определяется с учетом процессов, происходящих в пласте, на момент исследования, для чего дополнительно перед оста- 1 024713 новкой скважины измеряют температуру и определяют вязкость нефти. Другие решения, совпадающие с заявляемым, по совокупности существенных признаков не найдены. Анализ промысловых экспериментальных данных по КВД показал, что алгоритм, разработанный авторами изобретения, более адекватно описывает КВД, что позволяет более точно и надежно произвести расчет прогнозируемого пластового давления (с относительной погрешностью 5,1%). Указанные признаки создают заявляемому решению новый технический эффект, заключающийся в повышении точности и надежности расчетного значения пластового давления, и сокращают время остановки скважины с 15 до 8 дней и менее. Следовательно, заявляемое решение соответствует критерию технический уровень, а решение в целом может быть признано изобретением.Comparison of the claimed invention with other well-known solutions in this field showed that in the study of the operation of the well and, in particular, the determination of reservoir pressure for the treatment of high-pressure field, well-known methods are used, including Hopner and tangent methods and their variants, and parameters are selected to generate an algorithm . The claimed invention differs from the known ones in that the characteristic time T is selected as the main parameter, which is determined taking into account the processes occurring in the formation at the time of the study, for which, in addition to the rest of the well, the temperature is measured and the viscosity of the oil is determined. Other solutions that coincide with the claimed, in the aggregate of essential features not found. The analysis of field experimental data on the reservoir pressure coefficient showed that the algorithm developed by the inventors more adequately describes the reservoir pressure coefficient, which allows more accurate and reliable calculation of the predicted reservoir pressure (with a relative error of 5.1%). These signs create the claimed solution a new technical effect, which consists in increasing the accuracy and reliability of the calculated value of the reservoir pressure, and reduce the shutdown time of the well from 15 to 8 days or less. Therefore, the claimed solution meets the criterion of technical level, and the solution as a whole can be recognized as an invention.
Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.
В работающей на стационарном режиме скважине замеряют забойное давление Рзо, измеряют температуру 1, отбирают пробу нефти для определения лабораторным путем вязкости нефти. Вязкость нефти определяют при нескольких значениях температуры в интервале 20-60°С, строят график зависимости вязкости нефти от температуры и в соответствии с ним определяют вязкость нефти в пластовых условиях по формулеIn a well operating in a stationary mode, the bottomhole pressure Рзо is measured, temperature 1 is measured, an oil sample is taken to determine the viscosity of the oil by laboratory methods. The viscosity of the oil is determined at several temperature values in the range of 20-60 ° C, a graph of the dependence of the viscosity of oil on temperature is constructed and, in accordance with it, the viscosity of oil is determined under reservoir conditions by the formula
Длл = Ян (1 + 2,5^в + 23,3(\Ув)2), где Цпл, μ - соответственно динамическая вязкость пластовой жидкости и вязкость нефти;Dll = Yang (1 + 2.5 ^ v + 23.3 (\ Uv) 2 ), where Tspl, μ are the dynamic viscosity of the reservoir fluid and the viscosity of the oil, respectively;
\Ув - измеренное значение содержания воды в пластовой жидкости (нефтяной эмульсии).\ Uv is the measured value of the water content in the reservoir fluid (oil emulsion).
Затем по формуле Дарси определяют потерю напора ΔΡ в пласте коллектора в зависимости от изменения вязкости нефти от изменения температуры пласта: ΔΡ = р ~р· = иг. Затем останавливают скважину. При этом после остановки скважины нефть еще будет протекать в скважину, в результате чего столб жидкости в ней будет подниматься, а забойное давление Рз - возрастать. В дальнейшем приток жидкости будет уменьшаться, темп повышения давления на забое также будет снижаться и Рз будет асимптоматично приближаться к Рпл. После остановки скважины регистрируют текущие пошаговые (в детерминированные моменты давления) значения Рз(1), по которым строят и аппроксимируют КВД до псевдостационарного режима. Затем определяют характеристическое время Т, величина которого является интервалом, полученным путем проведения касательной к основанию КВД до пересечения с параллелью оси 1 псевдостационарного режима. Время Т уточняется в процессе моделирования с учетом изменения 1 и μιι;ι. И затем рассчитывают прогнозное значение пластового давления по формулеThen, according to the Darcy formula, the pressure loss ΔΡ in the reservoir is determined depending on the change in oil viscosity from the change in the temperature of the reservoir: ΔΡ = p ~ p · = ig. Then stop the well. In this case, after stopping the well, oil will still flow into the well, as a result of which the column of liquid in it will rise, and the bottomhole pressure P s will increase. In the future, the flow of fluid will decrease, the rate of increase in pressure at the bottom will also decrease, and P s will asymptomatically approach P pl . After stopping the well, the current step-by-step (at deterministic pressure moments) values of P s (1) are recorded, according to which the HPC is built and approximated to a pseudo-stationary mode. Then determine the characteristic time T, the value of which is the interval obtained by conducting a tangent to the base of the HPC until the intersection with the parallel axis 1 of the pseudo-stationary mode. The time T is specified during the simulation taking into account the changes in 1 and μ ιι; ι . And then calculate the predicted value of reservoir pressure by the formula
Рз (ί) = Ρ3(0)+ΔΡ [ί - ехр—^-О.15560)2 + О.О7(д3],Pz (ί) = Ρ 3 (0) + ΔΡ [ί - exp - ^ - O.15560) 2 + O.O7 (d 3 ],
Пример конкретного вычисления прогнозного значения пластового давления проиллюстрирован на фиг. 1 - кривая (по экспериментальным данным) изменения забойного давления и фиг. 2 - КВД аппроксимирующая - расчетная по заявляемой формуле. По экспериментальным точкам была построена расчетная КВД. Определено характеристическое время Т=30 и рассчитано прогнозное значение пластового давления.An example of a specific calculation of the predicted reservoir pressure value is illustrated in FIG. 1 - curve (according to experimental data) of the bottomhole pressure change and FIG. 2 - approximating HPC - calculated by the claimed formula. Based on the experimental points, a calculated HPC was constructed. The characteristic time T = 30 is determined and the predicted value of reservoir pressure is calculated.
Т = 30; ΔΡ = 35.T = 30; ΔΡ = 35.
Технический эффект заявляемого изобретения заключается в повышении точности и надежности прогнозируемого значения пластового давления и сокращения времени простоя скважины.The technical effect of the claimed invention is to increase the accuracy and reliability of the predicted values of reservoir pressure and reduce downtime of the well.
Литература.Literature.
1. Патент РФ № 2239700 от 20.08.2002 Способ определения пластового давления.1. RF patent No. 2239700 dated 08/20/2002 A method for determining reservoir pressure.
2. Пономарева И.Н. К обработке кривых восстановления давления низкопродуктивных скважин. Нефтяное хозяйство, 06.2010, с.78, 79 (прототип).2. Ponomareva I.N. To processing pressure recovery curves of low-productivity wells. Oil industry, 06.2010, p. 78, 79 (prototype).
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EA201400597A EA024713B1 (en) | 2014-04-09 | 2014-04-09 | Method for determination of reservoir pressure |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EA201400597A EA024713B1 (en) | 2014-04-09 | 2014-04-09 | Method for determination of reservoir pressure |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201400597A1 EA201400597A1 (en) | 2015-10-30 |
| EA024713B1 true EA024713B1 (en) | 2016-10-31 |
Family
ID=54344714
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201400597A EA024713B1 (en) | 2014-04-09 | 2014-04-09 | Method for determination of reservoir pressure |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| EA (1) | EA024713B1 (en) |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0217684A1 (en) * | 1985-07-23 | 1987-04-08 | Flopetrol Services, Inc. | Process for measuring flow and determining the parameters of multilayer hydrocarbon-producing formations |
| RU2108460C1 (en) * | 1997-05-29 | 1998-04-10 | Нефтегазодобывающее управление "Иркеннефть" Акционерное общество "Татнефть" | Device for setting bed pressure in oil deposit |
| RU2167289C2 (en) * | 1999-01-19 | 2001-05-20 | Самарская государственная архитектурно-строительная академия | Method of determining formation pressure in oil well |
| RU2239700C2 (en) * | 2002-08-20 | 2004-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-ВНИИГАЗ" | Method for determining bed pressure |
-
2014
- 2014-04-09 EA EA201400597A patent/EA024713B1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0217684A1 (en) * | 1985-07-23 | 1987-04-08 | Flopetrol Services, Inc. | Process for measuring flow and determining the parameters of multilayer hydrocarbon-producing formations |
| RU2108460C1 (en) * | 1997-05-29 | 1998-04-10 | Нефтегазодобывающее управление "Иркеннефть" Акционерное общество "Татнефть" | Device for setting bed pressure in oil deposit |
| RU2167289C2 (en) * | 1999-01-19 | 2001-05-20 | Самарская государственная архитектурно-строительная академия | Method of determining formation pressure in oil well |
| RU2239700C2 (en) * | 2002-08-20 | 2004-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-ВНИИГАЗ" | Method for determining bed pressure |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EA201400597A1 (en) | 2015-10-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2704400C1 (en) | Method and device for prediction of variation of rate of increase in water content in oil reservoir with water pressure mode | |
| RU2008118152A (en) | METHODS AND SYSTEMS FOR DETERMINING COLLECTOR PROPERTIES OF UNDERGROUND LAYERS WITH ALREADY EXISTING CRACKS | |
| GB2580243A (en) | Recurrent neural network model for multi-stage pumping | |
| CN105403347A (en) | Measurement and determination method for minimum miscible pressure of CO2 flooding and special-purpose apparatus thereof | |
| CN109630104A (en) | A method of with chemical tracer mini-frac crevice volume | |
| RU2725444C2 (en) | Composition of fluid medium for hydraulic fracturing of a formation and method of its application | |
| CN109184661B (en) | Monitoring method and system for identifying high-yield liquid position of bottom water reservoir horizontal well | |
| RU2386808C1 (en) | Implementation method of investigations of gaseous and gas-condensate wells with sub-horizontal and horizontal; ending of bore | |
| RU2562628C1 (en) | Method of liquid dynamic level determination in well | |
| EA024713B1 (en) | Method for determination of reservoir pressure | |
| NO173348B (en) | PROCEDURE FOR MATERIAL TREATMENT OF AN OIL BROWN | |
| RU2539445C1 (en) | Method for determining formation pressure in oil producer equipped with submerged electric-driven pump | |
| US20170167228A1 (en) | Surface pressure controlled gas vent system for horizontal wells | |
| EA024788B1 (en) | Method of reservoir hydraulic conductivity determination | |
| RU2593287C1 (en) | Method of step-by-step adjustment of gas production | |
| RU2476669C1 (en) | Method for determining filtration parameters of formation | |
| RU2167289C2 (en) | Method of determining formation pressure in oil well | |
| RU2365741C1 (en) | Method for oil pool development | |
| CN111413206B (en) | Water hammer pressure wave signal simulation system | |
| RU2246613C1 (en) | Method for controlling pressurization of force well | |
| EA201400705A1 (en) | METHOD OF DIAGNOSTICS OF THE CONDITION OF A DEEP PUMP | |
| RU2527525C1 (en) | Well gas-dynamic research method | |
| RU2812730C1 (en) | Method for determining filtration resistance coefficients of gas condensate well | |
| RU2774380C1 (en) | Method for predicting the duration of the period of hydrodynamic surveys of low-production boreholes | |
| WO2016011626A1 (en) | Dual pipe network water injection system pressure dividing point determination method |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG TJ TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): RU |