RU1774989C - Method of estimating oil saturation pressure with gas - Google Patents
Method of estimating oil saturation pressure with gasInfo
- Publication number
- RU1774989C RU1774989C SU914905880A SU4905880A RU1774989C RU 1774989 C RU1774989 C RU 1774989C SU 914905880 A SU914905880 A SU 914905880A SU 4905880 A SU4905880 A SU 4905880A RU 1774989 C RU1774989 C RU 1774989C
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pressure
- oil
- gas
- saturation
- saturation pressure
- Prior art date
Links
Landscapes
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
Abstract
Использование: в нефтедобывающей промышленности, в частности в области изучени физических свойств пластовых жидкостей при разработке нефт ных месторождений . Сущность изобретени : определ ют давление насыщени нефти газом путем режимных исследований фонтанных скважин на штуцерах от меньшего к большему , при этом измер ют забойное давление, буферное давление и затрубное давление. По росту затрубного давлени при падении забойного фиксируетс давление насыщени нефти газом. При насосном способе эксплуатации изменение режимов работы скважины возможно путем изменени числа качаний или длины хода плунжера. Все остальное аналогично.Usage: in the oil industry, in particular in the field of studying the physical properties of formation fluids in the development of oil fields. SUMMARY OF THE INVENTION: the pressure of saturation of oil with gas is determined by performing on-site investigations of fountain wells on fittings from smaller to larger, while bottom-hole pressure, buffer pressure and annular pressure are measured. According to the increase in annular pressure, when the bottomhole pressure drops, the saturation pressure of oil with gas is recorded. With the pumping method of operation, a change in the operating modes of the well is possible by changing the number of swings or the stroke length of the plunger. Everything else is similar.
Description
Изобретение относитс к нефтеперерабатывающей промышленности, в частности к области изучени физических свойств пластовых жидкостей, и может быть использовано при разработке нефт ных месторождений.The invention relates to the refining industry, in particular to the field of studying the physical properties of formation fluids, and can be used in the development of oil fields.
Известен способ определени давлени насыщени нефти газом с помощью непосредственных замеров глубинными приборами . Граничные значени давлени и температуры, не нарушающие нормальной работы этих приборов, составл ют соответственно 300 атм « 75° С, что исключает возможность использовать их в продуктивных пластах, залегающих на глубинах более 3000 м.A known method for determining the pressure of saturation of oil with gas using direct measurements with depth instruments. The boundary values of pressure and temperature that do not interfere with the normal operation of these devices are respectively 300 atm "75 ° C, which excludes the possibility of using them in productive formations lying at depths of more than 3000 m.
Известен объемный (лабораторный) способ определени давлени насыщени Known volumetric (laboratory) method for determining the saturation pressure
пластовой нефти газом путем спуска с усть скважины пробоотборника с последующей доставкой проб к месту их анализа на специальных установках высокого давлени (сосуды равновеси ), путем исследовани зависимости давлени пластовой нефти от изменени ее объема при пластовой температуре (Мамуна В.Н. и др. Экспериментальное исследование пластовых нефтей. М.: ГосИНТИ, 1960, с. 143). Недостатком этого способа вл етс трудоемкость, св занна с об зательным отбором проб и последующим их анализом на специальном оборудовании .formation oil by gas by lowering the sampler from the wellhead with subsequent delivery of samples to the place of analysis at special high-pressure installations (balance vessels), by examining the dependence of formation oil pressure on its volume change at reservoir temperature (V. Mamuna and others. Experimental study of reservoir oils. Moscow: GosINTI, 1960, p. 143). The disadvantage of this method is the complexity associated with the mandatory sampling and subsequent analysis on special equipment.
Известен ультразвуковой способ определени давлени насыщени пластовой нефти газом, предуматривающий спуск специального глубинного прибора на забойA known ultrasonic method for determining the pressure of saturation of reservoir oil with gas, involving the descent of a special deep tool to the bottom
XIXi
NN
юYu
0000
юYu
соwith
скважины дл измерени акустических свойств среды (Чернобай Л.А. и др. Дистанционный ультразвуковой прибор дл определени давлени насыщени непосредственно в скважине. - Нефт ное хоз йство, 1980, № 9, с. 46-48). Недостатком данного способа вл етс низка точность, обусловленна стимулирующим воздействием ультразвука на процесс образовани пузырька, что завышает значение давлени насыщени . Кроме того, к недостатку можно отнести трудоемкость.wells for measuring the acoustic properties of the medium (Chernobay L.A. et al. Remote ultrasonic device for determining the saturation pressure directly in the well. Oil Industry, 1980, No. 9, pp. 46-48). The disadvantage of this method is the low accuracy due to the stimulating effect of ultrasound on the bubble formation process, which overestimates the saturation pressure. In addition, the disadvantage can be attributed to the complexity.
Известен способ определени давлени насыщени нефти газом в пласте, пре- дусматриваюбщий многоразовый замер забойных давлений при различных дебитах нефти путем построени индикаторной кривой (кривой притока) в координатах: забойное давление (Рзаб), дебит нефти (Ом), на которой давление насыщени нефти о пласте определ ют точкой перехода линейного участка в нелинейный (Усенко В.Ф, Исследование нефт ных месторождений при дав-- лени х ниже давлени насыщени . М.; Недра, 1967, с. 44, авт. св. СССР № 1059154, кл. Е 21 В 47/00, 1982). Недостатки известного способа - трудность определени точки перехода линейного участка наблюдаемой кривой в нелинейный, что снижает точность определени давлени насыщени нефти газом в пласте, кроме того, огромна трудоемкость работ, а значит , большие затраты, поэтому этот способ в услови х промыслов практически не реализуетс .A known method for determining the pressure of oil saturation with gas in the reservoir, providing for multiple measurements of bottomhole pressures at various oil rates by constructing an indicator curve (inflow curve) in the coordinates: bottomhole pressure (Rzab), oil flow rate (Ohm), at which the oil saturation pressure o the formation is determined by the transition point of a linear section into a non-linear one (V. Usenko, Oil field research at pressures below saturation pressure. M; Nedra, 1967, p. 44, ed. St. USSR No. 1059154, class. E 21 B 47/00, 1982). The disadvantages of the known method are the difficulty in determining the transition point of the linear portion of the observed curve to non-linear, which reduces the accuracy of determining the pressure of oil saturation with gas in the reservoir, in addition, the enormous complexity of the work, and hence the high cost, therefore, this method is practically not implemented in the field.
Наиболее близким к изобретению вл етс способ определени давлени насыщени нефти газом в пласте (авт. св. СССР № 625027, кл. Е 21 В 47/00, 47/06, 1976), предусматривающий определение изменени коэффициента продуктивности or депрессии и регистрирующий величину депрессии, соответствующую переходу от однофазного к двухфазному режиму фильтрации и по разности величин пластового давлени и найденного значени депрессии определ ют давлени насыщени .Closest to the invention is a method for determining the pressure of oil saturation with gas in a formation (ed. St. USSR No. 625027, class E 21 B 47/00, 47/06, 1976), which includes determining the change in productivity coefficient or depression and recording the value of depression corresponding to the transition from a single-phase to a two-phase filtration mode and saturation pressures are determined from the difference in the formation pressure and the found depression value.
Главным недостатком этого способа вл етс больша трудоемкость и, как следствие , затраты. Кроме того, из-за частных случаев, когда несколько скважин работают в один шлейф, этот способ применить бывает невозможно. Дл применени этого способа необходимы специалисты высокой квалификации, т.е. требуетс специальна группа. На основании вышеизложенных причин этот способ редко используетс на производстве.The main disadvantage of this method is the high complexity and, consequently, the cost. In addition, due to special cases when several wells operate in one loop, this method can not be applied. To use this method, highly qualified specialists, i.e. a special team is required. Based on the foregoing reasons, this method is rarely used in production.
Целью изобретени вл етс высока точность определени давлени насыщени The aim of the invention is the high accuracy of determining the saturation pressure
нефти газом, снижение трудоемкости и затрат , необ зательное привлечение специалистов высокой квалификации, возможность оперативного проведени работ .oil and gas, reduced labor costs and costs, the optional involvement of highly qualified specialists, the possibility of operational work.
Цель достигаетс тем, что замеры производ тс в новых фонтанных скважинах на различных режимах, причем диаметр штуцеров измен ют, начина с небольшого, последовательно переход к большим. На каждом штуцере фиксируетс забойное, буферное и затрубное давлени (дебит определ ть не об зательно, но на некоторых скважинах можно с целью определени оп5 тимального режима эксплуатации), а давление насыщени определ ют как забойное давление, при котором происходит рост за- трубного давлени при переходе на штуцер большего диаметра.The goal is achieved in that measurements are made in new fountain wells in various modes, with the diameter of the nozzles changing, starting with a small, sequentially moving to large. Downhole, buffer and annular pressures are recorded on each fitting (flow rate is not necessary, but in some wells it is possible to determine the optimal operating mode), and the saturation pressure is defined as the bottomhole pressure at which the annular pressure increases at transition to a larger diameter fitting.
0 Новизна за вл емого способа заключаетс в том, что по сравнению с прототипом он характеризуетс совокупностью новых. существенных признаков, в частности об зательным замером затрубного давлени 0 The novelty of the claimed method lies in the fact that in comparison with the prototype it is characterized by a combination of new ones. essential features, in particular obligatory measurement of annular pressure
5 нар ду с буферным; необ зательным замером дебита на разных режимах; определением величины давлени насыщени нефти газом как раиной величине давлени на забое , при котором вы вл ют рост затрубного5 along with buffer; optional metering of flow rates in different modes; determining the value of the pressure of oil saturation with gas as a rare value of the pressure at the bottom, at which an increase in annulus
0 давлени на устье скважины.0 wellhead pressure.
Благодар наличию новых существенных признаков за вл емый способ приобретает новые свойства, которые не про вл ютс этими признаками в известныхDue to the presence of new essential features, the claimed method acquires new properties that are not manifested by these features in known
5 технических решени х, а именно значительно более низкую трудоемкость по сравнению с известными при сохранении необходимой точности замера; высокую оперативность проведени исследований;5 technical solutions, namely, significantly lower labor intensity compared to the known ones while maintaining the required measurement accuracy; high efficiency of research;
0 возможность повышени точности измерени при увеличении количества замеров на штуцерах в пределах определенного диапазона; массовость применени , позвол ющую исключать случайные ошибки,0 the possibility of increasing the measurement accuracy with an increase in the number of measurements on the fittings within a certain range; mass application, allowing to exclude random errors,
55
Способ определени давлени насыщени по предлагаемому техническому решению включает следующие операции: установку на устье скважины манометровThe method for determining the saturation pressure according to the proposed technical solution includes the following operations: installation of pressure gauges at the wellhead
0 высокого давлени на буфере и затрубье; установку на выкидной шлейф штуцера небольшого диаметра (в зависимости от предполагаемого давлени насыщени нэ данной площади); отработку скважины до0 high pressure buffer and annulus; installation of a small diameter fitting on the flow line (depending on the expected saturation pressure ne of a given area); well completion until
5 входа в стабильный режим; измерение давлений на забое, буфере и затрубье, которые фиксируютс в специальном журнале (при наличии ЗУ-замерных устройств замер ет с дебит и фиксируетс ); установку нового штуцера большего диаметра на выкидном5 entrance to stable mode; pressure measurement at the bottom, buffer and annulus, which are recorded in a special log (in the presence of memory meters, it measures the flow rate and is recorded); installation of a new fitting with a larger diameter on the flip
шлейфе; повторение всех операций; смену штуцеров с регистрацией всех параметров, что происходит до тех пор, пока в затрубном пространстве не будет зафиксирован рост давлени :a loop; repetition of all operations; change of fittings with registration of all parameters, which occurs until an increase in pressure is recorded in the annulus:
давление насыщени будет равно забойному давлению того режима, при котором произошел скачок затрубного давлени , или оно будет в промежутке между этим и предыдущим режимами. Его мож the saturation pressure will be equal to the bottomhole pressure of the mode at which the annular pressure jump occurred, or it will be between this and the previous modes. His can
но уточн ть в зависимости от требуемой точности путем подбора штуцеров соответствующего диаметра.but to refine depending on the required accuracy by selecting fittings of the appropriate diameter.
П р и м е р. В скважине N 3544 месторождени Каламкас проводилось исследование по определению давлени насыщени в период с 28.IX.90 по 24.XI.90 г. Получены следующие данные:PRI me R. In well No. 3544 of the Kalamkas field, a study was conducted to determine the saturation pressure in the period from 28.IX.90 to 24.XI.90. The following data were obtained:
Рпл - 8.4 МПа ата 5-12.Х шт. 4 мм 16.Х6 ммRpl - 8.4 MPa ata 5-12.X pcs. 4 mm 16.X6 mm
22.Х8 мм22.X8 mm
3.XI10 мм3.XI10 mm
12.XI18мм12.XI18mm
14X120 мм14X120 mm
Рзаб - 8 МПа Рб/РзатRzab - 8 MPa RB / Rzat
7,6 МПа7.6 MPa
7,4 МПа 122 МПа 6,75 МПа 5,75 МПа7.4 MPa 122 MPa 6.75 MPa 5.75 MPa
В данном случае давление насыщени соответствует забойному давлению между 6,75 и 5,75 МПа и диаметру штуцера между 18 и 20 мм. Можно уточнить давление насыщени , измен диаметр штуцера в преде- лах 17-20 мм. В конкретном случае така точность не требовалась, оптимальный режим был определен на 18 мм штуцере при Рзаб 6,75 МПа и дебите 56 т/сут.In this case, the saturation pressure corresponds to a bottomhole pressure between 6.75 and 5.75 MPa and a nozzle diameter between 18 and 20 mm. It is possible to clarify the saturation pressure by varying the diameter of the nozzle within 17–20 mm. In a specific case, such accuracy was not required; the optimum mode was determined on an 18 mm nozzle with an Rzab of 6.75 MPa and a flow rate of 56 tons / day.
Экономическа эффективность способа складываетс из следующих компонентов:The economic efficiency of the method consists of the following components:
точность определени давлени насыщени - позвол ет установить оптимальный режим эксплуатации, а это, в свою очередь, увеличивает текущую добычу нефти и конеч- ную нефтеотдачу;accuracy of determining saturation pressure - allows you to set the optimal operating mode, and this, in turn, increases the current oil production and final oil recovery;
снижение трудоемкости - на необходимости в лабораторных исследовани х с привлечением высококвалифицированных специалистов. Дл определени РнасДО- статочно одного оператора З-4-ro разр да.Reduced labor intensity - on the need for laboratory research involving highly qualified specialists. A single 3-4-ro bit operator is sufficient to determine RNAC.
Оперативность выражаетс в возможности применени одновременно на многихEfficiency is expressed in the possibility of applying simultaneously to many
,8/5,8 МПа Онефти 0.5/5.6 МПа 0,8/5,2 МПа 0.5/5,0 МПа 0,35/4,8 МПа 0.5/5,0 Мпа, 8 / 5.8 MPa Onefta 0.5 / 5.6 MPa 0.8 / 5.2 MPa 0.5 / 5.0 MPa 0.35 / 4.8 MPa 0.5 / 5.0 MPa
11 м3/сут 16м3/сут 21 м3/сут 22.8 м3/сут 56 мэ/сут 59 м3/сут11 m3 / day 16m3 / day 21 m3 / day 22.8 m3 / day 56 me / day 59 m3 / day
скважинах, что позвол ет быстрее вводить скважины в эксплуатацию в оптимальном режиме, что приводит к дополнительной добыче нефти. Кроме того, в процессе эксплуатации параметры, характеризующие пласт, мен ютс , а предлагаемый способ позвол ет оперативно вносить коррективы.wells, which allows faster commissioning of wells in an optimal mode, which leads to additional oil production. In addition, during operation, the parameters characterizing the formation change, and the proposed method allows you to quickly make adjustments.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU914905880A RU1774989C (en) | 1991-01-28 | 1991-01-28 | Method of estimating oil saturation pressure with gas |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU914905880A RU1774989C (en) | 1991-01-28 | 1991-01-28 | Method of estimating oil saturation pressure with gas |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU1774989C true RU1774989C (en) | 1992-11-07 |
Family
ID=21557510
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU914905880A RU1774989C (en) | 1991-01-28 | 1991-01-28 | Method of estimating oil saturation pressure with gas |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU1774989C (en) |
-
1991
- 1991-01-28 RU SU914905880A patent/RU1774989C/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Авторское свидетельство СССР № 1059154, кл. Е 21 В 47/00. 1982. Авторское свидетельство СССР № 625027, кл. Е 21 В 47/00, Е 21 В 47/06,1976. * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US10060247B2 (en) | Hydrocarbon well performance monitoring system | |
RU2577568C1 (en) | Method for interpreting well yield measurements during well treatment | |
RU2344286C2 (en) | Method and device for real-time acoustic monitoring properties of foam and aerated liquids | |
RU2179637C1 (en) | Procedure determining characteristics of well, face zone and pool and device for its realization | |
RU2479716C2 (en) | Calculation method of ratio of relative permeabilities of formation fluid media and wetting ability of formation, and tool for formation testing to implement above described method | |
US8781747B2 (en) | Method of determining parameters of a layered reservoir | |
AU2014287672B2 (en) | System and method for operating a pump in a downhole tool | |
CN107923239A (en) | The cracking initiation through hydrocarbon filling carried out before shale pressure break is tested | |
CN106907138A (en) | Pressure break horizontal well crack Diagnosis analogue experiment installation and its method of the one kind based on distributed optical fiber temperature measurement (DTS) | |
RU2008118158A (en) | METHODS AND SYSTEMS FOR DETERMINING PROPERTIES OF UNDERGROUND FORMATIONS | |
CN1041419A (en) | Be used to measure the down-hole instrument of formation properties | |
US11078778B2 (en) | Method and apparatus for zone testing a well | |
RU2601344C2 (en) | Device, system and method for sampling formation medium | |
US20070157719A1 (en) | Practical Methods to Estimate Horizontal and Vertical Permeabilities | |
RU2680566C1 (en) | Method for determining flow profile in low-rate horizontal wells with multi-stage hydraulic fracturing | |
Godbey et al. | Pressure measurements during formation fracturing operations | |
US3285064A (en) | Method for defining reservoir heterogeneities | |
RU1774989C (en) | Method of estimating oil saturation pressure with gas | |
RU2189443C1 (en) | Method of determining well, bottom-hole zone and formation characteristics | |
CN112943224B (en) | Method for calculating dynamic liquid level of heavy oil well | |
RU2685379C1 (en) | Method for determining the pressure of oil saturation by gas in the well | |
RU2151855C1 (en) | Well operation method | |
RU2768341C1 (en) | Well production rate prediction method taking into account anisotropy of permeability of carbonate rocks | |
RU2269000C2 (en) | Method for permeable well zones determination | |
RU2151856C1 (en) | Method of running well |