RU2108460C1 - Device for setting bed pressure in oil deposit - Google Patents
Device for setting bed pressure in oil deposit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2108460C1 RU2108460C1 RU97109004A RU97109004A RU2108460C1 RU 2108460 C1 RU2108460 C1 RU 2108460C1 RU 97109004 A RU97109004 A RU 97109004A RU 97109004 A RU97109004 A RU 97109004A RU 2108460 C1 RU2108460 C1 RU 2108460C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pressure
- well
- reservoir
- bed
- mpa
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при установлении пластового давления на нефтяной залежи. The invention relates to the oil industry and may find application in establishing reservoir pressure on an oil reservoir.
Известен способ установления пластового давления на нефтяной залежи, включающий остановку скважины, технологическую выдержку для выравнивания давления в призабойной зоне и пласте и замер давления в скважине [1]. A known method of establishing reservoir pressure in an oil reservoir, including shutting down a well, process shutter speed to equalize the pressure in the bottomhole zone and formation, and measuring pressure in the well [1].
Известный способ позволяет замерить пластовое давление в скважине, однако точность замера пластового давления во многом зависит от продолжительности остановки скважины. Кроме того, на величину пластового давления может оказывать влияние работа окружающих нагнетательных и добывающих скважин, что не учитывается при дальнейшей выдержке скважины. Способ позволяет определить, но не позволяет установить необходимое пластовое давление. The known method allows to measure the reservoir pressure in the well, however, the accuracy of the measurement of reservoir pressure largely depends on the duration of the shutdown of the well. In addition, the operation of the surrounding injection and production wells may affect the value of reservoir pressure, which is not taken into account during further exposure of the well. The method allows to determine, but does not allow to establish the required reservoir pressure.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ установления пластового давления на нефтяной залежи, включающий остановку скважины, технологическую выдержку для выравнивания давления в призабойной зоне и пласте, замер давления в скважине и расчет ожидаемого пластового давления в зависимости от воздействия окружающих нагнетательных скважин [2]. Closest to the invention in technical essence is a method of establishing reservoir pressure in an oil field, including shutting down a well, process shutter speed to equalize the pressure in the bottomhole zone and formation, measuring the pressure in the well and calculating the expected reservoir pressure depending on the effects of the surrounding injection wells [2] .
Известный способ позволяет рассчитать пластовое давление в скважине и ожидать установления пластового давления в зависимости от работы скважин, однако точность определения пластового давления при этом зависит от продолжительности остановки скважины, кроме того, способ не позволяет воздействовать на установление необходимого пластового давления в конкретной точке залежи. The known method allows to calculate the reservoir pressure in the well and to expect the establishment of reservoir pressure depending on the operation of the wells, however, the accuracy of determining the reservoir pressure in this case depends on the duration of the shutdown of the well, in addition, the method does not allow the establishment of the required reservoir pressure at a specific point in the reservoir.
В предложенном изобретении решается задача повышения точности определения и установления необходимого пластового давления в конкретной точке залежи. The proposed invention solves the problem of increasing the accuracy of determining and establishing the required reservoir pressure at a specific point in the reservoir.
Задача решается тем, что в способе установления пластового давления на нефтяной залежи, включающем остановку скважины, технологическую выдержку для выравнивания давления в призабойной зоне скважины и пласте, замер давления в скважине и расчет ожидаемого пластового давления в конкретной точке пласта в зависимости от воздействия окружающих скважин, согласно изобретению, проводят изменение работы скважин в соответствии с расчетом ожидаемого пластового давления до достижения в конкретной точке пласта давления, равного заданному, при этом продолжительность технологической выдержки для выравнивания давления в призабойной зоне скважины и пласте определяют из соотношения
Т = А/Кпр (1)
где Т - продолжительность технологической выдержки для выравнивания в призабойной зоне скважины и пласте, сут;
А - объемный коэффициент упругоемкости продуктивного пласта, м3 /сут МПа;
Кпр - приведенный коэффициент продуктивности, м3/сут МПа, а объемный коэффициент упругоемкости продуктивного пласта определяют из соотношения
где А - объемный коэффициент упругоемкости продуктивного пласта, м3/МПа;
h - толщина пласта, м;
m - коэффициент пористости;
βж - коэффициент упругоемкости жидкости, 1/МПа;
βп - коэффициент упругоемкости породы, 1/МПа;
Rк - радиус контура питания, м;
rс - приведенный радиус скважины, м.The problem is solved in that in a method for establishing reservoir pressure in an oil field, including shutting off a well, process shutter speed to equalize the pressure in the bottomhole zone of the well and the formation, measuring pressure in the well and calculating the expected formation pressure at a particular point in the formation depending on the effects of surrounding wells, according to the invention, a change in the operation of the wells is carried out in accordance with the calculation of the expected reservoir pressure until a specific pressure of the reservoir reaches a pressure equal to a predetermined one, while m the duration of technological exposure to equalize the pressure in the bottom-hole zone of the well and the formation is determined from the ratio
T = A / K pr (1)
where T is the duration of technological exposure for alignment in the bottom-hole zone of the well and formation, days;
And - volumetric coefficient of elastic capacity of the reservoir, m 3 / day MPa;
To ol - the reduced coefficient of productivity, m 3 / day MPa, and the volumetric coefficient of elasticity of the reservoir is determined from the ratio
where A is the volumetric coefficient of elastic capacity of the reservoir, m 3 / MPa;
h is the thickness of the reservoir, m;
m is the coefficient of porosity;
β W - coefficient of elastic capacity of the liquid, 1 / MPa;
β p - coefficient of elastic capacity of the rock, 1 / MPa;
R to - the radius of the power circuit, m;
r with - reduced radius of the well, m
Существенными признаками изобретения являются:
1. остановка скважины;
2. технологическая выдержка для выравнивания давления в призабойной зоне скважины и пласте;
3. замер давления в скважине;
4. расчет ожидаемого пластового давления в конкретной точке пласта в зависимости от воздействия окружающих скважин;
5. проведение изменения работы скважин в соответствии с расчетом ожидаемого пластового давления до достижения в конкретной точке пласта давления, равного заданному;
6. определение продолжительности технологической выдержки для выравнивания давления в призабойной зоне скважины и пласте из соотношения
Т = А/Кпр,
где Т - продолжительность технологической вдержки для выравнивания давления в призабойной зоне скважины и пласте, сут;
А - объемный коэффициент упругоемкости продуктивного пласта, м3/МПа;
Кпр - приведенный коэффициент продуктивности, м3/сут МПа;
7. определение объемного коэффициента упругоемкости продуктивного пласта из соотношения
где А - объемный коэффициент упругоемкости продуктивного пласта, м3/МПа;
h - толщина пласта, м;
m - коэффициент пористости;
βж - коэффициент упругоемкости жидкости, 1/МПа;
βп - коэффициент упругоемкости породы, 1/МПа;
Rк - радиус контура питания, м;
rс - приведенный радиус скважины, м.The essential features of the invention are:
1. well shutdown;
2. technological exposure to equalize the pressure in the bottomhole zone of the well and reservoir;
3. measurement of pressure in the well;
4. calculation of the expected reservoir pressure at a particular point in the reservoir, depending on the impact of the surrounding wells;
5. conducting changes in the operation of the wells in accordance with the calculation of the expected reservoir pressure until the pressure at a particular point in the reservoir is equal to the specified value;
6. determination of the duration of technological exposure to equalize the pressure in the bottom-hole zone of the well and the formation of the ratio
T = A / K pr
where T is the duration of the technological delay for equalizing the pressure in the bottom-hole zone of the well and formation, days;
And - volumetric coefficient of elastic capacity of the reservoir, m 3 / MPa;
To ol - the reduced coefficient of productivity, m 3 / day MPa;
7. determination of the volumetric coefficient of elastic capacity of the reservoir from the ratio
where A is the volumetric coefficient of elastic capacity of the reservoir, m 3 / MPa;
h is the thickness of the reservoir, m;
m is the coefficient of porosity;
β W - coefficient of elastic capacity of the liquid, 1 / MPa;
β p - coefficient of elastic capacity of the rock, 1 / MPa;
R to - the radius of the power circuit, m;
r with - reduced radius of the well, m
Признаки 1-4 являются сходными с прототипом, признаки 5-7 являются существенными отличительными признаками изобретения. Signs 1-4 are similar to the prototype, signs 5-7 are the salient features of the invention.
При замере и расчете пластового давления существующими способами не удается с достаточной точностью определить и установить на залежи или ее участке необходимое пластовое давление. В предложенном изобретении решается задача повышения точности определения и установления необходимого пластового давления в конкретной точке залежи. Задача решается следующей совокупностью операций. When measuring and calculating reservoir pressure by existing methods, it is not possible to accurately determine and establish the required reservoir pressure on the reservoir or its section. The proposed invention solves the problem of increasing the accuracy of determining and establishing the required reservoir pressure at a specific point in the reservoir. The problem is solved by the following set of operations.
При установлении пластового давления на нефтяной залежи проводят остановку скважины и технологическую выдержку для выравнивания давления в призабойной зоне скважины и пласте. Продолжительность технологической выдержки для выравнивания давления в призабойной зоне скважины и пласте определяют из соотношения
Т = А/Кпр, где Т - продолжительность технологической выдержки для выравнивания давления в призабойной зоне скважины и пласте, сут;
А - объемный коэффициент упругоемкости продуктивного пласта, м3/МПа;
Кпр - приведенный коэффициент продуктивности, м3/сут МПа.When establishing reservoir pressure in the oil reservoir, the well is shut down and the process is held to equalize the pressure in the bottomhole zone of the well and the reservoir. The duration of technological exposure to equalize the pressure in the bottom-hole zone of the well and the formation is determined from the ratio
T = A / K ol , where T is the duration of technological exposure to equalize the pressure in the bottomhole zone of the well and formation, days;
And - volumetric coefficient of elastic capacity of the reservoir, m 3 / MPa;
To ol - the reduced coefficient of productivity, m 3 / day MPa.
Объемный коэффициент упругоемкости продуктивного пласта определяют из соотношения
где А - объемный коэффициент упругоемкости продуктивного пласта, м3/МПа;
h - толщина пласта, м;
m - коэффициент пористости;
βж - коэффициент упругоемкости жидкости, 1/МПа;
βп - коэффициент упругоемкости породы, 1/МПа;
Rк - радиус контура питания, м;
rс - приведенный радиус скважины, м.The volumetric coefficient of elastic capacity of the reservoir is determined from the ratio
where A is the volumetric coefficient of elastic capacity of the reservoir, m 3 / MPa;
h is the thickness of the reservoir, m;
m is the coefficient of porosity;
β W - coefficient of elastic capacity of the liquid, 1 / MPa;
β p - coefficient of elastic capacity of the rock, 1 / MPa;
R to - the radius of the power circuit, m;
r with - reduced radius of the well, m
После этого замеряют давление в скважине. Рассчитывают ожидаемое пластовое давление в конкретной точке пласта в зависимости от воздействия окружающих скважин. Для установления в конкретной точке залежи необходимого по условиям разработки пластового давления проводят изменение работы скважин в соответствии с расчетом ожидаемого пластового давления до достижения давления, равного заданному. После этого возможно вновь провести остановку скважины в конкретной точке пласта и технологическую выдержку для выравнивания давления в призабойной зоне скважине и пласте. Продолжительность технологической выдержки для выравнивания давления в призабойной зоне скважины и пласте определяют из соотношений (1) и (2). Убеждаются в том, что пластовое давление установлено в соответствии с потребностями разработки и проводят необходимые операции. After that, the pressure in the well is measured. The expected reservoir pressure at a particular point in the reservoir is calculated depending on the effects of the surrounding wells. To establish at a specific point in the reservoir the formation pressure required by the conditions of development, a change in the operation of the wells is carried out in accordance with the calculation of the expected reservoir pressure until a pressure equal to the specified value is reached. After this, it is possible to re-shut the well at a specific point in the formation and hold it to equalize the pressure in the bottom-hole zone of the well and the formation. The duration of the technological exposure to equalize the pressure in the bottomhole zone of the well and the formation is determined from the relations (1) and (2). Make sure that the reservoir pressure is set in accordance with the development needs and carry out the necessary operations.
Необходимость установления минимального пластового давления может быть вызвана, например, бурением скважины, потребностью глушения скважин без применения раствора глушения или глушением на нефтяных растворах, необходимостью вызова притока нефти из слабодренируемых зон залежи и т.п. Необходимость установления максимального пластового давления может быть вызвана, например, потребностью изменения потоков пластовых флюидов, созданием форсированных отборов жидкости и т.п. Точное установление пластового давления не залежи или ее участке способствует более точному выполнению мероприятий по увеличению нефтеотдачи залежи. The need to establish a minimum reservoir pressure can be caused, for example, by drilling a well, by killing wells without using a killing solution or by killing with oil solutions, the need to induce oil flow from weakly drained reservoir zones, etc. The need to establish maximum reservoir pressure can be caused, for example, by the need to change the flow of reservoir fluids, the creation of forced withdrawals of fluid, etc. The exact establishment of reservoir pressure of the reservoir or its section contributes to a more accurate implementation of measures to increase the oil recovery of the reservoir.
Пример. Устанавливают пластовое давление на нефтяной залежи Ромашкинского месторождения. останавливают добывающую скважину. Проводят технологическую выдержку для выравнивания давления в призабойной зоне скважины и пласте. Продолжительность технологической выдержки определяют из соотношений (1) и (2):
Т = А/К = (3,14•4•33•105•2502/7,82)/20 = 1,65 сут
Проводят замер давления в скважине, давление равно 15,5 МПа. Проводят расчет ожидаемого пластового давления в проектной скважине, находящейся на расстоянии r от добывающей скважины, в зависимости от воздействия окружающих скважин:
где Ррасч - расчетное пластовое давление в проектной скважине, МПа;
Рзаб - забойное давление в добывающей скважине, МПа;
Рнагн - забойное давление в нагнетательной скважине, МПа;
Rк - радиус контура питания, в частности, расстояние от нагнетательной до добывающей скважины, м;
r - расстояние от добывающей скважины до проектной скважины, м;
гс - приведенный радиус скважины, м.Example. Establish reservoir pressure on the oil deposits of the Romashkinskoye field. stop the production well. Carry out technological exposure to equalize the pressure in the bottomhole zone of the well and reservoir. The duration of technological exposure is determined from the relations (1) and (2):
T = A / K = (3.14 • 4 • 33 • 10 5 • 250 2 / 7.82) / 20 = 1.65 days
Measure the pressure in the well, the pressure is 15.5 MPa. Calculate the expected reservoir pressure in the project well located at a distance r from the producing well, depending on the impact of the surrounding wells:
where R calc - the estimated reservoir pressure in the project well, MPa;
P zab - bottomhole pressure in the producing well, MPa;
P pump - bottomhole pressure in the injection well, MPa;
R to - the radius of the power circuit, in particular, the distance from the injection to the production well, m;
r is the distance from the producing well to the design well, m;
g s - reduced well radius, m
Ррасч = 8 + (32-8)/7,82•6,91 = 29,2 МПа
Для снижения пластового давления в проектной скважине, то есть в месте бурения скважины, до 17 МПа проводят расчет:
8 + (Рнагн - 8)/7,82•6,91 = 17,
Тогда:
Рнагн = [(17 - 8) 7,82 + 8•6,91)]/6,91 = 18,2 МПа
Изменение работы нагнетательной скважины сводится к установлению давления 18,2 МПа. Для снижения давления в нагнетательной скважине с 32 до 18,2 МПа скважину останавливают. Проводят технологическую выдержку для достижения пластового давления в месте проектной скважины, равного 17 МПа.P calc = 8 + (32-8) / 7.82 • 6.91 = 29.2 MPa
To reduce reservoir pressure in the project well, that is, in the place of well drilling, up to 17 MPa, the following calculations are performed:
8 + (P load - 8) / 7.82 • 6.91 = 17,
Then:
P load = [(17 - 8) 7.82 + 8 • 6.91)] / 6.91 = 18.2 MPa
Changing the operation of the injection well comes down to establishing a pressure of 18.2 MPa. To reduce the pressure in the injection well from 32 to 18.2 MPa, the well is stopped. Carry out technological exposure to achieve reservoir pressure at the site of the project well, equal to 17 MPa.
Применение предложенного способа позволит проводить определение и установление необходимого пластового давления в конкретной точке залежи. Application of the proposed method will allow the determination and establishment of the required reservoir pressure at a specific point in the reservoir.
ИСТОЧНИКИ ИНФОРМАЦИИ
1. Гиматудинов Ш.К. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. М.: Недра, 1983, с. 8.SOURCES OF INFORMATION
1. Gimatudinov Sh. K. Reference guide for the design of the development and operation of oil fields. Oil production. M .: Nedra, 1983, p. eight.
2. Хисамов Р. С. Особенности геологического строения и разработки многопластовых нефтяных месторождений. Казань, Изд-во "Мониторинг", 1996, с. 187-204. 2. Khisamov R. S. Features of the geological structure and development of multilayer oil fields. Kazan, Publishing house "Monitoring", 1996, p. 187-204.
Claims (1)
T = A / Kп р,
где T - продолжительность технологической выдержки для выравнивания давления в призабойной зоне скважины и пласте, сут;
A - объемный коэффициент упругоемкости продуктивного пласта, м3/МПа;
Kп р - приведенный коэффициент продуктивности, м3/сут • МПа;
а объемный коэффициент упругоемкости продуктивного пласта определяют из соотношения:
где A - объемный коэффициент упругоемкости продуктивного пласта, м3/МПа;
h - толщина пласта, м;
m - коэффициент пористости;
βж - коэффициент упругоемкости жидкости, МПа-1;
βп - коэффициент упругоемкости породы, МПа-1;
Rк - радиус конутра питания, м;
rс - приведенный радиус скважин, м.A method of establishing reservoir pressure in an oil field, including shutting down a well, process shutter speed to equalize the pressure in the bottom-hole zone of the well and the formation, measuring pressure in the well and calculating the expected formation pressure at a particular point in the formation depending on the effects of surrounding wells, characterized in that the change well operation, characterized in that the change in the operation of the wells is carried out in accordance with the calculation of the expected reservoir pressure until the pressure is reached at a particular point in the reservoir I, equal to the specified one, while the duration of the technological exposure to equalize the pressure in the bottomhole zone of the well and the formation is determined from the ratio
T = A / K p p
where T is the duration of technological exposure to equalize the pressure in the bottom-hole zone of the well and formation, days;
A is the volumetric coefficient of elastic capacity of the reservoir, m 3 / MPa;
K p p - reduced productivity coefficient, m 3 / day • MPa;
and the volumetric coefficient of elasticity of the reservoir is determined from the ratio:
where A is the volumetric coefficient of elastic capacity of the reservoir, m 3 / MPa;
h is the thickness of the reservoir, m;
m is the coefficient of porosity;
β W - coefficient of elastic capacity of the liquid, MPa -1 ;
β p - coefficient of elastic capacity of the rock, MPa -1 ;
R to the radius of the power loop, m;
r with - the reduced radius of the wells, m
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97109004A RU2108460C1 (en) | 1997-05-29 | 1997-05-29 | Device for setting bed pressure in oil deposit |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97109004A RU2108460C1 (en) | 1997-05-29 | 1997-05-29 | Device for setting bed pressure in oil deposit |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2108460C1 true RU2108460C1 (en) | 1998-04-10 |
| RU97109004A RU97109004A (en) | 1998-09-10 |
Family
ID=20193551
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU97109004A RU2108460C1 (en) | 1997-05-29 | 1997-05-29 | Device for setting bed pressure in oil deposit |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2108460C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2451161C1 (en) * | 2011-06-15 | 2012-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well operation method |
| RU2465453C1 (en) * | 2011-04-26 | 2012-10-27 | Иван Иванович Полын | Method of defining pressure in interwell space |
| EA024713B1 (en) * | 2014-04-09 | 2016-10-31 | Институт Кибернетики Национальной Академии Наук Азербайджанской Республики | Method for determination of reservoir pressure |
| US11021948B2 (en) | 2017-01-11 | 2021-06-01 | Tgt Oilfield Services Limited | Method for the hydrodynamic characterization of multi-reservoir wells |
-
1997
- 1997-05-29 RU RU97109004A patent/RU2108460C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Хисамов Р.С. Особенности геологического строения и разработки многопластовых нефтяных месторождений, Казань, Издательство "Мониторинг", 1996, с.187 - 204. * |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2465453C1 (en) * | 2011-04-26 | 2012-10-27 | Иван Иванович Полын | Method of defining pressure in interwell space |
| RU2451161C1 (en) * | 2011-06-15 | 2012-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well operation method |
| EA024713B1 (en) * | 2014-04-09 | 2016-10-31 | Институт Кибернетики Национальной Академии Наук Азербайджанской Республики | Method for determination of reservoir pressure |
| US11021948B2 (en) | 2017-01-11 | 2021-06-01 | Tgt Oilfield Services Limited | Method for the hydrodynamic characterization of multi-reservoir wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2577568C1 (en) | Method for interpreting well yield measurements during well treatment | |
| CN111236908A (en) | Multi-stage fractured horizontal well productivity prediction model and productivity sensitivity analysis method suitable for low-permeability tight gas reservoir | |
| US8909478B2 (en) | Method for calculating the ratio of relative permeabilities of formation fluids and wettability of a formation downhole, and a formation testing tool to implement the same | |
| EP2639401A1 (en) | Wellbore real-time monitoring and analysis of fracture contribution | |
| RU2717019C1 (en) | Method of bringing the well on to production mode drilled in naturally fractured formation | |
| CN105569635B (en) | A kind of horizontal well produced fluid cross section technical matters tubing string and test method | |
| RU2179637C1 (en) | Procedure determining characteristics of well, face zone and pool and device for its realization | |
| RU2318993C1 (en) | Method for watered oil pool development | |
| RU2680566C1 (en) | Method for determining flow profile in low-rate horizontal wells with multi-stage hydraulic fracturing | |
| RU2108460C1 (en) | Device for setting bed pressure in oil deposit | |
| WO1996021799A1 (en) | Method for determining closure of a hydraulically induced in-situ fracture | |
| RU2685381C1 (en) | Uranium and associated elements production method based on underground well leaching technology with plasma-pulse action on well hydrosphere | |
| RU2539445C1 (en) | Method for determining formation pressure in oil producer equipped with submerged electric-driven pump | |
| RU2243372C1 (en) | Method for hydrodynamic examination of horizontal wells | |
| RU2247828C2 (en) | Method for extraction of oil deposit | |
| RU2189443C1 (en) | Method of determining well, bottom-hole zone and formation characteristics | |
| RU2559247C1 (en) | Express method to determine characteristics of bottomhole zone in stripped wells used for well completion and system for its implementation | |
| RU2715490C1 (en) | Method for determining current formation pressure in an operating well of a tournaisian-famennian deposit without its stopping | |
| RU2768341C1 (en) | Well production rate prediction method taking into account anisotropy of permeability of carbonate rocks | |
| RU2014448C1 (en) | Method of optimizing gas-lift well operation duty | |
| RU2269000C2 (en) | Method for permeable well zones determination | |
| RU2099513C1 (en) | Method for development of oil formation | |
| RU2151856C1 (en) | Method of running well | |
| US20230175392A1 (en) | Method and system for estimating a depth injection profile of a well | |
| RU2548460C1 (en) | Control method for production and actions system at wells cluster |