RU2151856C1 - Способ эксплуатации скважины - Google Patents
Способ эксплуатации скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2151856C1 RU2151856C1 RU99127043A RU99127043A RU2151856C1 RU 2151856 C1 RU2151856 C1 RU 2151856C1 RU 99127043 A RU99127043 A RU 99127043A RU 99127043 A RU99127043 A RU 99127043A RU 2151856 C1 RU2151856 C1 RU 2151856C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injection
- fluid
- formation
- well
- unsteady
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Measuring Volume Flow (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины с одновременным определением параметров загрязненной призабойной зоны продуктивного пласта. Обеспечивает повышение точности определения параметров загрязненной зоны пласта. При эксплуатации скважины производят закачку в пласт жидкости, замеры на устье давления закачки и расхода жидкости и математическую обработку результатов замеров по определению гидропроводности, пьезопроводности, радиуса призабойной зоны и коэффициента скин-эффекта. В качестве жидкости, закачиваемой в пласт, используют пластовую жидкость. На устье скважины организуют процесс импульсной нестационарной закачки пластовой жидкости со ступенчатыми изменениями расхода от минимальных до максимальных величин с задаваемым периодом. На устье скважины через каждые 5-60 с ведут замеры и регистрацию давления, плотности и расхода закачиваемой пластовой жидкости. Пересчитывают данные на забойные условия. Для каждого замера в условиях импульсной нестационарной закачки пластовой жидкости во время каждого режима закачки определяют функцию репрессии, характеризующую нестационарное течение в призабойной зоне пласта на протяжении данного режима закачки жидкости. Для каждого режима строят график зависимости функции репрессии от логарифма времени закачки на данном режиме. На каждом из полученных графиков выделяют начальный наклонный прямолинейный участок. Методом наименьших квадратов находят параметры выделенных прямолинейных участков, по которым определяют гидропроводность и пьезопроводность загрязненной призабойной зоны, а также ее радиус и коэффициент скин-эффекта. 1 табл, 1 ил.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины с одновременным определением параметров загрязненной призабойной зонды продуктивного пласта.
Известен способ эксплуатации скважины, при котором в процессе гидродинамических исследований скважины методом восстановления (падения) давления, обусловленного остановкой скважины после длительной эксплуатации (прекращением закачки воды), определяют гидропроводность, пьезопроводность пласта и призабойной зоны, а также ее радиус, используя при этом соответствующие решения уравнения пьезопроводности для бесконечного пласта (1).
Основным недостатком известного способа является необходимость остановки скважины до полной стабилизации забойного давления, что в низкопроницаемых или сильно загрязненных пластах продолжается длительное время и неизбежно приводит к потерям нефти, связанным с простоем добывающей скважины. В случае нагнетательной скважины применение известного способа также требует прекращения нагнетания до полной стабилизации забойного давления, что ухудшает процесс заводнения нефтяной залежи. Кроме того, возрастает стоимость промысловых исследований, снижается оперативность технологических оздоровительных мероприятий и прогноза состояния скважин.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ эксплуатации скважины, включающий закачку в призабойную зону жидкости, замеры на устье давления закачки и расхода реагента и математическую обработку результатов замеров по определению гидропроводности, пьезопроводности, радиуса призабойной зоны и коэффициента скин-эффекта (2).
Если статический уровень в скважине более 30 м, то в известном способе применяют в основном метод прослеживания за снижением уровня, соблюдая при этом условие равенства плотностей жидкостей, закачиваемой в скважину и ранее находившуюся в ней. Если статический уровень менее 30 м, то в известном способе применяют для исследования поглощающих пластов как метод прослеживания за снижением уровня, так и метод пробных закачек. При этом допускается, что если время восстановления давления превышает 30 мин, возможно использовать метод исследования поглощающих пластов на неустановившемся режиме течения жидкости с применением для обработки данных теории установившегося режима.
При быстром восстановлении давления (менее 30 мин) пользуются методом установившихся закачек.
На основе полученных таким образом данных строят индикаторные линии зависимости расхода жидкости (количества поглощаемой пластом жидкости в единицу времени) от репрессии на пласт. По этой индикаторной линии определяют коэффициент приемистости, по которому может быть найдена гидропроводность призабойной зоны пласта, используя известные формулы стационарного режима фильтрации.
Недостатком известного способа является то, что для определения гидропроводности призабойной зоны пласта необходимо знать радиус зоны загрязнения. Поскольку радиус загрязненной призабойной зоны достоверно может быть определен только путем обработки кривой восстановления давления по формулам нестационарной фильтрации, то для определения гидропроводности призабойной зоны пласта известным способом необходимы дополнительные исследования скважин методом восстановления (падения) давления.
Таким образом, в целом недостатком известного способа является недостаточная точность оценки свойства продуктивного пласта. В изобретении решается задача повышения точности определения параметров загрязненной призабойной зоны продуктивного пласта.
Задача решается тем, что в способе эксплуатации скважины, включающем закачку в пласта жидкости, замеры на устье давления закачки и расхода жидкости и математическую обработку результатов замеров по определению гидропроводности, пьезопроводности, радиуса призабойной зоны и коэффициента скин-эффекта, согласно изобретению, в качестве жидкости, закачиваемой в пласт, используют пластовую жидкость, на устье скважины организуют процесс импульсной нестационарной закачки пластовой жидкости со ступенчатыми изменениями расхода от минимальных до максимальных величин с задаваемым периодом, на устье скважины через каждые 5 - 60 с ведут замеры и регистрацию давления, плотности и расхода закачиваемой пластовой жидкости, пересчитывают данные на забойные условия, для каждого замера в условиях импульсной нестационарной закачки пластовой жидкости во время каждого режима закачки определяют функцию репрессии, характеризующую нестационарное течение в призабойной зоне пласта на протяжении данного режима закачки жидкости, для каждого режима строят график зависимости функции репрессии от логарифма времени закачки на данном режиме, на каждом из полученных графиков выделяют начальный наклонный прямолинейный участок, методом наименьших квадратов находят параметры выделенных прямолинейных участков, по которым определяют гидропроводность и пьезопроводность загрязненной призабойной зоны, а также ее радиус и коэффициент скип-эффекта.
Признаками изобретения являются:
1. закачка в пласт жидкости;
2. замеры на устье давления закачки и расхода жидкости;
3. математическая обработка результатов замеров по определению гидропроводности, пьезопроводности, радиуса призабойной зоны и коэффициента скин-эффекта;
4. в качестве жидкости, закачиваемой в пласт, использование пластовой жидкости;
5. на устье скважины организация процесса импульсной нестационарной закачки пластовой жидкости со ступенчатым изменением расхода от минимальных до максимальных величин с задаваемым периодом;
6. на устье скважины через каждые 5 - 60 с замеры и регистрация давления, плотности и расхода закачиваемой пластовой жидкости;
7. пересчет данных на забойные условия;
8. для каждого замера в условиях импульсной нестационарной закачки пластовой жидкости во время каждого режима закачки определение функции репрессии, характеризующей нестационарное течение в призабойной зоне пласта на протяжении данного режима закачки жидкости;
9. для каждого режима построение графика зависимости функции репрессии от логарифма времени закачки на данном режиме;
10. на каждом из полученных графиков выделение начального наклонного прямолинейного участка;
11. методом наименьших квадратов нахождение параметров выделенных прямолинейных участков и определение гидропроводности и пьезопроводности загрязненной призабойной зоны, а также ее радиуса и коэффициента скин-эффекта.
1. закачка в пласт жидкости;
2. замеры на устье давления закачки и расхода жидкости;
3. математическая обработка результатов замеров по определению гидропроводности, пьезопроводности, радиуса призабойной зоны и коэффициента скин-эффекта;
4. в качестве жидкости, закачиваемой в пласт, использование пластовой жидкости;
5. на устье скважины организация процесса импульсной нестационарной закачки пластовой жидкости со ступенчатым изменением расхода от минимальных до максимальных величин с задаваемым периодом;
6. на устье скважины через каждые 5 - 60 с замеры и регистрация давления, плотности и расхода закачиваемой пластовой жидкости;
7. пересчет данных на забойные условия;
8. для каждого замера в условиях импульсной нестационарной закачки пластовой жидкости во время каждого режима закачки определение функции репрессии, характеризующей нестационарное течение в призабойной зоне пласта на протяжении данного режима закачки жидкости;
9. для каждого режима построение графика зависимости функции репрессии от логарифма времени закачки на данном режиме;
10. на каждом из полученных графиков выделение начального наклонного прямолинейного участка;
11. методом наименьших квадратов нахождение параметров выделенных прямолинейных участков и определение гидропроводности и пьезопроводности загрязненной призабойной зоны, а также ее радиуса и коэффициента скин-эффекта.
Признаки 1 - 3 являются общими с прототипом, признаки 4 - 9 являются существенными отличительными признаками изобретения.
Сущность изобретения
Многочисленные промысловые и лабораторные исследования свидетельствуют, что в процессе вскрытия, освоения и эксплуатации скважин происходят определенные изменения фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны пласта, зачастую в весьма значительной степени.
Многочисленные промысловые и лабораторные исследования свидетельствуют, что в процессе вскрытия, освоения и эксплуатации скважин происходят определенные изменения фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны пласта, зачастую в весьма значительной степени.
Так, результаты гидродинамических исследований скважин свидетельствуют, что размеры (радиусы) зон загрязнения достигают нескольких метров как при вскрытии гранулярных, так и трещиноватых коллекторов, наряду с этим отмечается существенное снижение фильтрационно-емкостных свойств. Средний радиус загрязнения по 12 скважинам нефтяных залежей Нижнего Поволжья в терригенных коллекторах составил 2,4 м, средние гидропроводность и пьезопроводность призабойной зоны - соответственно 0,003 мкм2•м/(мПа•с) и 4,9 см2/с.
Аналогичные результаты отмечены при изучении проникновения фильтрата бурового раствора во время проводки скважин в терригенных коллекторах иными методами, радиус зоны снижения проницаемости пласта фильтратом бурового раствора оценен в 1 - 3 м. В результате продуктивность скважин оказалась сниженной в несколько раз.
Схожие параметры получены при гидродинамических исследованиях и испытаниях скважин в трещиноватых пластах, по данным испытания скважин пластоиспытателями пластов размеры зоны загрязнения составляют от 3 до 13,5 м.
Наличие вокруг скважины зоны загрязнения пласта значительных размеров требует учета этого обстоятельства для более обоснованного планирования технологических воздействий, в первую очередь объемов закачиваемых в пласт реагентов.
В начальные моменты времени после изменения режима работы скважины (начала нагнетания или отбора жидкости, остановки скважины) область практически заметного воздействия пуска (остановки) скважины охватывает лишь непосредственно прилегающий к стволу участок пласта, где происходит в основном нестационарная плоско-радиальная фильтрация флюида по вскрытой толщине коллектора. С течением времени распространяющееся возмущение все шире охватывает загрязненную призабойную зону до тех пор, пока не достигнет ее границ. Заключительную стадию процесса характеризуют фильтрационную сопротивления плоско-радиального неустановившегося потока жидкости по всей толщине пласта к неоднородной призабойной зоне и фильтрационные сопротивления квазистационарного потока в призабойной зоне пласта.
При технологических воздействиях или испытаниях скважин в пластах с незначительным загрязнением размер неоднородной призабойной зоны невелик и в ней быстро устанавливается квазистационарное состояние. Постоянное влияние загрязненной призабойной зоны на изменение забойного давления учитывается в известных методах гидродинамических исследований, испытаний скважин, оценки состояний призабойной зоны пласта в процессе технологического воздействия введением понятия "показатель скин-эффекта" или "коэффициент скин-эффекта".
В случае технологического воздействия на скважину в пласте с обширным загрязнением в неоднородной призабойной зоне на протяжении длительного времени происходит процесс нестационарного течения нагнетаемой жидкости. Например, уже упомянутые результаты свидетельствуют, что среднее время распространения возмущения до границ зоны загрязнения составляет 88 мин, а квазистационарное состояние здесь устанавливается спустя более 6 ч. В реальных условиях время испытания скважины на приемистость меньше приведенных данных, что затрудняет качественную оценку параметров призабойной зоны известными способами.
В этих условиях для оперативного определения параметров призабойной зоны пласта, учитывающего нестационарное течение жидкости в загрязненной призабойной зоне, возникает необходимость применения предлагаемого способа.
Теоретической основой известных и предлагаемого способов является линейная теория упругого режима фильтрации. Его характерными особенностями являются нестационарные процессы перераспределения давления в пласте и изменения упругого запаса пласта и жидкости, связанные с пуском или остановкой скважин, изменением режимов их работы и др. Длительность и характеристики нестационарных процессов определяются параметрами пласта и скважины и строением пластовых систем.
При эксплуатации скважин, при проведении технологических воздействий на скважинах и разработке нефтяной залежи возникает необходимость оценки параметров зоны загрязнения пласта вокруг нефтедобывающей скважины. Их неточная оценка приводит к перерасходу реагентов или к недостижению задач разработки. В предложенном способе решается задача повышения точности определения параметров загрязненной призабойной зоны продуктивного пласта. Задача решается следующей совокупностью операций.
При определении параметров загрязненной призабойной зоны пласта проводят испытание скважины на приемистость. На устье скважины организуют процесс импульсной нестационарной закачки пластовой жидкости с колебаниями расхода от минимальных до максимальных величин с задаваемым периодом так, что кривая переменного расхода является некоторой ступенчатой функцией времени. Проводят на устье скважины замеры и регистрацию с интервалом в 5 - 60 с устьевого давления, плотности и объемного расхода нагнетаемой пластовой жидкости. Пересчитывают устьевые данные на забойные условия. Для условий импульсной нестационарной закачки пластовой жидкости во время каждого режима нагнетания определяют функцию репрессии, характеризующую нестационарное течение в призабойной зоне пласта на протяжении данного режима нагнетания жидкости. Для каждого режима строят график зависимости функции репрессии от логарифма времени нагнетания на данном режиме. На каждом из полученных графиков выделяют начальный наклонный прямолинейный участок. Методом наименьших квадратов находят параметры выделенных прямолинейных участков, по которым определяют гидропроводность и пьезопроводность загрязненной призабойной зоны, а также ее радиус и коэффициент скин-эффекта.
Для повышения точности определения параметров призабойной зоны продуктивного пласта на скважине могут быть организованы предварительные исследования с целью уточнения гидропроводности пласта и коэффициента скин-эффекта. Отметим, что процедура предварительных исследований носит лишь желательный, а не обязательный характер. При реализации предлагаемого способа определения параметров призабойной зоны может использоваться величина гидропроводности пласта, полученная иными способами. Предлагаемая технология предварительных исследований является наиболее оперативным способом, не требующим длительной остановки скважины, использует ту же технику и оборудование, которые требуются в дальнейшем для применения предлагаемого способа определения параметров призабойной зоны пласта, так что предлагаемый способ может быть реализован без дополнительных затрат, привлечения другого оборудования и техники непосредственно сразу после проведения предварительных испытаний, если при этом будет установлено существенное загрязнение призабойной зоны пласта.
Для предварительных исследований на устье скважины организуют предварительный процесс импульсной нестационарной закачки пластовой жидкости. Предварительный процесс импульсной нестационарной закачки реагента характеризуется значительными колебаниями расхода и давления с хаотичными изменениями величин по амплитуде и частоте. Расход может изменяться по амплитуде от 8,4•10-5 до 7,6•10-3 м3/с, по частоте - от 0,002 до 0,02 Гц, при этом максимальный расход обеспечивает недопущение развития искусственной трещиноватости в призабойной зоне.
Для условий предварительных исследований путем импульсной нестационарной закачки пластовой жидкости определяют накопленный расход и работу, затрачиваемую на нестационарное течение в призабойной зоне пласта единицы расхода пластовой жидкости. Строят график зависимости работы, затрачиваемой на нестационарное течение в призабойной зоне пласта единицы расхода пластовой жидкости, от накопленного расхода и ее производной для диапазона значений гидропроводности, заведомо включающих искомую гидропроводность. Среди множества попученных кривых производной выбирают линию, ближе остальных отвечающую условию постоянства производной, соответствующую искомой гидропроводности пласта ε. Далее по графику зависимости работы, затрачиваемой на нестационарное течение в призабойной зоне пласта единицы расхода пластовой жидкости, от накопленного расхода определяют коэффициент скин-эффекта S.
Если полученная тем или иным известным способом величина коэффициента скин-эффекта S ≥ 20 : 30, реализуют предлагаемый способ.
Указанный предел обусловлен современным техническим уровнем операций по закачке жидкостей в пласты, гарантирует достоверное определение параметров призабойной зоны при регистрации расхода и давления закачки на устье и может быть снижен применением забойной станции контроля технологических процессов.
Для реализации предлагаемого способа на устье скважины организуют основной процесс импульсной нестационарной закачки пластовой жидкости. Основной процесс импульсной нестационарной закачки реагента характеризуется колебаниями расхода от минимальных величин, обеспечивающих стабильную закачку с противодавлением на устье скважины, до максимальных, обеспечивающих при этом недопущение развития искусственной трещиноватости в призабойной зоне пласта, что достигается выполнением следующего условия:
P < σраск, (1)
где Pс макс - максимально допустимое забойное давление в процессе закачки пластовой жидкости, МПа;
σраск - давление раскрытия трещин в призабойиой зоне пласта, МПа.
P
где Pс макс - максимально допустимое забойное давление в процессе закачки пластовой жидкости, МПа;
σраск - давление раскрытия трещин в призабойиой зоне пласта, МПа.
Установлено, что для получения достоверных результатов необходимо провести закачку на нескольких (4 - 6 и более) режимах нагнетания с резкой сменой расхода с большего на меньший и наоборот.
Продолжительность эакачки Δθ на каждом режиме устанавливается опытным путем или приближенно оценивается так:
где S - значение коэффициента скин-эффекта, определенное при предварительных испытаниях скважины;
χ - - пьезопроводность пласта, м2/с.
где S - значение коэффициента скин-эффекта, определенное при предварительных испытаниях скважины;
χ - - пьезопроводность пласта, м2/с.
В формуле (2) коэффициент S безразмерен, а размерность продолжительности закачки на каждом режиме такова: [θ] = c.
На основе выполненных оценок на устье организуют основной процесс импульсной нестационарной закачки пластовой жидкости так, чтобы кривая переменного расхода являлась ступенчатой функцией времени t нагнетания:
QZ(θZ≤ t ≤ θZ+1) = QZ ≅ const, (3)
где t - текущее время от начала процесса основной закачки пластовой жидкости, с;
Z = 1, 2,... - порядковый номер режима основной закачки:
θZ, θZ+1 - время начала и окончания Z режима основной закачки (начало первого режима закачки θ1 = 0), с;
QZ - средний расход в течение Z режима основной закачки (приближенное равенство QZ ≅ const означает, что в процессе основной закачки пластовой жидкости допускаются колебания расхода до 20 - 30 % от средней величины расхода QZ на данном режиме), м3/с.
На основе выполненных оценок на устье организуют основной процесс импульсной нестационарной закачки пластовой жидкости так, чтобы кривая переменного расхода являлась ступенчатой функцией времени t нагнетания:
QZ(θZ≤ t ≤ θZ+1) = QZ ≅ const, (3)
где t - текущее время от начала процесса основной закачки пластовой жидкости, с;
Z = 1, 2,... - порядковый номер режима основной закачки:
θZ, θZ+1 - время начала и окончания Z режима основной закачки (начало первого режима закачки θ1 = 0), с;
QZ - средний расход в течение Z режима основной закачки (приближенное равенство QZ ≅ const означает, что в процессе основной закачки пластовой жидкости допускаются колебания расхода до 20 - 30 % от средней величины расхода QZ на данном режиме), м3/с.
В предложенном способе изначально закладывают режим импульсной нестационарной закачки реагента в виде ступенчатой функции давления как в наибольшей мере отвечающий условиям производства. Реализуемый в особых условиях на практике стационарный режим закачки реагента является частным случаем общего импульсного нестационарного режима. При этом справедливы все расчеты и выводы предлагаемого способа.
При проведении технологических операций на скважине замеряют и регистрируют с интервалом в 5 - 60 с (т.е., с периодом опроса 5 - 60 с) устьевое давление, плотность и объемный расход нагнетаемого реагента. Для каждого замера в момент времени t по этим данным в реальном времени процесса рассчитывают потери давления PТР(t) на жидкостное трение в насосно-компрессорных трубах, гидростатическое давление PГ (t) столба нагнетаемой жидкости, динамическое забойное давление Pс (t) по формуле (4):
Pc(t) = Pу(t) + PГ(t) - PТР(t),
где Pc(t) - динамическое забойное давление в момент времени t, МПа;
Pу(t) - устьевое давление нагнетания в момент времени t, МПа;
PГ(t) - гидростатическое давление, создаваемое столбом нагнетаемой жидкости в момент времени t, МПа;
PТР(t) - потери напора в насосно-компрессорных трубах вследствие жидкостного трения, МПа.
Pc(t) = Pу(t) + PГ(t) - PТР(t),
где Pc(t) - динамическое забойное давление в момент времени t, МПа;
Pу(t) - устьевое давление нагнетания в момент времени t, МПа;
PГ(t) - гидростатическое давление, создаваемое столбом нагнетаемой жидкости в момент времени t, МПа;
PТР(t) - потери напора в насосно-компрессорных трубах вследствие жидкостного трения, МПа.
Далее рассчитывают репрессию на пласт Δ Pc(t) по формуле (5):
Δ Pс(t) = Pс(t) - Pпл
где Pпл - пластовое давление, МПа;
Δ Pс(t) - репрессия на пласт в момент времени t, МПа.
Δ Pс(t) = Pс(t) - Pпл
где Pпл - пластовое давление, МПа;
Δ Pс(t) - репрессия на пласт в момент времени t, МПа.
Рассчитывают объемный расход жидкости Q(t) в забойных условиях.
Для каждого текущего N замера, сделанного в текущем временном интервале θZ ≤ tN ≤ θZ+1 на Z режиме закачки, рассчитывают значение функции репрессии Ψz(ΔtZ), характеризующей нестационарное течение нагнетаемой жидкости в призабойной зоне пласта на данном режиме:
где N = 2; 3; 4 ... - номер текущего замера;
i = 0; 1; 2; ... N-1 - номера предшествующих замеров;
ΔPC(tN), ΔPC(tN-1) - репрессия на пласт в текущем и предыдущем замерах, Па;
QN, QN-1 - объемный расход жидкости в забойных условиях в текущем и предыдущем замерах, м3/с;
Qi - объемный расход жидкости в забойных условиях в предшествующих замерах м3/с;
tN - время текущего замера, с;
t0, t1, ... tN-1 - время предшествующих замеров, с;
ΔtZ - - временной интервал текущего Z режима основной закачки при θZ ≤ tN ≤ θZ+1.
ΔtZ = tN-θZ,
χ - пьезопроводность пласта, м2/с;
rс - радиус скважины, м.
где N = 2; 3; 4 ... - номер текущего замера;
i = 0; 1; 2; ... N-1 - номера предшествующих замеров;
ΔPC(tN), ΔPC(tN-1) - репрессия на пласт в текущем и предыдущем замерах, Па;
QN, QN-1 - объемный расход жидкости в забойных условиях в текущем и предыдущем замерах, м3/с;
Qi - объемный расход жидкости в забойных условиях в предшествующих замерах м3/с;
tN - время текущего замера, с;
t0, t1, ... tN-1 - время предшествующих замеров, с;
ΔtZ - - временной интервал текущего Z режима основной закачки при θZ ≤ tN ≤ θZ+1.
ΔtZ = tN-θZ,
χ - пьезопроводность пласта, м2/с;
rс - радиус скважины, м.
В формуле (6) величина функции репрессии ΨZ(ΔtZ) безразмерна.
Расчеты по формулам (4) - (7) выполняются последовательно для всех выполненных замеров устьевых параметров. Для каждого режима Z закачки на основе выполненных замеров устьевых параметров и расчетов по формулам (4) - (7) строят график, пример которого приведен на фиг. 1, где по оси абсцисс откладывают величины lnΔtZ, по оси ординат - соответствующие данному временному интервалу ΔtZ величины функции репрессии ΨZ(ΔtZ), определяемые по формуле (6).
При наличии цифровой регистрации устьевых параметров и системы компьютерного анализа определение величин lnΔtZ, ΨZ(ΔtZ) и построение графиков зависимости
ΨZ(ΔtZ) = Φ(lnΔtZ) (8)
производят непосредственно в процессе закачки жидкости в реальном времени tN текущего замера.
ΨZ(ΔtZ) = Φ(lnΔtZ) (8)
производят непосредственно в процессе закачки жидкости в реальном времени tN текущего замера.
Таким образом, каждому режиму основной закачки соответствует своя линия (фиг. 1). На фиг. 1 представлены графики функции репрессии ΨZ(ΔtZ), характеризующей нестационарное течение нагнетаемой жидкости в загрязненной призабойной зоне пласта в течении Z (Z = 1, 2;... 9; 10) режима закачки, последовательно для всех 10 режимов импульсной нестационарной закачки пластовой жидкости в нефтедобывающую скважину при определении параметров призабойной зоны пласта предлагаемым способом в примере 1. Z = 1; 2;... 9; 10 - графики зависимости функции ΨZ(ΔtZ) = Φ(lnΔtZ) от времени ΔtZ закачки пластовой жидкости в нефтедобывающую скважину на Z режиме с расходом QZ (таблица).
В общем случае на каждом из полученных графиков выделяют начальный наклонный прямолинейный участок (пример на чертеже), отражающий нестационарное течение нагнетаемой жидкости в загрязненной призабойной зоне на данном Z-режиме закачки и описываемый уравнением прямой линии:
ΨZ(ΔtZ) = aZ+bZ•lnΔtZ. (9)
Находя известным математическим методом наименьших квадратов наклон bZ и начальный участок aZ выделенного прямолинейного отрезка на каждом Z режиме закачки, определяют:
гидропроводность призабойной зоны пласта εПЗП =
пьезопроводность призабойной зоны пласта χПЗП
Поскольку все прямые уравнения (9) имеют общую точку пересечения, используя найденные коэффициенты aZ, bZ, aZ-1, bZ-1 для двух смежных режимов Z, bZ-1 закачки, определяют коэффициент скин-эффекта:
после чего рассчитывают радиус RПЗП зоны загрязнения:
В формулах (10) - (13) размерности величин таковы:
коэффициенты aZ, bZ, S безразмерны.
ΨZ(ΔtZ) = aZ+bZ•lnΔtZ. (9)
Находя известным математическим методом наименьших квадратов наклон bZ и начальный участок aZ выделенного прямолинейного отрезка на каждом Z режиме закачки, определяют:
гидропроводность призабойной зоны пласта εПЗП =
пьезопроводность призабойной зоны пласта χПЗП
Поскольку все прямые уравнения (9) имеют общую точку пересечения, используя найденные коэффициенты aZ, bZ, aZ-1, bZ-1 для двух смежных режимов Z, bZ-1 закачки, определяют коэффициент скин-эффекта:
после чего рассчитывают радиус RПЗП зоны загрязнения:
В формулах (10) - (13) размерности величин таковы:
коэффициенты aZ, bZ, S безразмерны.
Примеры конкретного применения.
Пример 1. Предлагаемый способ реализуют на нефтедобывающей скважине глубиной 2240 м с целью определения параметров призабойной зоны продуктивного пласта.
Для оценки точности определения параметров призабойной зоны пласта предлагаемым способом до проведения работ по реализации предлагаемого способа на скважине дополнительно выполняют гидродинамические исследования известными методами восстановления забойного давления и гидропрослушивания, определяя при этом гидропроводность ε, εПЗП и пьезопрооводность χ, χПЗП пласта и призабойной зоны, коэффициент скин-эффекта S и радиус зоны загрязнения RПЗП:
ε = 10,2 мкм2•м/(мПa•c); εПЗП = 0,51 мкм2•м/(мПа•с): χ = 1410 см2/с;
χПЗП = 70,6 см2/с; S = 56,9; RПЗП = 1,68 м.
ε = 10,2 мкм2•м/(мПa•c); εПЗП = 0,51 мкм2•м/(мПа•с): χ = 1410 см2/с;
χПЗП = 70,6 см2/с; S = 56,9; RПЗП = 1,68 м.
До определения параметров призабойной зоны продуктивного пласта предлагаемым способом на скважине организуют предварительные исследования с целью уточнения гидропроводности пласта, для этого проводят импульсную нестационарную закачку пластовой жидкости в пласт. Полученная при этом величина гидропроводности пласта совпадает с результатами гидродинамических исследований, установлено также существенное загрязнение призабойной зоны (S > 20 - 30). Поэтому далее реализуют предлагаемый способ, при этом достоверное определение параметров призабойной зоны достигают регистрацией параметров процесса (расхода, плотности жидкости и давления нагнетания) на устье скважины.
Для реализации предлагаемого способа на устье нефтедобывающей скважины организуют основной процесс импульсной нестационарной закачки пластовой жидкости. Основной процесс импульсной нестационарной закачки характеризуется колебаниями расхода от минимальных величин 0,58 л/с, обеспечивающих стабильную закачку с противодавлением на устье скважины, до максимальных 5,79 л/с, обеспечивающих при этом недопущение развития искусственной трещиноватости в призабойной зоне пласта, что достигается выполнением условия (1) для максимально допустимого забойного давления в процессе закачки пластовой жидкости Pс макс < 30,6 МПа, где Pс макс - максимально допустимое забойное давление в процессе закачки пластовой жидкости, МПа.
Для получения достоверных результатов выполняют закачку пластовой жидкости на 10 режимах нагнетания с резкой сменой расхода с большего на меньший и наоборот (табл. 1). Продолжительность закачки Δθ на каждом режиме приближенно оценивают по формуле (2):
для реализации предлагаемого способа продолжительность закачки на каждом режиме принята Δθ = 200 с (таблица).
для реализации предлагаемого способа продолжительность закачки на каждом режиме принята Δθ = 200 с (таблица).
Таким образом, на основе выполненных оценок на устье организуют основной процесс импульсной нестационарной закачки пластовой жидкости с резкой сменой расходов от максимальных до минимальных значений и обратно (таблица) каждые 200 с так, что кривая переменного расхода образует некоторую ступенчатую функцию времени t нагнетания (3).
При проведении технологических операций на скважине замеряют и регистрируют с интервалом в 10 с (т.е. с периодом опроса 10 с) устьевое давление, плотность и объемный расход нагнетаемого реагента. Для каждого замера в момент времени t по этим данным в реальном времени процесса рассчитывают потери давления PТР(t) на жидкостное трение в насосно-компрессорных трубах, гидростатическое давление PГ(t) столба нагнетаемой жидкости, динамическое забойное давление Pс(t) по формуле (4), при этом в реальном времени контролируют выполнение условия (14).
Далее рассчитывают репрессию на пласт ΔPC(t) по формуле (5) и объемный расход жидкости Q(t) в забойных условиях. Для каждого текущего N замера, сделанного в текущем временном интервале θZ ≤ tN ≤ θZ+1 закачки, на Z режиме по формулам (6) - (7) рассчитывают значение функции репрессии ΨZ(ΔtZ), характеризующей нестационарное течение нагнетаемой жидкости в приpабойной зоне пласта на данном режиме. Расчеты по формулам (4) - (7) выполняют последовательно для всех выполняемых замеров устьевых параметров. Для каждого режима Z закачки на основе выполненных замеров устьевых параметров и расчетов по формулам (4) - (7) строят график, где по оси абсцисс откладывают величины lnΔtZ, по оси ординат - соответствующие данному временному интервалу ΔtZ величины функции репрессии ΨZ(ΔtZ), определяемые по формуле (6). На чертеже представлены графики функции репрессии ΨZ(ΔtZ), характеризующей нестационарное течение нагнетаемой жидкости в загрязненной призабойной зоне пласта в течении Z (Z = 1; 2;... 9; 10) режима закачки, последовательно для всех 10 режимов импульсной нестационарной закачки пластовой жидкости в нефтедобывающую скважину при определении параметров призабойной зоны пласта предлагаемым способом в примере 1. Z= 1; 2; ... 9; 10 - графики зависимости функции ΨZ(ΔtZ) = Φ(lnΔtZ) от времени ΔtZ закачки пластовой жидкости в нефтедобывающую скважину на Z режиме с расходом QZ (таблица).
При наличии цифровой регистрации устьевых параметров и системы компьютерного анализа определение величин lnΔtZ, ΨZ(ΔtZ) и построение графиков зависимости (8) производят непосредственно в процессе закачки жидкости в реальном времени tN текущего замера.
Таким образом, каждому из 10 режимов основной закачки соответствует своя линия (чертеж). На каждом из 10 полученных графиков в интервале 20 c ≤ ΔtZ ≤ 140 с выделяют начальный наклонный прямолинейный участок, отражающий нестационарное течение нагнетаемой жидкости в загрязненной призабойной зоне на данном Z режиме закачки и описываемый уравнением прямой линии (9) с весьма высокими (0,96 - 0,99) коэффициентами корреляции. Известным математическим методом наименьших квадратов находят наклон bZ и начальный участок aZ выделенного прямолинейного отрезка на каждом Z режиме закачки (таблица). Далее определяют гидропроводность εПЗП и пьезопроводность χПЗП = призабойной зоны пласта по формулам (10), (11) например, для первого режима закачки (Z = 1):
Аналогично определяют εПЗП и χПЗП для остальных режимов закачки (таблица). Используя найденные коэффициенты aZ, bZ, aZ-1, bZ-1 для двух смежных режимов Z, Z-1 закачки, по формуле (12) определяют коэффициент скин-эффекта (таблица), например, для второго режима:
после чего по формуле (13) рассчитывают радиус RПЗП зоны загрязнения:
Аналогично определяют S и RПЗП для остальных режимов нагнетания, кроме первого (на первом режиме закачки в реальном времени S по формуле (12) не определяют, в дальнейшем этот расчет выполняют для параметров a1, b1 и aZ, bZ, где Z > 2).
Аналогично определяют εПЗП и χПЗП для остальных режимов закачки (таблица). Используя найденные коэффициенты aZ, bZ, aZ-1, bZ-1 для двух смежных режимов Z, Z-1 закачки, по формуле (12) определяют коэффициент скин-эффекта (таблица), например, для второго режима:
после чего по формуле (13) рассчитывают радиус RПЗП зоны загрязнения:
Аналогично определяют S и RПЗП для остальных режимов нагнетания, кроме первого (на первом режиме закачки в реальном времени S по формуле (12) не определяют, в дальнейшем этот расчет выполняют для параметров a1, b1 и aZ, bZ, где Z > 2).
Итоги определений параметров призабойной зоны на 10 режимах закачки приведены в таблице, здесь же даны средние величины параметров.
Из сопоставления с результатами гидродинамических исследований скважины известным методом восстановления давления следует, что точность предлагаемого способа вполне достаточна для использования в нефтепромысловой практике, в рассматриваемом случае погрешности определения гидропроводности и пьезопроводности призабойной зоны составляют 7,4%; коэффициента скин-эффекта 5,6%; радиуса зоны загрязнения 3,6%.
Пример 2. Выполняют, как пример 1, при этом на устье скважины организуют процесс импульсной нестационарной закачки пластовой жидкости на 10 режимах нагнетания продолжительностью по 200 с каждый с расходами от минимальных величин 0,58 л/с до максимальных 5,79 л/с, обеспечивающих при этом недопущение развития искусственной трещиноватостм в призабойной зоне пласта.
По предлагаемому способу величины εПЗП и χПЗП составили 0,912 мкм2•м/(мПа•с) и 0,018 м2/с соответственно, погрешности определения равны 12% и 11%. Коэффициент скин-аффекта, определенный предлагаемым способом, составил 30,6 (погрешность 0,1%); радиус загрязненной призабойной зоны - 2,6 м (погрешность 3,4%).
Из сопоставления с результатами гидродинамических исследований скважин известным методом восстановления давления следует, что точность определения параметров загрязненной призабойной зоны пласта предлагаемым способом достаточна для использования в нефтепромысловой практике. При этом несомненным достоинством предлагаемого способа является возможность с его помощью оперативно определять параметры загрязненной призабойной зоны без длительной остановки скважины (для восстановления забойного давления) непосредственно перед технологическим воздействием на пласт, следовательно, более обоснованно планировать процесс (в первую очередь объемы рабочих жидкостей), что существенно повышает эффективность воздействия за счет оптимального подбора проектных показателей.
Источники информации, примятые во внимание при составлении заявки:
1. С.Г.Сафин. Методика оптимизации обработки призабойной зоны. Нефтяная промышленность. Серия "Нефтепромысловое дело". Экспресс-информация. Выпуск 3. 1993 г. М.: ВНИИОЭНГ, с. 3-9.
1. С.Г.Сафин. Методика оптимизации обработки призабойной зоны. Нефтяная промышленность. Серия "Нефтепромысловое дело". Экспресс-информация. Выпуск 3. 1993 г. М.: ВНИИОЭНГ, с. 3-9.
2. В. К. Мищевич. Гидродинамические исследования поглощающих пластов и методы их изоляции. М.: Недра, 1974 г., с.42 - 51 - прототип.
Claims (1)
- Способ эксплуатации скважины, включающий закачку в пласт жидкости, замеры на устье давления закачки и расхода жидкости и математическую обработку результатов замеров по определению гидропроводности, пьезопроводности, радиуса призабойной зоны и коэффициента скин-эффекта, отличающийся тем, что в качестве жидкости, закачиваемой в пласт, используют пластовую жидкость, на устью скважины организуют процесс импульсной нестационарной закачки пластовой жидкости со ступенчатыми изменениями расхода от минимальных до максимальных величин с задаваемым периодом, на устье скважины каждые 5 - 60 с ведут замеры и регистрацию давления, плотности и расхода закачиваемой пластовой жидкости, пересчитывают данные на забойные условия, для каждого замера в условиях импульсной нестационарной закачки пластовой жидкости во время каждого режима закачки определяют функцию репрессии, характеризующую нестационарное течение в призабойной зоне пласта на протяжении данного режима закачки жидкости, для каждого режима строят график зависимости функции репрессии от логарифма времени закачки на данном режиме, на каждом из полученных графиков выделяют начальный наклонный прямолинейный участок, методом наименьших квадратов находят параметры выделенных прямолинейных участков, по которым определяют гидропроводность и пьезопроводность загрязненной призабойной зоны, а также ее радиус и коэффициент скин-эффекта.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99127043A RU2151856C1 (ru) | 1999-12-29 | 1999-12-29 | Способ эксплуатации скважины |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99127043A RU2151856C1 (ru) | 1999-12-29 | 1999-12-29 | Способ эксплуатации скважины |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2151856C1 true RU2151856C1 (ru) | 2000-06-27 |
Family
ID=20228482
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU99127043A RU2151856C1 (ru) | 1999-12-29 | 1999-12-29 | Способ эксплуатации скважины |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2151856C1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2002090716A1 (fr) * | 2001-05-08 | 2002-11-14 | Andrey Yegorovich Chikin | Procede pour determiner les caracteristiques d'un puits, de la zone de fond de puits et d'une formation et dispositif pour mettre en oeuvre ce procede |
| GB2575630A (en) * | 2018-07-15 | 2020-01-22 | Geomec Eng Ltd | Tubing condition monitoring |
| RU2815885C1 (ru) * | 2023-02-21 | 2024-03-25 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Способ межскважинного гидропрослушивания в условиях газоконденсатных месторождений |
-
1999
- 1999-12-29 RU RU99127043A patent/RU2151856C1/ru not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Мищевич В.И., Гидродинамические исследования поглощающих пластов и методы их изоляции. - М.: Недра, 1974, с.42-51. * |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2002090716A1 (fr) * | 2001-05-08 | 2002-11-14 | Andrey Yegorovich Chikin | Procede pour determiner les caracteristiques d'un puits, de la zone de fond de puits et d'une formation et dispositif pour mettre en oeuvre ce procede |
| US7013724B2 (en) | 2001-05-08 | 2006-03-21 | Andrey Yegorovich Chikin | Method for characterizing parameters of wells, well bottom zone and formation, and device for carrying out said method |
| GB2575630A (en) * | 2018-07-15 | 2020-01-22 | Geomec Eng Ltd | Tubing condition monitoring |
| US11384631B2 (en) | 2018-07-15 | 2022-07-12 | Geomec Engineering Ltd. | Tubing condition monitoring |
| GB2575630B (en) * | 2018-07-15 | 2022-08-31 | Geomec Eng Ltd | Tubing condition monitoring |
| RU2815885C1 (ru) * | 2023-02-21 | 2024-03-25 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Способ межскважинного гидропрослушивания в условиях газоконденсатных месторождений |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4726219A (en) | Method and system for determining fluid pressures in wellbores and tubular conduits | |
| US4821564A (en) | Method and system for determining fluid pressures in wellbores and tubular conduits | |
| RU2577568C1 (ru) | Способ интерпретации измерений скважинного дебита во время скважинной обработки | |
| US7089167B2 (en) | Evaluation of reservoir and hydraulic fracture properties in multilayer commingled reservoirs using commingled reservoir production data and production logging information | |
| RU2274747C2 (ru) | Методика оптимизации добычи из многослойных смешанных пластов с использованием данных о динамике изменения дебита смешанных пластов и данных геофизических исследований в эксплуатационных скважинах | |
| RU2362875C2 (ru) | Способ определения давления в подземных пластах | |
| Raghavan | Well-test analysis for multiphase flow | |
| EA033702B1 (ru) | Способ интерпретации распределенных температурных датчиков во время обработки ствола скважины | |
| AU2016272529A1 (en) | Hydrocarbon filled fracture formation testing before shale fracturing | |
| EA015598B1 (ru) | Способ испытания скважин с нулевым выделением углеводородов | |
| RU2179637C1 (ru) | Способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта и устройство для его осуществления | |
| RU2717019C1 (ru) | Способ вывода на режим скважины, пробуренной в естественно трещиноватом пласте | |
| CN103003520B (zh) | 用于处理地层的方法和系统 | |
| Kazemi et al. | Performance analysis of unconventional shale reservoirs | |
| RU2752802C1 (ru) | Способ определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта и способ увеличения нефтеотдачи с его использованием | |
| RU2680566C1 (ru) | Способ определения профиля притока в низкодебитных горизонтальных скважинах с многостадийным гидроразрывом пласта | |
| RU2577865C1 (ru) | Способ индикаторного исследования скважин и межскважинного пространства | |
| RU2151856C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
| Benelkadi et al. | Reservoir permeability determination using after-closure period analysis of calibration tests | |
| RU2651647C1 (ru) | Способ определения параметров ближней зоны пласта | |
| US20210148227A1 (en) | Relating To Injection Wells | |
| RU2539445C1 (ru) | Способ определения пластового давления в нефтяной скважине, оборудованной погружным электронасосом | |
| RU2734358C1 (ru) | Способ определения текущей водонасыщенности продуктивного пласта | |
| RU2189443C1 (ru) | Способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта | |
| RU2151859C1 (ru) | Способ разработки продуктивного пласта |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20121230 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20140327 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20161230 |