RU2243372C1 - Способ гидродинамических исследований горизонтальных скважин - Google Patents
Способ гидродинамических исследований горизонтальных скважинInfo
- Publication number
- RU2243372C1 RU2243372C1 RU2003133117/03A RU2003133117A RU2243372C1 RU 2243372 C1 RU2243372 C1 RU 2243372C1 RU 2003133117/03 A RU2003133117/03 A RU 2003133117/03A RU 2003133117 A RU2003133117 A RU 2003133117A RU 2243372 C1 RU2243372 C1 RU 2243372C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- tubing string
- containers
- pump
- horizontal
- Prior art date
Links
Landscapes
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при гидродинамических исследованиях горизонтальных скважин. Техническим результатом изобретения является упрощение гидродинамических исследований горизонтальных скважин и повышение их достоверности. В горизонтальной части скважины на колонне насосно-компрессорных труб размещают контейнеры, внутри которых размещают глубинные автономные приборы. Размещение на колонне насосно-компрессорных труб автономных глубинных приборов производят соответственно геофизическим характеристикам участков залежи. Контейнеры представляют собой участки трубы, на которых нарезаны щели. В колонне насосно-компрессорных труб в вертикальной части скважины размещают насос, ниже которого размещают фильтр из перфорированного участка трубы колонны насосно-компрессорных труб. Через щели в контейнерах и через фильтр осуществляют поступление скважинной жидкости на прием насоса по колонне насосно-компрессорных труб и межтрубью. Возбуждение скважины производят установленным насосом. Интерпретацию данных осуществляют согласно вычислительному алгоритму. 1 ил.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при гидродинамических исследованиях горизонтальных скважин.
Известен способ гидродинамических исследований горизонтальных скважин, включающий размещение контрольно-измерительных приборов на конце колонны гибких труб, внутри которых пропущен геофизический кабель, проталкивание гибких труб в горизонтальный ствол скважины, закачку по полости гибких труб жидкости или газа и проведение исследований (Осадчий В.М., Телешков В.М. Состояние и перспективы развития технологии исследования горизонтальных скважин при испытании и эксплуатации/Научно-технический вестник “Каротажник”. 2001, с.107-19).
Недостатком способа является сложность возбуждения скважины в процессе исследований.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ гидродинамических исследований горизонтальных скважин, включающий определение параметров кривой восстановления давления и интерпретацию результатов гидродинамических исследований на основе методов регуляции (Муслимов Р.Х. и др. Интерпретация результатов гидродинамических исследований горизонтальных скважин/Нефтяное хозяйство. №10, 2002, с.76, 77 - прототип).
Известный способ не позволяет искусственно возбуждать скважину и выводить ее на установившийся режим работы, что снижает достоверность результатов и вызывает осложнения при гидродинамических исследованиях горизонтальных скважин.
Задачей изобретения является упрощение гидродинамических исследований горизонтальных скважин и повышение их достоверности.
Задача решается тем, что в способе гидродинамических исследований горизонтальных скважин, включающем возбуждение скважины, замер параметров с помощью глубинных приборов, располагаемых на горизонтальных участках с различными геофизическими характеристиками, и обработку результатов измерений, согласно изобретению, перед проведением исследований на колонне насосно-компрессорных труб размещают контейнеры, представляющие собой участки трубы, на которых нарезаны щели, внутри контейнеров устанавливают глубинные автономные приборы, опускают колонну насосно-компрессорных труб в скважину, в вертикальной части скважины в колонне насосно-компрессорных труб устанавливают штанговый насос, ниже которого размещают фильтр из перфорированного участка трубы колонны насосно-компрессорных труб, через щели в контейнерах и через фильтр осуществляют поступление скважинной жидкости на прием насоса по колонне насосно-компрессорных труб и по межтрубью, при этом возбуждение скважины производят этим же насосом.
Сущность изобретения
В настоящее время имеется широкий спектр средств и методов для изучения гидродинамических свойств нефтяных пластов в горизонтальных скважинах. При обработке данных, которые получаются при гидродинамических исследованиях скважин, возникает так называемая обратная задача фильтрации. Она может быть сформулирована как задача определения геометрических и фильтрационных характеристик пласта при известных изменениях давления и скорости фильтрации жидкости в некоторых точках пласта.
На основе методов регуляризации разработан вычислительный алгоритм для интерпретации кривых восстановления (падения) давления в горизонтальной скважине, снятых одновременно несколькими манометрами, установленными на разных участках горизонтальной части ствола. Он позволяет оценивать неоднородность фильтрационных параметров пласта по длине горизонтальной части горизонтальной скважины.
Для решения этой задачи используется следующий подход: минимизировать среднеквадратичное отклонение расчетных забойных давлений от наблюдаемых
где φi(t) - наблюдаемые; pi(t) - вычисленные давления в местах расположения приборов в момент времени t;
N - количество установленных приборов;
k - коэффициент проницаемости;
μ - вязкость жидкости;
Т - время наблюдения за изменением давления.
Оценка k/μ ищется в классе кусочно-постоянных функций. Минимизация среднеквадратичного отклонения J находится на основе методов оптимального управления. Распределение поля давлений в пласте, вскрытого горизонтальной скважиной, находится методом конечных разностей.
Однако существующие средства и методы сложны и недостаточно достоверны. Задачей изобретения является упрощение гидродинамических исследований горизонтальных скважин и повышение их достоверности.
Задача решается следующей совокупностью действий.
Перед проведением исследований в колонне насосно-компрессорных труб размещают контейнеры, представляющие собой участки трубы, на которых нарезаны щели. Внутри контейнеров устанавливают глубинные автономные приборы. Опускают колонну насосно-компрессорных труб в скважину. В вертикальной части скважины в колонне насосно-компрессорных труб устанавливают штанговый насос, ниже которого размещают фильтр из перфорированного участка трубы колонны насосно-компрессорных труб. Через щели в контейнерах и перфорированный фильтр осуществляют поступление скважинной жидкости на прием насоса из колонны насосно-компрессорных труб и межтрубного пространства. Проводят возбуждение скважины штанговым насосом, замер параметров с помощью глубинных приборов, располагаемых на горизонтальных участках с различными геофизическими характеристиками, и обработку результатов измерений.
Через щели в контейнерах и перфорированный фильтр внутреннее пространство колонны насосно-компрессорных труб и межтрубное пространство сообщаются в местах размещения глубинных приборов. Поступление скважинной жидкости на прием насоса происходит по колонне насосно-компрессорных труб и по межтрубному пространству.
Возбуждение скважины производят установленным насосом.
Сущность изобретения поясняется фиг.
На фиг. представлена горизонтальная часть скважины 1, в которую опущена колонна насосно-компрессорных труб 2 с насосом 3, фильтром 4 и контейнерами 5 с размещенными в них глубинными автономными приборами 6. Размещение на колонне насосно-компрессорных труб 2 контейнеров 5 и соответственно глубинных автономных приборов производят в соответствии с предположениями о проницаемости зон пласта, сделанных в соответствии с предварительными геофизическими исследованиями скважин. Фильтр представляет собой перфорированный участок трубы длиной 1,5 м. В качестве глубинных автономных приборов используют автономные манометры-термометры, например АМТ-06. В качестве насоса используют штанговый насос, например НГВ-43. Контейнеры представляют собой перфорированные участки трубы.
Пример конкретного выполнения
Выполняют гидродинамические исследования горизонтальной нефтедобывающей скважины №1947 Сиреневского месторождения.
Скважина имеет вертикальный участок длиной 1102 м и горизонтальный участок длиной 310 м. Горизонтальный участок скважины выполнен без обсадной колонны. В скважину опущена колонна насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм. В вертикальной части скважины в колонне насосно-компрессорных труб размещен штанговый насос марки НГВ-43, соединенный колонной штанг со станком-качалкой на устье скважины. Ниже штангового насоса размещен фильтр, представляющий собой перфорированный участок трубы из колонны насосно-компрессорных труб длиной 1,5 м. На горизонтальном участке колонны насосно-компрессорных труб в трех местах устанавливают контейнеры, представляющие собой часть трубы из колонны насосно-компрессорных труб, на которой нарезаны щели. Внутри контейнеров размещены автономные глубинные приборы манометры-термометры типа АМТ-06. Контейнеры и приборы размещены на участках скважины с различной проницаемостью коллектора, первый на расстоянии 40 м, второй - 230 м и третий - 300 м от начала горизонтального участка скважины. Коллектор продуктивного пласта - пористо-трещинный. Средняя нефтенасыщенность - 0,66. Вязкость нефти в пластовых условиях - 30,6 мПа·с.
Запускают в работу глубинный насос и возбуждают скважину, выводят скважину на режим фильтрации в течение 15 сут. Дебит скважины составляет 8 м3/сут. Глубинные приборы постоянно проводят измерение давления и температуры. Останавливают скважину и поднимают колонну насосно-компрессорных труб на поверхность. Снимают показания скважинных приборов. Обрабатывают результаты измерений данных глубинными приборами согласно вычислительному алгоритму на режиме восстановления давления после остановки скважины. Строят кривую восстановления давления по результатам измерения данных скважинными приборами. На основании исходных данных рассчитывают серию кривых восстановления давления и методом последовательного приближения получают расчетную кривую со значениями давления, отличающимися от значений давления на кривой по измеренным данным не более чем на 10-6. Для данной расчетной кривой определяют расчетную проницаемость и делят ее на вязкость нефти, получая подвижность пластового флюида в данной точке скважины. В результате определяют, что в зоне первого прибора подвижность пластового флюида равна 0,00274 мкм2/мПа·с, в зоне второго прибора - 0,00255 мкм2/мПа·с и в зоне третьего прибора - 0,00071 мкм2/мПа·с. На основании этих данных делают вывод о том, что в зонах 1 и 2 прибора, там, где подвижность высока, имеется высокопроницаемый коллектор, а в зоне 3 прибора, там, где подвижность мала - низкопроницаемый коллектор. Этот вывод подкрепляют данными термометрии. Учитывают температуру пластового флюида в начале выхода на режим и в конце выхода на режим работы скважины после запуска насоса. Определяют разность температур в конце и в начале выхода на режим. Устанавливают, что в зоне первого прибора разность температур равна 0,2°С, в зоне второго прибора равна 0,33°С и в зоне третьего прибора равна 0,03°С. Данные измерения температуры подтверждают вывод о проницаемости коллектора в этих зонах.
Применение предложенного способа позволит упростить гидродинамические исследования горизонтальных скважин и повысить их достоверность.
Claims (1)
- Способ гидродинамических исследований горизонтальных скважин, включающий возбуждение скважины, замер параметров с помощью глубинных приборов, располагаемых на горизонтальных участках скважины с различными геофизическими характеристиками, и обработку результатов измерений, отличающийся тем, что перед проведением исследований на колонне насосно-компрессорных труб размещают контейнеры, представляющие собой участки трубы, на которых нарезаны щели, внутри контейнеров устанавливают глубинные автономные приборы, опускают колонну насосно-компрессорных труб в скважину, в вертикальной части скважины в колонне насосно-компрессорных труб устанавливают штанговый насос, ниже которого размещают фильтр из перфорированного участка трубы колонны насосно-компрессорных труб, через щели в контейнерах и через фильтр осуществляют поступление скважинной жидкости на прием насоса по колонне насосно-компрессорных труб и по межтрубью, при этом возбуждение скважины производят этим же насосом.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003133117/03A RU2243372C1 (ru) | 2003-11-13 | 2003-11-13 | Способ гидродинамических исследований горизонтальных скважин |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003133117/03A RU2243372C1 (ru) | 2003-11-13 | 2003-11-13 | Способ гидродинамических исследований горизонтальных скважин |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2243372C1 true RU2243372C1 (ru) | 2004-12-27 |
Family
ID=34388656
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2003133117/03A RU2243372C1 (ru) | 2003-11-13 | 2003-11-13 | Способ гидродинамических исследований горизонтальных скважин |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2243372C1 (ru) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2483212C1 (ru) * | 2011-12-01 | 2013-05-27 | Общество с Ограниченной Ответственностью "ТНГ-Групп" | Способ гидродинамических исследований горизонтальных скважин в масштабе реального времени |
| RU2513961C1 (ru) * | 2012-12-27 | 2014-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ исследования многозабойной горизонтальной скважины |
| RU2515641C1 (ru) * | 2013-01-16 | 2014-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" | Способ исследования горизонтальной скважины |
| US9359841B2 (en) | 2012-01-23 | 2016-06-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole robots and methods of using same |
| WO2017037494A1 (en) | 2015-08-28 | 2017-03-09 | Total Sa | Method for evaluating fractures of a wellbore |
| RU2642694C1 (ru) * | 2016-09-01 | 2018-01-25 | Юлий Андреевич Гуторов | Способ исследования горизонтальных скважин |
-
2003
- 2003-11-13 RU RU2003133117/03A patent/RU2243372C1/ru active
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| МУСЛИМОВ Р.Х. и др. Интерпретация результатов гидродинамических исследований горизонтальных скважин, "Нефтяное хозяйство", № 10, 2002, с. 76 и 77. * |
| РАПИН В.А. и др. Новая технология проведения промыслово-геофизических исследований горизонтальных скважин, "Нефтяное хозяйство", № 9, 1993, с. 14-16. * |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2483212C1 (ru) * | 2011-12-01 | 2013-05-27 | Общество с Ограниченной Ответственностью "ТНГ-Групп" | Способ гидродинамических исследований горизонтальных скважин в масштабе реального времени |
| US9359841B2 (en) | 2012-01-23 | 2016-06-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole robots and methods of using same |
| RU2513961C1 (ru) * | 2012-12-27 | 2014-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ исследования многозабойной горизонтальной скважины |
| RU2515641C1 (ru) * | 2013-01-16 | 2014-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" | Способ исследования горизонтальной скважины |
| WO2017037494A1 (en) | 2015-08-28 | 2017-03-09 | Total Sa | Method for evaluating fractures of a wellbore |
| RU2642694C1 (ru) * | 2016-09-01 | 2018-01-25 | Юлий Андреевич Гуторов | Способ исследования горизонтальных скважин |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2577568C1 (ru) | Способ интерпретации измерений скважинного дебита во время скважинной обработки | |
| RU2324810C2 (ru) | Способ определения размеров трещины гидроразрыва пласта | |
| US4821564A (en) | Method and system for determining fluid pressures in wellbores and tubular conduits | |
| CN1239809C (zh) | 预测地层温度的方法 | |
| US4726219A (en) | Method and system for determining fluid pressures in wellbores and tubular conduits | |
| EA015598B1 (ru) | Способ испытания скважин с нулевым выделением углеводородов | |
| RU2610941C1 (ru) | Способ оценки обводненности продукции нефтедобывающей скважины | |
| RU2394985C1 (ru) | Способ исследования многозабойной горизонтальной скважины | |
| RU2179637C1 (ru) | Способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта и устройство для его осуществления | |
| CN101460841A (zh) | 使用折射率估计地层流体样品中的滤液污染的系统和方法 | |
| US3478584A (en) | Method and apparatus for obtaining pressure build-up data in pumping wells | |
| RU2243372C1 (ru) | Способ гидродинамических исследований горизонтальных скважин | |
| RU2680566C1 (ru) | Способ определения профиля притока в низкодебитных горизонтальных скважинах с многостадийным гидроразрывом пласта | |
| US2360742A (en) | Apparatus for determining production potentials of oil wells | |
| RU2406822C1 (ru) | Способ исследования горизонтальной скважины | |
| RU2577865C1 (ru) | Способ индикаторного исследования скважин и межскважинного пространства | |
| EA038439B1 (ru) | Способ и установка для откачки жидкости из скважины | |
| CN107339096A (zh) | 一种水平井快速找水方法 | |
| RU2540720C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта скважинами с горизонтальным окончанием | |
| RU2700738C1 (ru) | Способ повышения достоверности контроля обводненности продукции нефтедобывающих скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами | |
| RU2685379C1 (ru) | Способ определения давления насыщения нефти газом в скважине | |
| RU2752802C1 (ru) | Способ определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта и способ увеличения нефтеотдачи с его использованием | |
| CN114876443A (zh) | 一种基于dts/das剖面响应监测的实验方法 | |
| RU2483212C1 (ru) | Способ гидродинамических исследований горизонтальных скважин в масштабе реального времени | |
| RU2527960C1 (ru) | Способ исследования скважины |