RU2244105C1 - Способ исследования скважин - Google Patents
Способ исследования скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2244105C1 RU2244105C1 RU2003125020/03A RU2003125020A RU2244105C1 RU 2244105 C1 RU2244105 C1 RU 2244105C1 RU 2003125020/03 A RU2003125020/03 A RU 2003125020/03A RU 2003125020 A RU2003125020 A RU 2003125020A RU 2244105 C1 RU2244105 C1 RU 2244105C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- pressure
- wellhead
- gas
- volume
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Feeding, Discharge, Calcimining, Fusing, And Gas-Generation Devices (AREA)
Abstract
Изобретение относится к горному делу и может быть использовано при газлифтной эксплуатации скважин, оборудованных установками плунжерного лифта. Техническим результатом является оптимизация эксплуатации скважины. Для этого способ включает остановку скважины, сообщение трубного и затрубного пространств на устье, регистрацию забойного и устьевого давлений в трубном и затрубном пространствах и расчет параметров работы скважины по кривой притока, построенной по разности графиков забойного и устьевого давлений. При этом рассчитывают объем добываемой жидкости по потенциальной продуктивности пласта и по условию производительности плунжерного лифта, сравнивают эти объемы и по наименьшей величине объема рассчитывают параметры скважины. 2 ил.
Description
Предлагаемое изобретение относится к горному делу, в частности к исследованию буровых скважин, и может быть использовано при газлифтной эксплуатации скважин, оборудованных установками плунжерного лифта.
Известен способ исследования скважин, подлежащих переводу на эксплуатацию плунжерным лифтом, в котором на устье остановленной скважины регистрируют разницу давлений в затрубном пространстве и лифтовых трубах. С учетом плотности пластового флюида определяют объем жидкости и высоту ее столба в лифтовых трубах. По уравнению баланса давлений в момент поступления жидкости и плунжера на устье рассчитывают рабочее давление газа в затрубном пространстве, а из допущения, что плунжер постоянно находится в движении, устанавливают число рабочих циклов плунжерного лифта (см. “Plunger Lift: Introduction, Applications, Equipment, Equations, Operations”, каталог фирмы Production Control Services, копирайт, 1996, стр.5-6).
Недостатком способа является то, что проектирование работы скважины ведут без учета реальной характеристики пласта, работающего в условиях переменной депрессии. Кроме этого, расположение якоря в башмаке лифтовых труб оправдано для истощенных скважин и не может быть применимо для скважин с относительно высокими пластовыми давлениями, где имеются ограничения по величине депрессии на пласт.
Известен способ исследования нефтяной скважины по авторскому свидетельству №653385, Е 21 В 47/00, 1979, включающий восстановление забойного давления до пластового с измерением в процессе последующего кратковременного отбора флюида падения забойного давления, закрытие скважины на устье и прекращение отбора флюида с замером изменения давления во времени на забое, в затрубном пространстве и на буфере. При этом величину притока рассчитывают по уравнению в зависимости от площади сечения скважины, приращения во времени давления восстановления на забое, на устье, в затрубном пространстве и на буфере, а также плотности нефти в пластовых условиях.
К недостаткам названного способа следует отнести неопределенность во времени отбора флюида, без чего невозможно прогнозировать величину снижения забойного давления и, следовательно, депрессию на пласт. Рабочая величина депрессии определяет производительность скважины и в общем случае находится в интервале между максимальным и минимальным значениями, обусловленными требованиями рациональной эксплуатации.
Наиболее близким к предлагаемому способу является способ исследования скважин, оборудованных установками плунжерного лифта, по патенту РФ №2165519, Е 21 В 43/12, 47/00, 2001, включающий остановку скважины, снижение уровня жидкости на допустимую величину, регистрацию забойного и устьевого давлений в сообщенных на устье трубном и затрубном пространствах и расчет параметров работы скважин, при котором используют кривую притока жидкости по разности графиков забойного и устьевого давлений, и по ней, задаваясь депрессией на пласт, рассчитывают глубину расположения рабочего отверстия и объем жидкости, поднимаемый за цикл работы установки плунжерного лифта.
К недостаткам прототипа следует отнести отсутствие возможности проектировать технологический режим работы скважины на основе сравнительного анализа продуктивности пласта при переменной депрессии и производительности подъемника.
Целью предлагаемого изобретения является оптимизация эксплуатации скважины.
Это достигается тем, что в предлагаемом способе исследования скважины, оборудованной установкой плунжерного лифта, включающем остановку скважины, сообщение трубного и затрубного пространств на устье, регистрацию забойного и устьевого давлений в трубном и затрубном пространствах и расчет параметров работы скважины по кривой притока, построенной по разности графиков забойного и устьевого давлений, рассчитывают объем добываемой жидкости по потенциальной продуктивности пласта и по условию производительности плунжерного лифта, сравнивают эти объемы и по наименьшей величине объема рассчитывают параметры скважины.
Предлагаемый способ осуществляют следующим образом:
- скважину готовят к спуску глубинных приборов, при необходимости проводят тепловую обработку (ТО) и шаблонирование;
- снижают уровень жидкости в скважине до глубины, допустимой по условию создания максимальной депрессии на пласт;
- спускают глубинный манометр на забой скважины; предпочтительным типом прибора является манотермометр АМТ, запись параметров которым осуществляется в режиме реального времени;
- устанавливают второй регистрирующий манометр на буфере скважины;
- сообщают на устье между собой кольцевое и трубное пространство;
- одновременно герметично изолируют от промысловых коммуникаций и атмосферного давления;
- проводят синхронную регистрацию изменения давления на забое и устье скважины в течение 24-36 часов с периодическим контрольным замером давления газа на буфере по образцовому манометру через каждые 4-6 часов;
- записывают градиентную кривую давления газожидкостной смеси в НКТ при подъеме манометра с забоя скважины с периодическими остановками (шаг 250 м), либо при равномерном безостановочном движении манометра с регистрацией глубины нахождения прибора и времени от начала подъема.
Способ поясняется чертежами. На фиг.1 изображены синхронные изменения давления при исследовании скважины с закрытым устьем, на фиг.2 - графики изменения давления в процессе исследования скважины №24226.
Для интерпретации результатов исследований в системе координат p=f(t) синхронизируют показания забойного и устьевого манометров и строят зависимости от времени забойного рзаб (линия I) и устьевого ру (линия II) давлений, а также график разности этих давлений (линия III), который представляет собой кривую притока жидкости рж при противодавлении на устье (фиг.1). В правой части графика отмечают пластовое давление (точка 1), от которой вниз откладывают величину минимальной депрессии на пласт (точка 2). Из полученной точки проводят горизонталь до пересечения с линией рзаб (точка 3) и опускают перпендикуляр, который пересекает линию рж в точке 4 и ось абсцисс в точке 5. Отрезок между точками 3-4 определяет давление газа рг на устье в затрубном пространстве в процессе исследования и при работе плунжерного лифта. Отрезком между точками 4-5 определяется давление столба жидкости рж на забой. Аналогичные построения выполняют в левой части графика (точки 1’-5’), при этом отрезок 1’-2’ соответствует максимальной депрессии на пласт.
Глубину расположения рабочего отверстия рассчитывают по уравнению:
где Lp.o - глубина расположения рабочего отверстия для ввода газа, м;
Н - середина интервала перфорации, м;
рж - давление жидкости на забой в затрубном пространстве, определяется величиной отрезка 4-5 (фиг.1), Па;
ρ ж - плотность жидкости в забойных условиях, кг/м;
g - ускорение свободного падения, м/с2.
Плотность жидкости с учетом воды в продукции скважины рассчитывают:
рж=(1-kв)· рн+kв· ρ в;
где kв - влагосодержание, доли единицы;
ρ н и ρ в - соответственно плотность нефти и воды, кг/м3.
Время (в минутах) работы скважины при подъеме жидкости (плунжера) со средней скоростью 5 м/с и с учетом десятиминутной продувки скважины определяют:
и время остановки скважины:
Θ =(3,7-5,5)· t
Количество добываемой жидкости рассчитывают:
а) по потенциальной продуктивности пласта
где Q’ц - объем жидкости притока при переменной депрессии, м3;
k - проницаемость пласта, см2;
h - эффективная толщина пласта, см;
μ - вязкость пластовой жидкости, сП;
В - объемный коэффициент пластовой жидкости;
б) по условию производительности плунжерного подъемника:
где Q”ц - объем жидкости, поднимаемый на поверхность за один цикл при рабочем давлении рзm, м3;
рзm - давление газа в затрубном пространстве, совершающего работу по подъему жидкости на поверхность, МПа, определяется величиной отрезка 3-4, (фиг.1);
рб - давление на буфере скважины (в шлейфе), МПа;
0,3 - постоянная, характеризующая суммарные потери давления на подъем плунжера, МПа;
К - коэффициент, учитывающий потери давления на трение газа;
pq - давление, необходимое для подъема на поверхность единицы объема жидкости, МПа/м3;
Рm ж - потери давления на трение жидкости при подъеме единицы объема МПа/м3.
Сравнивая объемы жидкости Q’ц и Q”ц, за проектный принимают минимальное значение, которое обозначают Qц.
Максимальное давление рзm.mах газа в затрубном пространстве с учетом объема заполнения эксплуатационной колонны при подъеме плунжера на поверхность определяется соотношением:
где Fкn и Fm соответственно площадь кольцевого и трубного пространства, м2.
Прирост давления столба жидкости на забое скважины, соответствующий объему Q”ц, из предположения, что заполняется все свободное пространство скважины, равен:
где Δ рж - прирост давления столба жидкости, МПа.
Количество газа, необходимое для совершения однократной работы по подъему плунжера на поверхность, рассчитывают по уравнению:
Vг=16,5· С· Lpo· pзm.ср;
где Vг -количество газа за цикл, тыс.м3/цикл;
С - эмпирическая постоянная;
Рзm.ср - среднеарифметическая величина давления газа в затрубном пространстве, МПа.
Удельный расход газа:
Количество циклов работы установки за сутки:
В качестве примера рассмотрим уточненный расчет режима работы скважины №20226 Уренгойского месторождения в периодическом плунжерном газлифте. На фиг.2 показаны синхронные во времени зависимости забойного (линия I) и устьевого (линия II) давлений, а также график их разности (линия III). Исходные данные для расчета:
- статическое пластовое давление – 17,5 МПа;
- забойное давление: максимальное 10,5 МПа; минимальное 7,5 МПа;
среднее 9 МПа;
- дебит пластового флюида 7,2 м3/сут (115,7 см3/с);
- проницаемость пласта 5 мД (5· 10-11 см2);
- динамическая вязкость пластовой нефти 0,5 сП (0,5· 102 кгс· с/см);
- плотность нефти в пластовых условиях 640 кг/м3;
- объемный коэффициент нефти 1,2;
- эффективная толщина пласта 5 м (5· 102 см);
- глубина спуска НКТ (середина интервала перфорации) 2978 м;
- площадь кольцевого пространства -130· 10-4 м2;
- площадь внутреннего канала НКТ 30· 10-4 м2;
- давление газлифтного газа в кольцевом пространстве 5,0-7,5 МПа;
- давление на буфере (шлейфе) 2,5 МПа;
- газовый фактор нефти в пластовых условиях 185 м3/м3;
- эмпирические постоянные для труб НКТ 73 мм
- (pν +pmж)=102, К=45000, С=0,2904· 10-5
Выполнив необходимые построения, находим, что давление жидкости и газа в затрубном пространстве при минимальной депрессии соответственно равны: рж=6,1 МПа (отрезок 4-5), рзm=4,4 МПа (отрезок 3-4). Ординаты точек 4 и 4’ составляют 6,1 и 4,7 МПа, а время в точках 5 и 5’ - 1225 и 570 мин соответственно.
Глубина расположения рабочего отверстия:
Время открытого периода:
Время открытого периода округленно принимаем t=15 мин.
Время остановки скважины:
Θ =(3,7-5,5)· t=(3,7-5,5)· 15=55-83 мин.;
принимаем Θ =75 мин (4500 с).
Объем пластового флюида за один цикл по условию притока жидкости из пласта:
Объем жидкости, поднимаемый установкой за один цикл по производительности плунжерного подъемника:
Q”ц=0,23 м3
Из сравнения видно, Q’ц>Q”ц, однако на скважине №20226 возможна подача газлифтного газа с рабочим давлением до 7,5 МПа, при этом в результате пересчета для рзm=5,0 МПа получаем Q”ц=0,35 м3. Для этого случая объем жидкости практически равен объему притока и в дальнейших расчетах принимается Qц=0,41 м3.
Максимальное необходимое рабочее давление газа в затрубном пространстве:
Прирост давления столба жидкости в НКТ над рабочим отверстием (перепад давления на устье между затрубным пространством и буфером в компоновке без пусковых муфт):
Необходимое количество газа за цикл:
Удельный расход газа:
что меньше газового фактора нефти в пластовых условиях, поэтому необходима дополнительная подача рабочего газа;
количество циклов работы установки за сутки
Разработанный способ исследования скважин и интерпретация результатов реализованы в промысловой практике при переводе двадцати трех скважин Уренгойского НГДУ на работу плунжерным газлифтом. Внедрение предложенного способа обеспечило получение достоверных данных для проектирования режимов работы установок плунжерного лифта на Уренгойском месторождении. Эффективность способа подтверждается сравнением фактического и расчетного дебита скважин, при этом их относительная разница не превышает 7%.
Claims (1)
- Способ исследования скважин, оборудованных установкой плунжерного лифта, включающий остановку скважины, сообщение трубного и затрубного пространств на устье, регистрацию забойного и устьевого давлений в трубном и затрубном пространствах и расчет параметров работы скважины по кривой притока, построенной по разности графиков забойного и устьевого давлений, отличающийся тем, что рассчитывают объем добываемой жидкости по потенциальной продуктивности пласта и по условию производительности плунжерного лифта, сравнивают эти объемы и по наименьшей величине объема рассчитывают параметры скважины.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2003125020/03A RU2244105C1 (ru) | 2003-08-11 | 2003-08-11 | Способ исследования скважин |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2003125020/03A RU2244105C1 (ru) | 2003-08-11 | 2003-08-11 | Способ исследования скважин |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2244105C1 true RU2244105C1 (ru) | 2005-01-10 |
RU2003125020A RU2003125020A (ru) | 2005-02-20 |
Family
ID=34881882
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2003125020/03A RU2244105C1 (ru) | 2003-08-11 | 2003-08-11 | Способ исследования скважин |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2244105C1 (ru) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN103590812A (zh) * | 2013-10-21 | 2014-02-19 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种气井积液量的计算方法、计算装置及确定方法 |
RU2684924C1 (ru) * | 2018-05-17 | 2019-04-16 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Способ исследования разреза скважины в процессе бурения |
RU2738699C2 (ru) * | 2016-03-15 | 2020-12-15 | Эквинор Энерджи Ас | Система защиты от превышения давления |
-
2003
- 2003-08-11 RU RU2003125020/03A patent/RU2244105C1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN103590812A (zh) * | 2013-10-21 | 2014-02-19 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种气井积液量的计算方法、计算装置及确定方法 |
CN103590812B (zh) * | 2013-10-21 | 2016-06-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种气井积液量的计算方法、计算装置及确定方法 |
RU2738699C2 (ru) * | 2016-03-15 | 2020-12-15 | Эквинор Энерджи Ас | Система защиты от превышения давления |
RU2684924C1 (ru) * | 2018-05-17 | 2019-04-16 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Способ исследования разреза скважины в процессе бурения |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2003125020A (ru) | 2005-02-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US20190330975A1 (en) | Determining Wellbore Parameters Through Analysis Of The Multistage Treatments | |
CN112593907B (zh) | 计算裂缝面积、体积和滤失速率的系统和方法、程序产品 | |
CN111236908A (zh) | 一种适用在低渗透致密气藏中的多段压裂水平井产能预测模型及产能敏感性分析的方法 | |
CN109538185B (zh) | 一种耦合温度场条件下的多层套管井井筒完整性分析模型 | |
Furui et al. | A Comprehensive Model of High-Rate Matrix-Acid Stimulation for Long Horizontal Wells in Carbonate Reservoirs: Part II—Wellbore/Reservoir Coupled-Flow Modeling and Field Application | |
CN1643233A (zh) | 动态环隙压力控制装置和方法 | |
US9194220B2 (en) | Apparatus and method for determining fluid interface proximate an electrical submersible pump and operating the same in response thereto | |
RU2717019C1 (ru) | Способ вывода на режим скважины, пробуренной в естественно трещиноватом пласте | |
RU2371576C1 (ru) | Способ одновременно-раздельного исследования и разработки многопластовых месторождений (варианты) | |
EA005105B1 (ru) | Способ контроля направления распространения трещин от нагнетания в проницаемых породах | |
RU2737043C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта многопластового нефтегазоконденсатного месторождения | |
Pandey et al. | Real-time analysis of formation-face pressures in acid-fracturing treatments | |
RU2244105C1 (ru) | Способ исследования скважин | |
EA038439B1 (ru) | Способ и установка для откачки жидкости из скважины | |
CN109403957B (zh) | 一种高压地层压力获取方法 | |
Fadairo et al. | An improved hydraulics model for aerated fluid underbalanced drilling in vertical wells | |
Liu et al. | Consistent model for injection and falloff pressure match of diagnostic fracture injection tests (DFITs) | |
RU2540720C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта скважинами с горизонтальным окончанием | |
RU2700738C1 (ru) | Способ повышения достоверности контроля обводненности продукции нефтедобывающих скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами | |
CN104712299B (zh) | 适合气井控水增气压裂的设计方法 | |
RU2544204C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта горизонтальными скважинами | |
RU2451161C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
RU2165519C1 (ru) | Способ исследования скважин | |
Darwesh et al. | Kicks controlling techniques efficiency in term of time | |
EP4143419A1 (en) | Method and system for estimating a depth injection profile of a well |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PD4A | Correction of name of patent owner | ||
MZ4A | Patent is void |
Effective date: 20201214 |