RU2320855C1 - Способ эксплуатации скважины - Google Patents
Способ эксплуатации скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2320855C1 RU2320855C1 RU2007114893/03A RU2007114893A RU2320855C1 RU 2320855 C1 RU2320855 C1 RU 2320855C1 RU 2007114893/03 A RU2007114893/03 A RU 2007114893/03A RU 2007114893 A RU2007114893 A RU 2007114893A RU 2320855 C1 RU2320855 C1 RU 2320855C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- pressure recovery
- swabbing
- curve
- recovery curve
- Prior art date
Links
Landscapes
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при планировании оптимального глубинно-насосного оборудования для безремонтной и рентабельной эксплуатации скважины. Обеспечивает повышение точности определения коэффициента продуктивности скважины, точности подбора глубинного оборудования скважины и режимов его эксплуатации. Сущность изобретения: способ включает остановку скважины, снижение уровня жидкости в скважине, регистрацию кривой восстановления давления и обработку полученных данных. Согласно изобретению снижение уровня жидкости в скважине выполняют многоэтапным свабированием до заполнения скважины пластовой жидкостью. Регистрацию кривой восстановления давления проводят при каждом этапе свабирования. После заполнения скважины пластовой жидкостью проводят два дополнительных этапа свабирования с регистрацией кривой восстановления давления. По двум последним кривым восстановления давления определяют осредненное значение коэффициента продуктивности. При этом для интерпретации кривой восстановления давления выбирают участок с момента начала восстановления давления до точки перегиба кривой при выходе на асимптоту. После этого по полученным данным подбирают глубинно-насосное оборудование с характеристиками, соответствующими расчетным данным, и эксплуатируют скважину на режимах, соответствующих подобранному оборудованию, 1 ил.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при планировании оптимального глубинно-насосного оборудования для безремонтной и рентабельной эксплуатации скважины.
Известен способ дифференцированного определения фильтрационных параметров совместно эксплуатируемых продуктивных пластов, включающий замер гидродинамических характеристик в добывающей скважине и последующую обработку результатов. Обработку результатов проводят по предложенному математическому выражению путем численного решения последнего (Патент РФ №2172404, опублик. 2001.08.20).
Известный способ позволяет определить коэффициенты гидропроводности, проницаемости, пьезопроводности и продуктивности совместно эксплуатируемых продуктивных пластов. Однако точность определения параметров пластов невысока, что снижает точность прогнозирования указанных параметров и пластовых давлений.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ определения состояния призабойной зоны скважины, который заключается в том, что проводят гидродинамические исследования скважины по кривой изменения давления в скважине после ее остановки с последующей обработкой результатов исследования одновременно по схеме бесконечного и конечного пластов и сопоставлением полученных по обеим схемам расчетных данных. В результате определяют искомое соотношение фактического и потенциального коэффициентов продуктивности скважины. По полученному искомому отношению определяют состояние призабойной зоны скважины и его изменение в процессе эксплуатации (Патент РФ №2083817, опублик. 1997.07.10 - прототип).
Известный способ не обладает достаточной точностью определения коэффициента продуктивности скважины и соответственно точностью подбора глубинного оборудования скважины и режимов его эксплуатации.
В предложенном изобретении решается задача повышения точности определения коэффициента продуктивности скважины, точности подбора глубинного оборудования скважины и режимов его эксплуатации.
Задача решается тем, что в способе эксплуатации скважины, включающем остановку скважины, снижение уровня жидкости в скважине, регистрацию кривой восстановления давления и обработку полученных данных, согласно изобретению снижение уровня жидкости в скважине выполняют многоэтапным свабированием до заполнения скважины пластовой жидкостью, регистрацию кривой восстановления давления проводят при каждом этапе свабирования, после заполнения скважины пластовой жидкостью проводят два дополнительных этапа свабирования с регистрацией кривой восстановления давления, обработку полученных данных проводят по двум последним кривым восстановления давления, после чего по полученным данным подбирают глубинно-насосное оборудование с характеристиками, соответствующими расчетным данным, и эксплуатируют скважину на режимах, соответствующих подобранному оборудованию.
Признаками изобретения являются:
1) остановка скважины;
2) снижение уровня жидкости в скважине;
3) регистрация кривой восстановления давления;
4) обработку полученных данных;
5) снижение уровня жидкости в скважине многоэтапным свабированием до заполнения скважины пластовой жидкостью;
6) регистрация кривой восстановления давления при каждом этапе свабирования;
7) после заполнения скважины пластовой жидкостью проведение двух дополнительных этапов свабирования с регистрацией кривой восстановления давления;
8) обработка полученных данных по двум последним кривым восстановления давления;
9) по полученным данным подбор глубинно-насосного оборудования с характеристиками, соответствующими расчетным данным;
10) эксплуатация скважины на режимах, соответствующих подобранному оборудованию.
Признаки 1-4 являются общими с прототипом, признаки 5-10 являются существенными отличительными признаками изобретения.
Сущность изобретения
При эксплуатации скважины важным моментом является правильный подбор глубинно-насосного оборудования, установление режимов работы оборудования, при которых отборы жидкости через скважину имели максимальное значение и соответствовали возможностям продуктивного пласта. Существующие технические решения позволяют определить коэффициент продуктивности пласта и скважины и в соответствии с ними установить необходимые характеристики глубинного оборудования. Однако определить коэффициент продуктивности с достаточной точностью не всегда удается, что приводит к несоответствию спущенного насосного оборудования продуктивности скважины, и, как следствие, к недоборам нефти и замедлению темпов разработки нефтяной залежи. В предложенном способе решается задача повышения точности определения коэффициента продуктивности скважины, точности подбора глубинного оборудования скважины и режимов его эксплуатации.
Задача решается следующим образом.
При эксплуатации скважины и определении ее характеристик производят остановку скважины, заполнение скважины промывочной жидкостью, спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб с глубинным манометром на конце и свабом внутри. Свабирование выполняют по колонне насосно-компрессорных труб со снижением уровня жидкости в скважине. При этом выполняют регистрацию кривой восстановления давления манометром. Свабирование и снижение уровня жидкости в скважине выполняют многоэтапным свабированием до заполнения скважины пластовой жидкостью. Этапом свабирования является ход сваба от нижнего до верхнего положения. Для предотвращения осложнений по спуску глубинного манометра в результате возможного фонтанирования скважины спуск манометра выполняют перед первым свабированием. Регистрацию кривой восстановления давления проводят манометром при каждом этапе свабирования. После заполнения скважины пластовой жидкостью проводят два дополнительных этапа свабирования с регистрацией кривой восстановления давления. Поднимают колонну насосно-компрессорных труб с манометром и проводят обработку полученных данных по двум последним кривым восстановления давления. По полученным данным подбирают глубинно-насосное оборудование с характеристиками, соответствующими расчетным данным коэффициента продуктивности, и эксплуатируют скважину на режимах, соответствующих подобранному оборудованию.
Перед спуском колонны насосно-компрессорных труб определяют ожидаемое время, необходимое для восстановления давления скважины (выхода кривой восстановления давления на асимптоту) и коэффициент продуктивности по интерпретированным при окончательном каротаже характеристикам пласта коллектора.
Ожидаемый коэффициент продуктивности скважины равен:
где к - проницаемость пласта, м2;
h - толщина пласта, м;
μ - вязкость пластовой жидкости, Па·с;
Kсов - коэффициент совершенства вскрытия;
rскв - радиус скважины, м;
Rк - радиус контура питания, м.
По ожидаемому коэффициенту продуктивности и времени нахождения скважины под избыточным давлением столба промывочной жидкости определяют необходимый объем освоения скважины свабированием для выноса фильтрата промывочной жидкости. Объем освоения определяют по опыту освоения скважин на месторождении.
Далее определяют «ожидаемое» время, необходимое для восстановления давления (выхода кривой восстановления давления на асимптоту), которое равно:
где V1пм - объем одного погонного метра эксплуатационной колонны скважины, м3/м;
ρ - плотность смеси, кг/м3;
g - ускорение силы тяжести, м/с2.
Затем определяют «ожидаемое» время, необходимое для освоения скважины свабированием в необходимом объеме, которое равно:
где Vосв - необходимый объем освоения скважины свабированием, м3;
dP - создаваемая депрессия на пласт, Па.
Общее время зарядки манометра равно: Тобщ=T1+T2.
Согласно ожидаемому времени восстановления давления и необходимому времени освоения скважины производят зарядку глубинного автономного цифрового манометра (Tобщ).
Производят освоение скважины свабированием в необходимом объеме.
Динамический уровень при освоении должен быть стабилизирован. На конечном этапе свабирования отбирают пробы жидкости на обводненность и удельный вес (плотность).
По отобранной пробе в лаборатории определяют вязкость воды и нефти (при ее наличии). По результатам полученных данных исследования глубинным манометром производят интерпретацию кривой восстановления давления и притока для определения коэффициента продуктивности скважины. Для интерпретации кривой восстановления давления (фиг.1) выбирают участок с момента начала восстановления давления до «точки перегиба» кривой при выходе на асимптоту, т.е. когда дальнейшее изменение давления происходит в пределах допустимой погрешности. «Точка перегиба» определяется математическими функциями. Проекцией точки перегиба на ось времени определяют значение (t2), т.е. время, при котором произошло восстановление давления до «точки перегиба», и рассчитывают коэффициент продуктивности по формуле:
где dt=t2-t1;
t1 - начальное время кривой восстановления давления, с;
t2 - значение времени кривой восстановления давления в «точке перегиба» с;
V1пм - объем одного погонного метра эксплуатационной колонны скважины, м3/м;
где Двнутр. скв - внутренний диаметр скважины, м;
Днаруж. НКТ - наружный диаметр НКТ, м;
Двнутр. НКТ - внутренний диаметр НКТ, м.
Пример конкретного выполнения
На месторождении пробурена эксплуатационная нефтедобывающая скважина № 21237 со следующими характеристиками по окончательному каротажу: проницаемость - 5.35·10-12 м2, толщина пласта - 4 м, внутренний диаметр колонны - 0,15 м, вязкость продукции 0,0065 Па·с. Для определения характеристик скважины производят остановку скважины, заполнение скважины промывочной жидкостью, спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб с глубинным манометром на конце и свабом внутри. Свабирование выполняют по колонне насосно-компрессорных труб со снижением уровня жидкости в скважине до ... м. При этом выполняют регистрацию кривой восстановления давления манометром. Свабирование и снижение уровня жидкости в скважине выполняют многоэтапным свабированием до заполнения скважины пластовой жидкостью. Этапом свабирования является ход сваба от нижнего до верхнего положения. Для предотвращения осложнений по спуску глубинного манометра в результате возможного фонтанирования скважины спуск манометра выполняют перед первым свабированием. Регистрацию кривой восстановления давления проводят манометром при каждом этапе свабирования. После заполнения скважины пластовой жидкостью проводят два дополнительных этапа свабирования с регистрацией кривой восстановления давления. Кривая восстановления давления представлена на чертеже. Поднимают колонну насосно-компрессорных труб с манометром и проводят обработку полученных данных по двум последним кривым восстановления давления. Вычисляют осредненное значение коэффициента продуктивности по двум последним кривым восстановления давления. По полученным данным подбирают глубинно-насосное оборудование с характеристиками, соответствующими расчетным данным, и эксплуатируют скважину на режимах, соответствующих подобранному оборудованию.
Для вычисления коэффициента продуктивности скважины выполняют следующие операции.
Ожидаемый коэффициент продуктивности скважины равен:
По ожидаемому коэффициенту продуктивности и времени нахождения скважины под избыточным давлением столба промывочной жидкости определяют необходимый объем освоения скважины свабированием для выноса фильтрата промывочной жидкости. Объем освоения определяют по опыту освоения скважин на месторождении.
Далее определяют «ожидаемое» время, необходимое для восстановления давления (выхода кривой восстановления давления на асимптоту), которое равно:
Затем определяют «ожидаемое» время, необходимое для освоения скважины свабированием в необходимом объеме, которое равно:
Общее время зарядки манометра равно: Tобщ=T1+Т2.
Согласно ожидаемому времени восстановления давления и необходимому времени освоения скважины производят зарядку глубинного автономного цифрового манометра (Tобщ).
Производят освоение скважины свабированием в необходимом объеме.
Динамический уровень при освоении должен быть стабилизирован. На конечном этапе свабирования отбирают пробы жидкости на обводненность и удельный вес (плотность).
По отобранной пробе в лаборатории определяют вязкость воды и нефти (при ее наличии). По результатам полученных данных исследования глубинным манометром производят интерпретацию кривой восстановления давления и притока для определения коэффициента продуктивности скважины. Для интерпретации кривой восстановления давления выбирают участок с момента начала восстановления давления до «точки перегиба» кривой при выходе на асимптоту, т.е. когда дальнейшее изменение давления происходит в пределах допустимой погрешности. «Точка перегиба» определяется математическими функциями. Проекцией точки перегиба на ось времени определяют значение (t2), т.е. время, при котором произошло восстановление давления до «точки перегиба», и рассчитывают коэффициент продуктивности по формуле:
V1пм - объем одного погонного метра эксплуатационной колонны скважины, м3/м;
Таким образом обрабатывают каждую из двух кривых восстановления давлений и из двух коэффициентов продуктивности определят среднее значение.
Экономическая эффективность мероприятия определяется увеличением межремонтного периода скважины после геолого-технических мероприятий, т.к. исключаются дополнительные подземные ремонты скважины для приведения дебита глубинно-насосного оборудования в соответствии с продуктивностью скважины; сокращением времени освоения скважины свабированием; сокращением времени освоения и потерь нефти после проведения подземного ремонта скважины для вывода на режим.
Применение предложенного способа позволит более точно определить коэффициент продуктивности скважины, повысить точность подбора глубинного оборудования скважины и режимов его эксплуатации.
По данным замеренного пластового давления манометром при записи кривой восстановления давления, определенному по методике коэффициенту продуктивности, предельному забойному давлению на месторождению (не ниже давления насыщения) определяют дебит скважины. Исходя из дебита производят подбор насоса по производительности.
Claims (1)
- Способ эксплуатации скважины, включающий остановку скважины, снижение уровня жидкости в скважине, регистрацию кривой восстановления давления и обработку полученных данных, отличающийся тем, что снижение уровня жидкости в скважине выполняют многоэтапным свабированием до заполнения скважины пластовой жидкостью, регистрацию кривой восстановления давления проводят при каждом этапе свабирования, после заполнения скважины пластовой жидкостью проводят два дополнительных этапа свабирования с регистрацией кривой восстановления давления, по двум последним кривым восстановления давления определяют осредненное значение коэффициента продуктивности, при этом для интерпретации кривой восстановления давления выбирают участок с момента начала восстановления давления до точки перегиба кривой при выходе на асимптоту, после чего по полученным данным подбирают глубинно-насосное оборудование с характеристиками, соответствующими расчетным данным, и эксплуатируют скважину на режимах, соответствующих подобранному оборудованию.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007114893/03A RU2320855C1 (ru) | 2007-04-20 | 2007-04-20 | Способ эксплуатации скважины |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007114893/03A RU2320855C1 (ru) | 2007-04-20 | 2007-04-20 | Способ эксплуатации скважины |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2320855C1 true RU2320855C1 (ru) | 2008-03-27 |
Family
ID=39366332
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007114893/03A RU2320855C1 (ru) | 2007-04-20 | 2007-04-20 | Способ эксплуатации скважины |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2320855C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2652396C1 (ru) * | 2017-02-15 | 2018-04-26 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Башкирский государственный университет" | Способ исследования низкопроницаемых коллекторов с минимальными потерями в добыче |
| RU2813421C1 (ru) * | 2023-07-05 | 2024-02-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина | Способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи |
-
2007
- 2007-04-20 RU RU2007114893/03A patent/RU2320855C1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2652396C1 (ru) * | 2017-02-15 | 2018-04-26 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Башкирский государственный университет" | Способ исследования низкопроницаемых коллекторов с минимальными потерями в добыче |
| RU2813421C1 (ru) * | 2023-07-05 | 2024-02-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина | Способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN107578342B (zh) | 一种基于模型耦合穷举法实现低渗透油藏间开工作制度优选方法 | |
| CN107563899B (zh) | 油气井产能预测方法及装置 | |
| CN104504604B (zh) | 一种定性气井井筒积液的方法 | |
| CN107608940B (zh) | 一种油井间抽周期确定方法 | |
| CN106522928B (zh) | 一种酸化压裂后停泵测井口压降不稳定试井方法 | |
| CN107437127B (zh) | 一种油井停喷地层压力预测方法 | |
| RU2610941C1 (ru) | Способ оценки обводненности продукции нефтедобывающей скважины | |
| CN109707336B (zh) | 一种基于环空抽吸泵的控压固井方法 | |
| CN115587674B (zh) | 油藏改建储气库扩容达产过程气井动态产能预测方法 | |
| CN107130955B (zh) | 井底流压的确定方法及储集体天然能量的确定方法 | |
| CN109242364A (zh) | 一种高温高压气井模拟井筒体积置换产能评价法 | |
| CN115879644A (zh) | 一种基于优选管柱的页岩气井生产方式优化方法 | |
| CN106761680A (zh) | 一种化学降粘辅助螺杆泵举升稠油工艺的判断方法 | |
| CN115345090A (zh) | 一种欠饱和煤层气储层压降漏斗动态传播的计算方法 | |
| RU2683435C1 (ru) | Способ подбора оптимального режима работы нефтяной скважины | |
| CN112699554B (zh) | 一种基于压裂示踪约束的致密油藏水平井压后分段试井分析方法 | |
| CN104153982A (zh) | 一种获取抽油机井井下系统特性曲线的方法及装置 | |
| CN111963161B (zh) | 确定隐性不正常油井的方法及装置 | |
| RU2320855C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
| CN109931038B (zh) | 一种缝洞型油藏注氮气设计方法 | |
| US20210270124A1 (en) | Method for distinguishing authenticity of high-pressure physical property parameters of oil reservoirs | |
| CN105257288A (zh) | 基于注入压降试井技术确定致密储层原始地层压力的方法 | |
| CN114991690B (zh) | 一种随钻地层压力测试方法与装置 | |
| EP4143419B1 (en) | Method and system for estimating a depth injection profile of a well | |
| RU2685379C1 (ru) | Способ определения давления насыщения нефти газом в скважине |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130421 |