RU2387824C1 - Способ мониторинга многопластовой скважины - Google Patents
Способ мониторинга многопластовой скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2387824C1 RU2387824C1 RU2008130738/03A RU2008130738A RU2387824C1 RU 2387824 C1 RU2387824 C1 RU 2387824C1 RU 2008130738/03 A RU2008130738/03 A RU 2008130738/03A RU 2008130738 A RU2008130738 A RU 2008130738A RU 2387824 C1 RU2387824 C1 RU 2387824C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- production
- anchors
- reservoirs
- well
- Prior art date
Links
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для мониторинга многопластовой скважины. Техническим результатом является повышение качества и безопасности многопластовой добычи в скважине путем выявления пластовых перетоков и их устранение до начала добычи в период освоения скважины. Для этого устанавливают автономные приборы над каждым пластом, например, на якорях перед началом свабирования. Выполняют свабирование с контролем параметров флюида, глубины уровня скважинной жидкости по ее давлению, очередности включения пластов в работу. Восстанавливают уровень и давление жидкости в скважине с записью кривых восстановления давления и уровня жидкости. Извлекают якори с автономными приборами и анализируют информацию, записанную приборами. Определяют дебит пласта, включившегося в работу первым, дебит второго и последующих пластов определяют путем вычитания из суммарного дебита уже известный дебит первого, а затем и последующих пластов. Динамику изменения температуры, забойных давлений, влажности флюида над каждым пластом используют для обоснования и подтверждения динамики изменения дебитов и выявления пластовых перетоков. Разрабатывают геолого-технические мероприятия по устранению пластовых перетоков и выполняют их. После этого вновь устанавливают якори с автономными приборами над каждым пластом, опускают добычной насос и начинают добычу. После извлечения добычного насоса на ремонт извлекают приборы с записанной информацией и сравнивают их показания с показаниями, полученными при свабировании на этапе освоения скважины, выявляют наличие пластовых перетоков и устраняют их.
Description
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для мониторинга многопластовой скважины.
Известен способ мониторинга нефтяных и газовых скважин, заключающийся в спуске приборов на геофизическом кабеле и проведение необходимых измерений с передачей результатов по геофизическому кабелю на поверхность (С.С.Итенберг, Т.Д.Дахкильгов. Геофизические исследования в скважинах. М.: Недра, 1982).
Недостатком способа является то, что он не дает результатов при исследовании многопластовых скважин, когда требуется знать параметры работы каждого отдельного пласта.
Этот недостаток частично устранен в другом известном способе, принятом за прототип, в котором исследования выполняют в процессе добычи автономными приборами, установленными на якорях над каждым пластом с записью полученной информации в долговременную память приборов (см. А.И.Ипатов, М.И.Кременецкий. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов. М.: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», Институт компьютерных исследований, 2005, с.219; патент РФ №57359 от 11.04.2006).
Недостатками прототипа являются:
- информация о результатах исследования становится известной только через несколько месяцев после извлечения насоса на ремонт с одновременным извлечением приборов, следовательно, возможные перетоки флюида из пласта в пласт при многопластовой добыче будут иметь место во весь период работы насоса до его остановки, что запрещено государственными контролирующими органами;
- при включении насоса забойное давление быстро стабилизируется и в работу включаются сразу все или большинство пластов, в связи с чем нет возможности определить наличие пластовых перетоков из пласта в пласт и нет возможности определить взаимное влияние пластов друг на друга в отношении изменения дебитов;
- нет возможности проследить очередность включения пластов в работу и определить величину забойного давления, при котором происходит это включение;
- указанные недостатки приводят к тому, что не имеется информации для устранения пластовых перетоков, следовательно, пластовые перетоки не будут устранены не только на первом этапе работы насоса до его ремонта, но и на последующих этапах, то есть пластовые перетоки будут иметь место во весь период многопластовой добычи. Как уже упоминалось, такую добычу с наличием пластовых перетоков выполнять не разрешается.
Задачей изобретения является создание способа мониторинга многопластовых скважин, лишенного приведенных недостатков.
Техническим результатом, достигаемым при использовании предложенного технического решения, является выявление пластовых перетоков и их устранение до начала добычи в период освоения скважины.
Указанный технический результат достигается тем, что в способе мониторинга многопластовой скважины, включающем спуск автономных приборов и их размещение, например, на якорях, над каждым разрабатываемым пластом, измерение в процессе добычи автономными приборами дебита и параметров флюида каждого пласта с записью показаний в долговременную память и исследование показаний после подъема на устье скважины автономных приборов на устье скважины, согласно изобретению мониторинг и устранение пластовых перетоков начинают в процессе освоения скважины до начала добычи, для чего после спуска в скважину и размещения над пластами автономных приборов на якорях выполняют свабирование с контролем параметров флюида, глубины уровня скважинной жидкости по ее давлению, очередность включения пластов в работу, после окончания свабирования восстанавливают уровень и давление скважинной жидкости в скважине с записью кривых восстановления давления (КВД) и уровня (КВУ) жидкости; после окончания восстановления уровня жидкости в скважине якори с автономными приборами извлекают, анализируют показания приборов и определяют дебит пласта, включившегося в работу первым; дебит второго и последующих пластов определяют путем вычитания из суммарного дебита дебит первого и, соответственно, последующих пластов; динамику изменения температуры, забойных давлений, влажности флюида над каждым пластом используют для обоснования и подтверждения динамики изменения дебитов и выявления пластовых перетоков; далее, после проведения расшифровки параметров работы пластов и выявления пластов, которые принимают флюид из соседних пластов, разрабатывают геолого-технические мероприятия по устранению пластовых перетоков и выполняют эти мероприятия; после этого вновь устанавливают автономные приборы на якорях над каждым пластом, опускают добычной насос и начинают процесс добычи; при этом после извлечения добычного насоса на ремонт извлекают автономные приборы и сравнивают их показания с показаниями, полученными при свабировании на этапе освоения скважины, а также выявляют наличие пластовых перетоков и устраняют их.
Предложенная совокупность признаков обеспечивает получение запланированного технического результата, что разъяснено ниже.
То, что автономные приборы устанавливают, например, на якорях, над каждым пластом перед началом свабирования, позволяет записывать в долговременную память приборов параметры работы пластов в процессе свабирования, то есть в процессе освоения скважины до начала добычи.
Выполнение с целью снижения уровня жидкости в скважине свабирования после установки автономных приборов позволяет записать параметры происходящих процессов при свабировании и выявить поочередный порядок включения пластов в работу по мере понижения уровня жидкости в скважине и обусловленного этим снижения пластового давления.
Контроль глубины уровня скважинной жидкости по ее давлению и других параметров при свабировании позволяет сравнивать давление и другие параметры с показаниями и других параметров автономных приборов в процессе добычи и тем самым контролировать достоверность показаний при освоении и при добыче.
Самопроизвольное восстановление уровня жидкости и ее давления после прекращения свабирования с записью КВД и КВУ, во-первых, позволяет выявить дебит скважины, а во-вторых, проконтролировать обратный порядок поочередного выключения пластов по мере увеличения гидростатического давления, когда пилообразная кривая понижения давления при свабировании заменяется плавной кривой восстановления давления. Это дает возможность сравнивать и контролировать показания приборов как при свабировании, так и при восстановлении уровня давления жидкости.
То, что в процессе свабирования и восстановления уровня жидкости в скважине измеряют автономными приборами на якорях дебит, давление, температуру, влажность и подобные параметры каждого пласта в отдельности позволяет определить все параметры отдельных пластов до начала добычи в период освоения. Это позволяет проанализировать параметры отдельных пластов и выявить наличие пластовых перетоков с устранением их именно в период освоения скважины.
Извлечение якорей с автономными приборами из скважины после окончания восстановления уровня жидкости в скважине как раз и позволяет проанализировать информацию, записанную автономными приборами.
Определение по записанной информации дебита пласта, включившегося в работу первым, позволяет определить дебит второго и последующих пластов путем вычитания из суммарного дебита уже известного дебита первого, а затем и последующего пласта. По дебитам виден момент включения каждого отдельного пласта, а по сравнению дебитов отдельных пластов между собой выявляют наиболее слабые пласты, которые потенциально являются приемниками флюида из соседних пластов. Из этого анализа выявляют наличие пластовых перетоков, что позволяет приступить к их устранению на стадии освоения скважины.
То, что динамику изменения температуры, забойных давлений, влажности флюида над каждым пластом используют для обоснования и подтверждения динамики изменения дебитов и выявления пластовых перетоков, позволяет уточнить и перепроверить выводы относительно выявленных пластов с перетоками. Результаты исследований качественно повышаются.
Разработка геолого-технических мероприятий по устранению пластовых перетоков на основе расшифровки параметров работы пластов и выявления перетоков из пластов в соседние пласты и выполнение этих мероприятий обеспечивает устранение пластовых перетоков при освоении скважин до начала добычи.
Расположение якорей с автономными приборами над каждым пластом после выполнения геолого-технических мероприятий, спуск добычного насоса и начало добычи позволяют провести дополнительные исследования работы пластов, сравнить с предыдущими исследованиями, проверить отсутствие перетоков и при их выявлении устранить их.
Исследование информации, записанной автономными приборами при добыче, ее сравнение с предыдущими исследованиями, проверка отсутствия пластовых перетоков дает возможность постоянно контролировать пласты в процессе добычи, выявлять и устранять перетоки, если они возникнут в процессе выработки пластов.
Как видно, запланированный технический результат достигается.
Claims (1)
- Способ мониторинга многопластовой скважины, включающий спуск автономных приборов и их размещение, например, на якорях, над каждым разрабатываемым пластом, измерение в процессе добычи автономными приборами дебита и параметров флюида каждого пласта с записью показаний в долговременную память и исследование показаний после подъема автономных приборов на устье скважины, отличающийся тем, что мониторинг и устранение пластовых перетоков начинают в процессе освоения скважины до начала добычи, для чего после спуска и размещения над пластами автономных приборов на якорях выполняют свабирование с контролем параметров флюида, глубины уровня скважинной жидкости по ее давлению, очередности включения пластов в работу, после окончания свабирования восстанавливают уровень и давление скважинной жидкости в скважине с записью кривых восстановления давления и уровня жидкости, после окончания восстановления уровня жидкости в скважине якори с автономными приборами извлекают, анализируют показания приборов и определяют дебит пласта, включившегося в работу первым, дебит второго и последующих пластов определяют путем вычитания из суммарного дебита дебит первого и соответственно последующих пластов, динамику изменения температуры, забойных давлений, влажности флюида над каждым пластом используют для обоснования и подтверждения динамики изменения дебитов и выявления пластовых перетоков, после проведения расшифровки параметров работы пластов и выявления пластов, которые принимают флюид из соседних пластов, разрабатывают геолого-технические мероприятия по устранению пластовых перетоков и выполняют эти мероприятия, после этого вновь устанавливают автономные приборы на якорях над каждым пластом, опускают добычной насос и начинают процесс добычи, при этом после каждого последующего извлечения добычного насоса для проведения ремонта извлекают автономные приборы и сравнивают их показания с показаниями, полученными при свабировании на этапе освоения скважины, выявляют наличие пластовых перетоков и устраняют их.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008130738/03A RU2387824C1 (ru) | 2008-07-24 | 2008-07-24 | Способ мониторинга многопластовой скважины |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008130738/03A RU2387824C1 (ru) | 2008-07-24 | 2008-07-24 | Способ мониторинга многопластовой скважины |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2008130738A RU2008130738A (ru) | 2010-01-27 |
| RU2387824C1 true RU2387824C1 (ru) | 2010-04-27 |
Family
ID=42121801
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008130738/03A RU2387824C1 (ru) | 2008-07-24 | 2008-07-24 | Способ мониторинга многопластовой скважины |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2387824C1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2513796C1 (ru) * | 2012-12-06 | 2014-04-20 | Марат Давлетович Валеев | Способ одновременно-раздельной эксплуатации обводненной скважины, оборудованной электроцентробежным насосом |
| RU2533468C1 (ru) * | 2013-07-24 | 2014-11-20 | Открытое акционерное общество НПФ "Геофизика" (ОАО НПФ "Геофизика") | Способ одновременно-раздельной эксплуатации нефтяной скважины, оборудованной электроцентробежным насосом |
| RU2673093C2 (ru) * | 2017-04-24 | 2018-11-22 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ экспресс-определения характеристик призабойной зоны пласта, применяемый при освоении скважины |
-
2008
- 2008-07-24 RU RU2008130738/03A patent/RU2387824C1/ru active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ИПАТОВ А.И., КРЕМЕНЕЦКИЙ М.И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов. - М.: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2005, с.219. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2513796C1 (ru) * | 2012-12-06 | 2014-04-20 | Марат Давлетович Валеев | Способ одновременно-раздельной эксплуатации обводненной скважины, оборудованной электроцентробежным насосом |
| RU2533468C1 (ru) * | 2013-07-24 | 2014-11-20 | Открытое акционерное общество НПФ "Геофизика" (ОАО НПФ "Геофизика") | Способ одновременно-раздельной эксплуатации нефтяной скважины, оборудованной электроцентробежным насосом |
| RU2673093C2 (ru) * | 2017-04-24 | 2018-11-22 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ экспресс-определения характеристик призабойной зоны пласта, применяемый при освоении скважины |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2008130738A (ru) | 2010-01-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10669832B2 (en) | Well system of acquiring information of hydraulic fracture geometry for evaluating and optimizing well spacing for multi-well pad | |
| CN108713089B (zh) | 基于钻孔流体和钻探录井估计地层性质 | |
| US8899349B2 (en) | Methods for determining formation strength of a wellbore | |
| US11921246B2 (en) | Measurement of poroelastic pressure response | |
| US20180306029A1 (en) | Hydrocarbon Filled Fracture Formation Testing Before Shale Fracturing | |
| US9569521B2 (en) | System and method for analyzing and validating oil and gas well production data | |
| US9045969B2 (en) | Measuring properties of low permeability formations | |
| US20080040086A1 (en) | Facilitating oilfield development with downhole fluid analysis | |
| WO2018102271A1 (en) | Methods for shut-in pressure escalation analysis | |
| Jones Jr et al. | Estimating reservoir pressure from early flowback data | |
| US9291015B2 (en) | Systems and methods for determining enhanced equivalent circulating density and interval solids concentration in a well system using multiple sensors | |
| WO2007042759A1 (en) | Methods and systems for determining reservoir properties of subterranean formations with pre-existing fractures | |
| Ahmed et al. | Early detection enhancement of the kick and near-balance drilling using mud logging warning sign | |
| US20190010789A1 (en) | Method to determine a location for placing a well within a target reservoir | |
| CN103717834A (zh) | 测量预测试抽吸方法与仪器 | |
| RU2387824C1 (ru) | Способ мониторинга многопластовой скважины | |
| RU2318993C1 (ru) | Способ разработки обводненной нефтяной залежи | |
| RU2008134796A (ru) | Способ опрессовки и исследования нефтяных и газовых скважин | |
| Alberty et al. | The use of modeling to enhance the analysis of formation-pressure integrity tests | |
| RU2368772C1 (ru) | Способ мониторинга многопластовой скважины с устранением пластовых перетоков | |
| CN111094697A (zh) | 注入井的改进或与之相关的改进 | |
| Lee et al. | Leak-off test interpretation and modeling with application to geomechanics | |
| Volkov et al. | Pre-and Post Stimulation Diagnostics using Spectral Noise Logging. Case Study. | |
| US6273202B1 (en) | Swab test for determining relative formation productivity | |
| Kamble et al. | Practical Solutions for HTHP Offshore Reservoir Surveillance |