RU2461709C1 - Method for determination of rates of two jointly operated oil formations - Google Patents
Method for determination of rates of two jointly operated oil formations Download PDFInfo
- Publication number
- RU2461709C1 RU2461709C1 RU2011115767/03A RU2011115767A RU2461709C1 RU 2461709 C1 RU2461709 C1 RU 2461709C1 RU 2011115767/03 A RU2011115767/03 A RU 2011115767/03A RU 2011115767 A RU2011115767 A RU 2011115767A RU 2461709 C1 RU2461709 C1 RU 2461709C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- concentration
- production
- samples
- determination
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при контроле разработки сероводородосодержащих нефтяных месторождений.The invention relates to the field of oil industry and can be used to control the development of hydrogen sulfide-containing oil fields.
Известен способ определения дебитов двух совместно эксплуатируемых нефтяных пластов путем предварительного отбора проб нефти из каждого продуктивного пласта, последующего отбора пробы добываемой нефти на поверхности, измерения коэффициента светопоглощения в этих пробах и расчета дебитов исходя из положения о линейном изменении измеренного параметра в результате смешения нефтей различных пластов /1/.A known method for determining the flow rates of two jointly operated oil reservoirs by pre-sampling oil from each reservoir, subsequent sampling of produced oil on the surface, measuring the light absorption coefficient in these samples and calculating flow rates based on the provision on the linear change of the measured parameter as a result of mixing oils from different reservoirs /one/.
Способ обеспечивает низкую точность оценки дебитов ввиду того, что коэффициент светопоглощения может существенно меняться при хранении и подготовке проб к анализу.The method provides low accuracy in estimating flow rates due to the fact that the light absorption coefficient can vary significantly during storage and preparation of samples for analysis.
Известен способ по изобретению /2/, по которому в качестве реперной составляющей нефти каждого пласта выбран химический элемент ванадий. Определение его концентрации в нефтях осуществляется в лабораторных условиях на электронном парамагнитном анализаторе или аналогичном дорогостоящем оборудовании.A known method according to the invention / 2 /, in which the chemical element of vanadium is selected as the reference component of the oil of each formation. The determination of its concentration in oils is carried out in laboratory conditions using an electronic paramagnetic analyzer or similar expensive equipment.
По изобретению /3/ учет добычи нефти по пластам месторождения ведут с помощью измерений в нефтях интенсивности некогерентно рассеянного излучения рентгеновской трубки и других параметров, требующих специфического и стационарного оборудования.According to the invention / 3 /, oil production in the reservoirs is recorded using measurements of the incoherently scattered radiation of an X-ray tube and other parameters in oils that require specific and stationary equipment.
В настоящее время на месторождениях с длительным сроком эксплуатации постоянно расширяется объем геолого-технических мероприятий, направленных на доизвлечение остаточной нефти. Для объекта разработки с двумя продуктивными пластами такие работы, как правило, ведутся выборочно по одному из пластов. Поэтому всегда актуально в короткие сроки по многим скважинам стандартного нефтедобывающего предприятия оценить по поверхностным пробам изменение вклада в общую добычу нефти того продуктивного пласта, на которое было воздействие.Currently, in fields with a long service life, the volume of geological and technical measures aimed at additional recovery of residual oil is constantly expanding. For a development object with two productive formations, such work is usually carried out selectively for one of the formations. Therefore, it is always relevant in the short term for many wells of a standard oil producing enterprise to evaluate, based on surface samples, the change in the contribution to the total oil production of the reservoir that has been affected.
При разведке и освоении скважин новых нефтяных месторождений задача оценки дебитов двух пластов разных горизонтов при их совместной эксплуатации одной колонной лифтовых труб стоит также остро. В условиях отдаленности разведочных скважин от лабораторий с хорошей приборной оснащенностью такая задача должна решаться с наименьшими затратами за короткий промежуток времени.In the exploration and development of wells in new oil fields, the task of assessing the flow rates of two layers of different horizons during their joint operation with one column of elevator pipes is also acute. In conditions of remoteness of exploratory wells from laboratories with good instrumentation, such a task should be solved with the lowest cost in a short period of time.
Поставленная цель достигается тем, что в известном способе определения дебитов двух совместно эксплуатируемых нефтяных пластов путем предварительного отбора проб нефти из каждого продуктивного пласта с определением стабильной реперной составляющей в пробах, последующего отбора поверхностной пробы нефти, добываемой из двух пластов, и расчета искомых величин по материальному балансу реперной составляющей, в качестве реперной составляющей в пробах измеряют концентрацию сероводорода непосредственно на скважине с помощью портативного анализатора.This goal is achieved by the fact that in the known method for determining the flow rates of two jointly exploited oil reservoirs by pre-sampling oil from each reservoir with determining a stable reference component in the samples, subsequent sampling of a surface oil sample extracted from two reservoirs, and calculating the desired values from the material the balance of the reference component, as the reference component in the samples, the concentration of hydrogen sulfide is measured directly at the well using a portable analyzer.
Выбор сероводорода (H2S) в качестве реперной компоненты нефти обоснован многими факторами. Во-первых, этот газ в составе растворенного попутного нефтяного газа (наиболее подвижный флюид) рапределен по объему нефтенасыщенного пласта достаточно равномерно. Во-вторых, H2S находится в закрытых пробах нефти и воды с неизменной концентрацией до 3-х суток и более. В открытых пробах нефти содержание сероводорода не снижается в течение 60 минут. В-третьих, в отличие от аналогов заявленного изобретения два совместно разрабатываемых пласта одного нефтяного месторождения, как правило, могут отличаться по содержанию H2S в десятки раз, то есть на тысячи %. Имея в наличии столь большую дифференциацию по исследуемому параметру, мы получаем надежную оценку вклада каждого пласта в общую добычу нефти.The choice of hydrogen sulfide (H 2 S) as the reference component of oil is justified by many factors. Firstly, this gas in the composition of dissolved associated petroleum gas (the most mobile fluid) is distributed fairly evenly throughout the volume of oil-saturated formation. Secondly, H 2 S is in closed samples of oil and water with a constant concentration of up to 3 days or more. In open oil samples, the content of hydrogen sulfide is not reduced within 60 minutes. Thirdly, in contrast to the analogues of the claimed invention, two jointly developed formations of the same oil field, as a rule, can differ in the content of H 2 S by tens of times, that is, by thousands of%. Having so much differentiation in terms of the studied parameter, we get a reliable estimate of the contribution of each layer to the total oil production.
Добыча нефти из каждого пласта при их совместной эксплуатации определяется исходя из материального баланса реперного сероводорода по следующей схеме:Oil production from each reservoir during their joint operation is determined based on the material balance of reference hydrogen sulfide according to the following scheme:
1. Предварительно с каждого пласта отбирают поверхностную пробу нефти при исключении из добычи второго пласта с помощью пакера.1. Preliminarily, a surface oil sample is taken from each formation upon exclusion from the production of the second formation using a packer.
2. По отобранным пробам непосредственно на скважине определяют содержание H2S по продуктивным пластам.2. From the samples taken directly at the well, the H 2 S content is determined from the productive formations.
3. Скважину пускают в эсплуатацию в обычном режиме совместной эксплуатации обоих пластов. В необходимый момент времени отбирают устьевую пробу нефти и в ней определяют содержание сероводорода.3. The well is put into operation in the normal mode of joint operation of both layers. At the right time, an estuarine oil sample is taken and the hydrogen sulfide content is determined in it.
4. По добываемой нефти составляют баланс добычи реперной компоненты:4. For the extracted oil make up the balance of production of the reference components:
Q·C=Q1·C1+Q2·C2 Q · C = Q 1 · C 1 + Q 2 · C 2
где: Q - совместная добыча нефти из 2-х пластов;where: Q - joint oil production from 2 layers;
Q1 - искомая добыча нефти по первому пласту;Q 1 - the desired oil production in the first reservoir;
Q2 - искомая добыча нефти по второму пласту;Q 2 - the desired oil production in the second reservoir;
С - концентрация сероводорода в нефти при совместной эксплуатации пластов;C is the concentration of hydrogen sulfide in oil during the joint operation of formations;
C1 - концентрация сероводорода в нефти первого пласта;C 1 - the concentration of hydrogen sulfide in the oil of the first reservoir;
С2 - концентрация сероводорода в нефти второго пласта;C 2 is the concentration of hydrogen sulfide in the oil of the second layer;
Добыча нефти по пластам оценивается по формулам:Oil production by layers is estimated by the formulas:
Q1=Q·(C-C2)/(C1-C2) (1)Q 1 = Q (CC 2 ) / (C 1 -C 2 ) (1)
Q2=Q-Q1 (2)Q 2 = QQ 1 (2)
Пример реализации способа.An example implementation of the method.
Скважиной совместно эксплуатируется два продуктивных пласта с общим дебитом Q=40 м3/cyт. Нефть верхнего пласта содержит H2S с концентрацией C1=20 мг/л, а нижний пласт содержит H2S с концентрацией С2=400 мг/л.Two productive formations with a total flow rate of Q = 40 m 3 / cit are jointly operated by a well. The oil in the upper layer contains H 2 S with a concentration of C 1 = 20 mg / L, and the lower layer contains H 2 S with a concentration of C 2 = 400 mg / L.
Поверхностная проба нефти при совместной эксплуатации двух пластов содержит сероводород в концентрации С=320 мг/л. По формулам (1) и (2) находимA surface oil sample during the joint operation of two layers contains hydrogen sulfide in a concentration of C = 320 mg / l. By formulas (1) and (2) we find
дебит верхнего пласта: 
дебит нижнего пласта: 
В качестве портативного анализатора сероводорода в жидкости (нефти) во многих нефтедобывающих регионах РФ успешно используется устройство для определения концентрации газа в жидкости по патенту РФ №2181882 (Бюл. №12 опубл. 27.04.2002 г.). Ежегодно с этим анализатором измеряется концентрация H2S в продукции сотен и тысяч добывающих скважин в промысловых условиях, т.е. непосредственно на скважинах. Эти замеры показали, что сероводородосодержащие месторождения занимают значительную долю от общего числа объектов разработки. Например, в Урало-Поволжском регионе каждая вторая скважина содержит сероводород в той или иной степени, а в Оренбургской и Астраханской областях нефтяные залежи с H2S занимают большую нишу в общем объеме добычи, чем объекты без сероводорода в продукции.As a portable analyzer of hydrogen sulfide in a liquid (oil) in many oil-producing regions of the Russian Federation, a device for determining the concentration of gas in a liquid according to the RF patent No. 2181882 (Bull. No. 12 publ. 04/27/2002) is successfully used. Each year, with this analyzer, the concentration of H 2 S in the production of hundreds and thousands of production wells under field conditions is measured, i.e. directly at the wells. These measurements showed that hydrogen sulfide-containing deposits occupy a significant share of the total number of development objects. For example, in the Ural-Volga region, every second well contains hydrogen sulfide to one degree or another, and in the Orenburg and Astrakhan regions, oil deposits with H 2 S occupy a larger niche in the total production volume than objects without hydrogen sulfide in production.
Многолетние наблюдения за продукцией месторождений с одним основным продуктивным горизонтом показали, что содержание сероводорода в нефти остается неизменной в течение многих лет при отсутствии биоредукции H2S микроорганизмами. Таким образом, выбор растворенного в нефти сероводорода в качестве стабильного и качественного диагностируемого параметра является возможным и востребованным для решения текущих задач нефтедобывающих предприятий по доизвлечению остаточной нефти.Long-term observations of the production of fields with one main productive horizon showed that the content of hydrogen sulfide in oil remains unchanged for many years in the absence of H 2 S bio-reduction by microorganisms. Thus, the choice of hydrogen sulfide dissolved in oil as a stable and high-quality diagnosed parameter is possible and in demand for solving the current problems of oil-producing enterprises for the extraction of residual oil.
На наш взгляд, учет добычи нефти по пластам на основе учета выноса реперного H2S из каждого пласта отвечает критерию «существенное отличие», так как этот параметр лучше характеризует во времени отдельно взятый из 2-х продуктивных пластов, а его измерение непосредственно на скважине дает оперативное время для принятия верных решений, а значит и дополнительно добытую нефть. Немаловажным является и то, что эти измерения стоят на порядок ниже, чем диагностика других свойств и компонент нефти. Отметим, что стоимость определения содержания H2S в нефти портативным анализатором определяется количеством индикаторных трубок H2S - 0,0066 и колеблется в пределах 15-60 рублей.In our opinion, keeping oil into layers based on consideration of the removal of the reference H 2 S from each layer meets the criterion "significant difference", as this parameter is best characterizes the time taken separately from 2-productive formations and its measurement directly on the well gives operational time for making the right decisions, and therefore additionally extracted oil. It is also important that these measurements are an order of magnitude lower than the diagnosis of other properties and oil components. Note that the cost of determining the H 2 S content in oil by a portable analyzer is determined by the number of H 2 S indicator tubes - 0.0066 and ranges from 15-60 rubles.
Источники литературыSources of literature
1. Гильмакшин А.Ф., Глумов И.Ф. Временная инструкция по применению фотокалориметрии добываемых нефтей для решения геолого-промысловых задач. Бугульма, ТатНИИ, 1965. - 38 с.1. Gilmakshin A.F., Glumov I.F. Temporary instructions for the use of photocalorimetry of extracted oils for solving geological and field tasks. Bugulma, TatNII, 1965 .-- 38 p.
2. А.с. СССР №715781, E21B 47/10, опубл. 15.02.80, бюл. №6.2. A.S. USSR No. 715781, E21B 47/10, publ. 02/15/80, bull. No. 6.
3. А.с. СССР №1422983, E21B 47/10, опубл. 27.05.00, бюл. №15.3. A.S. USSR No. 1422983, E21B 47/10, publ. 05/27/00, bull. No. 15.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011115767/03A RU2461709C1 (en) | 2011-04-20 | 2011-04-20 | Method for determination of rates of two jointly operated oil formations |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011115767/03A RU2461709C1 (en) | 2011-04-20 | 2011-04-20 | Method for determination of rates of two jointly operated oil formations |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2461709C1 true RU2461709C1 (en) | 2012-09-20 |
Family
ID=47077498
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011115767/03A RU2461709C1 (en) | 2011-04-20 | 2011-04-20 | Method for determination of rates of two jointly operated oil formations |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2461709C1 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2524728C1 (en) * | 2013-03-12 | 2014-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Совет Всероссийского общества изобретателей и рационализаторов научно-исследовательских институтов нефтяной и газовой промышленности" (сокращенное-ООО "Совет ВОИР НИИНГП") | Differentiation of well production at mixing of two seam products |
| RU2625822C2 (en) * | 2016-01-11 | 2017-07-19 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method of dual-completion production facility production current separate accounting |
| CN109057785A (en) * | 2018-07-27 | 2018-12-21 | 中国石油天然气股份有限公司 | A kind of densification heterogeneous reservoir remaining geologic reserves evaluation method |
| RU2710574C1 (en) * | 2019-05-07 | 2019-12-27 | Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд. | Method for determining relative flow rates of jointly operated oil reservoirs |
| CN111749687A (en) * | 2020-07-23 | 2020-10-09 | 中海石油国际能源服务(北京)有限公司 | Method, device and equipment for determining main force horizon of multilayer oil reservoir and storage medium |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU715781A1 (en) * | 1977-11-09 | 1980-02-15 | Всесоюзный научно-исследовательский институт нефтепромысловой геофизики | Method of determining relative production of two jointly operated oil-bearing formations |
| SU1122815A1 (en) * | 1982-08-04 | 1984-11-07 | Волгоградский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Method of investigating gas-condensate wells |
| SU1730440A1 (en) * | 1988-09-10 | 1992-04-30 | Северо-Кавказский научно-исследовательский институт природных газов | Method to determine close gas-water contact in development of sour and carbon-dioxide gas-condensate |
| RU2090912C1 (en) * | 1989-08-24 | 1997-09-20 | Амоко Корпорейшн | Process of geochemical search for accumulations of crude oil and gas and analyzer of composition of sample volatile components |
| RU2181882C1 (en) * | 2001-01-24 | 2002-04-27 | Открытое Акционерное Общество Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Device determining concentration of gas in liquid |
-
2011
- 2011-04-20 RU RU2011115767/03A patent/RU2461709C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU715781A1 (en) * | 1977-11-09 | 1980-02-15 | Всесоюзный научно-исследовательский институт нефтепромысловой геофизики | Method of determining relative production of two jointly operated oil-bearing formations |
| SU1122815A1 (en) * | 1982-08-04 | 1984-11-07 | Волгоградский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Method of investigating gas-condensate wells |
| SU1730440A1 (en) * | 1988-09-10 | 1992-04-30 | Северо-Кавказский научно-исследовательский институт природных газов | Method to determine close gas-water contact in development of sour and carbon-dioxide gas-condensate |
| RU2090912C1 (en) * | 1989-08-24 | 1997-09-20 | Амоко Корпорейшн | Process of geochemical search for accumulations of crude oil and gas and analyzer of composition of sample volatile components |
| RU2181882C1 (en) * | 2001-01-24 | 2002-04-27 | Открытое Акционерное Общество Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Device determining concentration of gas in liquid |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2524728C1 (en) * | 2013-03-12 | 2014-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Совет Всероссийского общества изобретателей и рационализаторов научно-исследовательских институтов нефтяной и газовой промышленности" (сокращенное-ООО "Совет ВОИР НИИНГП") | Differentiation of well production at mixing of two seam products |
| RU2625822C2 (en) * | 2016-01-11 | 2017-07-19 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method of dual-completion production facility production current separate accounting |
| CN109057785A (en) * | 2018-07-27 | 2018-12-21 | 中国石油天然气股份有限公司 | A kind of densification heterogeneous reservoir remaining geologic reserves evaluation method |
| RU2710574C1 (en) * | 2019-05-07 | 2019-12-27 | Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд. | Method for determining relative flow rates of jointly operated oil reservoirs |
| CN111749687A (en) * | 2020-07-23 | 2020-10-09 | 中海石油国际能源服务(北京)有限公司 | Method, device and equipment for determining main force horizon of multilayer oil reservoir and storage medium |
| CN111749687B (en) * | 2020-07-23 | 2023-11-21 | 中海石油国际能源服务(北京)有限公司 | Multi-layer oil reservoir principal force horizon determination method, device, equipment and storage medium |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2461709C1 (en) | Method for determination of rates of two jointly operated oil formations | |
| Keyu et al. | Hydrocarbon charge history of the Tazhong Ordovician reservoirs, Tarim Basin as revealed from an integrated fluid inclusion study | |
| US8775089B2 (en) | Apparatus and method for fluid property measurements | |
| Ding et al. | Geochemical characterization and depositional environment of source rocks of small fault basin in Erlian Basin, northern China | |
| RU2555984C2 (en) | Measurement of gas losses in surface circulation system of drilling rig | |
| RU2505676C2 (en) | Method for determination of water cut factor and composition of oil well influx | |
| WO2013060903A1 (en) | Method for determining in real time the porosity and water saturation of an underground formation using gas level and drilling data | |
| Ellis et al. | Mud gas isotope logging (MGIL) assists in oil and gas drilling operations | |
| Mirzaei-Paiaman et al. | A new framework for selection of representative samples for special core analysis | |
| RU2602249C1 (en) | Method for determining characteristics of gas-oil transition zone in cased well | |
| Bartha et al. | Combined petroleum system modeling and comprehensive two-dimensional gas chromatography to improve understanding of the crude oil chemistry in the llanos basin, Colombia | |
| WO2002031466A1 (en) | Method for performing chemical and isotopic analysis and measurements on constituents transported by a bore fluid | |
| CN103670396A (en) | Method for measuring mineralization degree of stratum water | |
| RU2608852C1 (en) | Method for determining concentration of hydrogen sulphide in pipeline oil under pressure | |
| Welker* et al. | Trapped fluid analysis of 58 wells from the SCOOP and STACK plays, Oklahoma | |
| RU2577865C1 (en) | Method of indicating investigation of wells and interwell space | |
| Xu et al. | Evaluation of reservoir connectivity using whole-oil gas chromatographic fingerprint technology: A case study from the Es 3 3 reservoir in the Nanpu Sag, China | |
| Edmunds | Conceptual models for recharge sequences in arid and semi-arid regions using isotopic and geochemical methods | |
| Rendel et al. | An innovative method for the quantification of small amounts of crude oil in water using a multi-wavelength separation analyzer | |
| US2414913A (en) | Soil gas prospecting | |
| Ferri et al. | Liquids potential of the Lower to Middle Triassic Montney and Doig formations, British Columbia | |
| Su et al. | Exhumation filling and paleo-pasteurization of the shallow petroleum system in the North Slope of the Biyang Sag, Nanxiang Basin, China | |
| Shakirov | Informativity of transient processes accompanying hydrodynamic well survey | |
| RU2786663C1 (en) | Method for identifying interlayer flows in the development of oil and gas condensate or oil fields | |
| RU2013135437A (en) | METHOD FOR SEARCHING USEFUL FOSSILS AND ISOLATING GEOCHEMICAL ANOMALIES BASED ON ANALYSIS OF CHEMICAL COMPOSITION OF RIVER DEPOSITS |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130421 |