RU2605972C2 - Система определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин - Google Patents
Система определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2605972C2 RU2605972C2 RU2014131197A RU2014131197A RU2605972C2 RU 2605972 C2 RU2605972 C2 RU 2605972C2 RU 2014131197 A RU2014131197 A RU 2014131197A RU 2014131197 A RU2014131197 A RU 2014131197A RU 2605972 C2 RU2605972 C2 RU 2605972C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- development
- during
- measuring
- cycle
- Prior art date
Links
- 238000011161 development Methods 0.000 claims abstract description 82
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 39
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 37
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 32
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 32
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 15
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 10
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 8
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims abstract description 5
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims abstract description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 11
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 35
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 abstract description 5
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000011835 investigation Methods 0.000 abstract 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 35
- 230000008569 process Effects 0.000 description 10
- 238000011160 research Methods 0.000 description 5
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 230000002500 effect on skin Effects 0.000 description 2
- XPYGGHVSFMUHLH-UUSULHAXSA-N falecalcitriol Chemical compound C1(/[C@@H]2CC[C@@H]([C@]2(CCC1)C)[C@@H](CCCC(O)(C(F)(F)F)C(F)(F)F)C)=C\C=C1\C[C@@H](O)C[C@H](O)C1=C XPYGGHVSFMUHLH-UUSULHAXSA-N 0.000 description 2
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000012443 analytical study Methods 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000007654 immersion Methods 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 239000012261 resinous substance Substances 0.000 description 1
- 238000009738 saturating Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области исследования характеристик скважин. Техническим результатом является обеспечение возможности проведения оперативного контроля скважины одновременно с этапом ее освоения. Предложена система экспресс-определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин для осуществления способа экспресс-определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин при их освоении, содержащая: средство снижения давления в скважине до давления ниже пластового; эхолот для измерения кривой восстановления уровня; пробоотборник для отбора жидкости при откачке во время цикла освоения; средство измерения плотности жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения; средство измерения вязкости жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения (μ сП); средство измерения нефтенасыщенной толщины; средство измерения конечной отметки цикла откачки жидкости; средство измерения уровня при восстановлении уровня через час (H1, м); средство измерения начальной отметки следующего цикла освоения (НН, м); средство измерения времени восстановления уровня (t, час); средство измерения объема полученной жидкости при откачке за последний цикл освоения (V1, м3); проницаемость удаленной зоны пласта (k, Д); средство вычисления скин-фактора; средство принятия решения о приостановке или продолжении освоения скважины. При этом система выполнена с возможностью: если значение скин-фактора положительное, приостановки освоения скважины и принятия решения о приостановке применения данной обработки скважины на других объектах с идентичными характеристиками пласта; если значение скин-фактора отрицательное, продолжения освоения скважины и ввода ее в эксплуатацию, а также принятия решения о возможности применения данной обработки скважины на других объектах с идентичными характеристиками пласта, причем все элементы системы выполнены с возможностью установки непосредственно на исследуемой скважине. 8 ил.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Изобретение относится к области исследования характеристик скважин, а именно к системе определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин при их освоении.
Уровень техники
В Российской Федерации с 1994 года происходит неуклонное снижение воспроизводства запасов нефти, их структурное изменение в сторону снижения запасов активной нефти и повышения доли тяжелых (трудноизвлекаемых) запасов нефти.
Поэтому доля трудноизвлекаемых запасов (ТИЗ) нефти в общем балансе возросла по стране до 55%, а по ряду нефтедобывающих компаний до 60-80%.
Для дальнейшего развития нефтедобычи и нефтяной промышленности Российской Федерации и Республики Татарстан вводятся в разработку ранее законсервированные и малоразрабатываемые залежи и месторождения с ТИЗ. Из нефтяных месторождений Урало-Поволжья с начала разработки отобрано около 77% начальных извлекаемых запасов. В Татарстане отобрано уже 92,9% активных запасов и 45,4% трудноизвлекаемых запасов. В накопленном объеме доля активных запасов составила 80,2%, а трудноизвлекаемых - 19,8%. К трудноизвлекаемым запасам нефти отнесены запасы в залежах, которые при естественном режиме и традиционных способах заводнения вырабатываются весьма низкими темпами отбора нефти, конечный коэффициент которого не превышает 0,1…0,25 от геологических запасов. ТИЗ приурочены к терригенным и карбонатным отложениям. Эти коллекторы характеризуются значениями низкой проницаемости, наличием глинистых включений и, соответственно, низкой гидропроводностью. Сложность проблемы обостряется и тем, что сохранению коллекторских свойств своевременно не уделялось достаточного внимания, так как эти горизонты являлись промежуточными и были приурочены к верхней части разреза до глубины 1200-1450 м. Очень часто это дополняется высокими реологическими свойствами нефти, насыщающей эти породы, высоким содержанием асфальто-смолистых веществ и других включений, повышающих вязкость нефти. К залежам ТИЗ можно отнести и высоковыработанные пласты, где в процессе эксплуатации происходило окисление нефти из-за воздействия техногенных факторов, например системы поддержания пластового давления (ППД). Как правило, эти скважины низкодебитные с величинами дебитов менее 10 т/сут, чаще всего 4-6 т/сут. Низкие дебиты скважин определяются в том числе состоянием призабойной зоны пласта (ПЗП).
В настоящее время большинство параметров, характеризующих состояние пласта, определяют исследованиями по кривым восстановления давления (КВД). Применяемые традиционные способы исследования являются весьма затратными для рассматриваемой группы месторождений и скважин с ТИЗ, так как восстановление давления и уровней в скважинах занимает значительное время, исчисляемое неделями, а то и месяцами.
Проблема оптимизации начальных дебитов осложняется тем, что проводятся дополнительные способы воздействия одновременно с вводом скважины. Эти проблемы связаны и с тем, что стремление повысить начальные дебиты на 1-2 тонны в некоторых случаях приводит к обратному эффекту: снижению дебита и преждевременному обводнению и, следовательно, к потерям запасов нефти в реальных пластах при их разработке. Успешность проводимых методов увеличения нефтеотдачи (МУН) в НГДУ «Ямашнефть» в целом составляет 82%. Причем из 11 технологий, которые были проведены на скважинах в 2013 году, на 100% успешны только 4 (см. фиг. 1). Такие показатели могут объясняться следующими причинами:
1) недостаточная изученность параметров призабойной зоны скважин;
2) как следствие отсутствие возможности правильного подбора метода.
В связи с этим актуальной задачей является разработка способов оперативного контроля состояния призабойной зоны пласта.
Из уровня техники известен комплекс для освоения и исследования скважин свабированием с геофизическим информационным сопровождением автономной и дистанционной аппаратурой (Осадчий В.М. НТВ «Каротажник», 2004, №10-11б, с. 260-273).
Недостатком комплекса является то, что установка автономной геофизической аппаратуры в НКТ на определенной глубине и подъем ее после свабирования не обеспечивает возможность оперативного определения гидродинамических параметров призабойной зоны скважины и принятия решения о продолжении или прекращении работ по вызову притока из пласта.
Наиболее близкой по технической сущности и техническому результату к заявленному изобретению является система для осуществления способа освоения скважин и испытания пластов в процессе свабирования (RU 2341653 С1, МПК Е21В 43/25, опубл. 20.12.2008. Авторы: Зарипов Ринат Раисович, Хакимов Виктор Салимович, Адиев Айрат Радикович. Патентообладатель: Открытое акционерное общество НПФ «Геофизика»), включающая в себя средства для герметичного перекрытия интервала испытания от остальной части ствола скважины пакером на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ), средства для опускания в НКТ на геофизическом кабеле подземного свабировочного оборудования, осуществление свабирования путем опускания сваба на заданную глубину и последующего поднятия его с объемом флюида из скважины, средства обеспечения информационного сопровождения технологических параметров и комплексный скважинный прибор выше пакера в НКТ, при этом прибор осуществляет оперативный контроль притока флюида, поступающего из пласта в процессе свабирования и обеспечивает передачу данных на устье скважины по кабелю, спущенному по колонне НКТ по затрубному пространству, а после вызова притока из пласта средства снижения уровня жидкости в колонне НКТ и информационно-управляющего сопровождения технологических параметров свабирования, средства осуществления изоляции полости НТК от пласта посредством электромеханического пакера и регистрации изменения давления во времени выше и ниже электромеханического пакера датчиками давления, по кривой притока и восстановления давления пласта во времени и определения характеристики пласта.
Однако в данном решении не раскрывается возможность использования данной системы при освоении скважины, а также не раскрыты критерии, при которых производится остановка освоения скважины.
Раскрытие изобретения
Для преодоления проблем уровня техники предложена система экспресс-определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин для осуществления способа экспресс-определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин при их освоении, включающего в себя этапы, на которых:
- при освоении скважины осуществляют снижение давления в скважине до давления ниже пластового;
- осуществляют измерение кривой восстановления уровня;
- измеряют следующие параметры скважины: плотность жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения (ρ, кг/см3); вязкость жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения (μ, сП); нефтенасыщенная толщина (h, см); конечная отметка цикла откачки жидкости (НК, м); отметка уровня при восстановлении уровня через час (H1, м); начальная отметка следующего цикла освоения (НН, м); время восстановления уровня (t, час); объем полученной жидкости при откачке за последний цикл освоения (V1, м3); проницаемость удаленной зоны пласта (k, Д);
- на основании указанных выше измеренных параметров скважины вычисляют скин-фактор;
- если значение скин-фактора положительное, то приостанавливают освоение скважины и принимается решение о приостановке применения данной обработки скважины на других объектах с идентичными характеристиками пласта;
- если значение скин-фактора отрицательное, то продолжают освоение скважины и ввод ее в эксплуатацию, а также принимается решение о возможности применения данной обработки скважины на других объектах с идентичными характеристиками пласта,
причем для реализации этапа снижения давления в скважине используется процесс создания депрессии для вызова притока во время освоения скважины;
при этом система содержит:
средство снижения давления в скважине до давления ниже пластового;
эхолот для измерения кривой восстановления уровня;
пробоотборник для отбора жидкости при откачке во время цикла освоения;
средство измерения плотности жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения;
средство измерения вязкости жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения (μ, сП);
средство измерения нефтенасыщенной толщины;
средство измерения конечной отметки цикла откачки жидкости;
средство измерения уровня при восстановлении уровня через час (H1, м);
средство измерения начальной отметки следующего цикла освоения (НН, м);
средство измерения времени восстановления уровня (t, час);
средство измерения объема полученной жидкости при откачке за последний цикл освоения (V1, м3);
проницаемость удаленной зоны пласта (k, Д);
средство вычисления скин-фактора;
средство принятия решения о приостановке или продолжении освоения скважины,
при этом система выполнена с возможностью:
- если значение скин-фактора положительное, приостановки освоения скважины и принятия решения о приостановке применения данной обработки скважины на других объектах с идентичными характеристиками пласта;
- если значение скин-фактора отрицательное, продолжения освоения скважины и ввода ее в эксплуатацию, а также принятия решения о возможности применения данной обработки скважины на других объектах с идентичными характеристиками пласта,
причем все элементы системы выполнены с возможностью установки непосредственно на исследуемой скважине.
Целью данного изобретения является предоставление системы оперативного контроля состояния призабойной зоны низкодебитных скважин с трудноизвлекаемыми запасами как в процессе текущей эксплуатации, так и для оптимизации затрат по вызову притока скважин, выходящих из бурения и капитального ремонта.
Обеспечиваемый технический результат заключается в обеспечении возможности проведения оперативного контроля скважины одновременно с этапом ее освоения и снижение затрат на освоение за счет сокращения сроков освоения скважины при использовании предложенной системы.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 показывает инвестиционную успешность по повышению нефтеотдачи пластов за 2013 год.
Фиг. 2 показывает распределение давления в продуктивном пласте в условиях проявления скин-эффекта.
Фиг. 3 показывает график начального цикла свабирования скважины.
Фиг. 4 показывает таблицу, описывающую модель расчета характеристик призабойной зоны пласта.
Фиг. 5 показывает модель расчета характеристик пласта.
Фиг. 6 показывает примерную схему расположения элементов предложенной системы.
Фиг. 7,а показывает традиционную схему освоения скважины.
Фиг. 7,б показывает предложенную схему освоения скважины.
Описание предпочтительных вариантов осуществления изобретения
Проблема нефтеизвлечения в условиях низких коллекторских свойств осложняется невысоким качеством первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, а также отсутствием жидкостей глушения надлежащего качества при капитальном и текущем ремонте скважин. Глушение необходимо проводить в соответствии с природоохранными требованиями из-за наличия сероводородного газа в продукции скважин. Это также приводит к существенному ухудшению коллекторских свойств, вплоть до полного закупоривания призабойной зоны пласта.
В связи с этим необходимы дальнейшие теоретические, экспериментальные и аналитические исследования для разработки технологических решений и разработки способов оперативного контроля состояния призабойной зоны пласта с целью получения дополнительной добычи без дополнительных капитальных вложений (инвестиций) для скважин с дебитами менее 10 т/сут.
Для решения этой проблемы на основе прослеживания уровней в период откачки и стоянки на притоке, что является весьма характерным для скважин с трудноизвлекаемыми запасами нефти с дебитами, не превышающими 10 м3/сут, предлагается определить следующие параметры:
1) текущий и потенциальный дебиты;
2) текущее состояние ПЗС;
3) на основе пунктов 1 и 2 оптимизировать процесс освоения и принять решение на производство обработки ПЗС;
4) время пребывания скважины в стадии освоения;
5) как следствие, затраты на освоение, которые в настоящее время могут превысить и стоимость бурения скважин.
Во время процесса освоения ведется контроль за объемом откачиваемой жидкости, его качеством, плотностью и его уровнем в скважине во времени. Отслеживание и изучение этого процесса непосредственно на скважине при освоении безо всякого сомнения характеризует фильтрационные свойства ПЗС.
Рассмотрим на примере скважины 1 (см. фиг. 2, здесь используются следующие обозначения: 1 - зона проявления скин-эффекта, или загрязненная зона; 2 - ствол скважины; 3 - статическое пластовое давление; 4 - давление в пласте; 5 - забойное динамическое давление; ΔPs - падение давления в загрязненной зоне («скиновое давление») динамику изменения состояния ПЗС в процессе освоения методом периодической откачки жидкости и восстановления уровней. Один из циклов снижения и восстановления уровней представлен на фиг. 3.
По приведенному циклу освоения (фиг. 3, б) можно охарактеризовать ПЗС, для оптимизации процесса освоения и снижения затрат на его производство необходимо проводить оперативный контроль состояния ПЗС непосредственно в процессе вызова притока. В настоящее время это не производится. Следовательно, вторичное вскрытие пласта и освоение скважины должны быть выполнены таким образом, чтобы ввести в эксплуатацию скважины, по своим характеристикам близке к гидродинамически совершенным. Т.е. потери давления притока в ПЗС должны быть минимальными, а скин-фактор - равным нулю или меньше. Поэтому чрезмерная интенсификация притока без учета состояния ПЗС может приводить к осложнениям в процессе освоения, увеличить сроки освоения и, соответственно, финансовые затраты, в некоторых случаях соизмеримые со стоимостью скважины, что нередко для разрабатывающих залежи с ТЗН.
В настоящее время на нефтяных предприятиях данные, полученные при исследованиях кривой восстановления уровня (КВУ) или кривой восстановления давления (КВД), обрабатываются в основном двумя способами: по методу Хорнера (преимущественно) и по методу Минеева.
Введя очень большое количество предварительных данных (коэффициенты упругости породы, нефти, воды, коэффициент пористости, вязкости и ряд других параметров, которые могут быть определены с использованием достаточно большого количества статистического материала, характеризующих залежь в целом, но не характеризующих ПЗП отдельной скважины), можно получить минимум выходных данных.
Алгоритм экспресс-определения, положенный в основу работы системы, предложенной в рамках данного изобретения, предоставляет возможность оперативно рассчитать все необходимые характеристики пласта, преимущественно данные по ПЗС, введя при этом гораздо меньшее количество предварительных данных, таких как:
- плотность жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения, г/см3;
- вязкость жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения, сП;
- нефтенасыщенная толщина, см;
- конечная отметка последнего цикла освоения, м;
- отметка уровня при восстановлении уровня через час, м;
- начальная отметка следующего цикла освоения, м;
- время восстановления уровня, час;
- объем полученной жидкости при откачке за последний цикл освоения, м3;
- проницаемость удаленной зоны пласта, Д.
В качестве модели определения параметров призабойной зоны пласта используется метод касательной.
Данные уровней, полученные при свабировании, пересчитываются в давления для возможности построения графика кривой восстановления в координатах ΔP(t)-lg(t). Рассмотрим разработанный алгоритм уточненного расчета технологических параметров по рекуррентным соотношениям, в т.ч. при изменяющемся от цикла к циклу погружении сваба под уровень жидкости, а также способ учета притока продукции из пласта в скважину при расчете фактической производительности подъема жидкости свабом. Предложенный способ может рассматриваться в качестве базы для грамотного подбора оборудования и выбора оптимальных технологических режимов при свабировании скважин различных категорий.
Для подсчета характеристик призабойной зоны пласта скважин используется следующий алгоритм, который позволяет производить автоматический расчет на основе следующих входных (измеренных) параметров:
1) плотность жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения, кг/см3;
2) вязкость жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения, сП;
3) нефтенасыщенная толщина, см;
4) конечная отметка последнего цикла освоения, м;
5) отметка уровня при восстановлении уровня через час, м;
6) начальная отметка следующего цикла освоения, м;
7) время восстановления уровня, час;
8) объем полученной жидкости при откачке за последний цикл освоения, м3;
9) проницаемость удаленной зоны пласта, Д.
При введении этих данных программа рассчитывает:
1) дебит жидкости, м3/сут;
2) пьезопроводность призабойной зоны пласта;
3) пьезопроводность удаленной зоны пласта;
4) гидропроводность призабойной зоны пласта, Д⋅см/сП;
5) гидропроводность удаленной зоны пласта, Д⋅см/сП;
6) радиус загрязненной зоны, см;
7) скин-фактор;
8) скиновое давление, ат;
9) продуктивность, м3/сут/ат.
На фиг. 4 представлена таблица 1, которая описывает модель расчета характеристик призабойной зоны пласта. В таблицу вводятся данные о разрабатываемом горизонте, интервал перфорации и дата проводимого цикла освоения. Далее указываются следующие параметры по скважине:
1) плотность жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения: ρ, кг/см3;
2) вязкость жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения: μ, сП;
3) нефтенасыщенная толщина: h, см;
4) конечная отметка цикла откачки жидкости: HК, м;
5) отметка уровня при восстановлении уровня через час: H1, м;
6) начальная отметка следующего цикла освоения: НН, м;
7) время восстановления уровня: t, час;
8) объем полученной жидкости при откачке за последний цикл освоения: V1, м3;
9) проницаемость удаленной зоны пласта: k, Д.
Для расчета характеристик пласта используется модель, представленная на фиг. 5, где изображена схематическая модель процесса освоения на примере 2-х циклов. Для расчета ФЕС первый час восстановления уровня притока не подходит, т.к. возможно искажение результатов. Поэтому в дальнейшем основным объектом нашего внимания для определения характеристик ПЗП скважин будет кривая восстановления уровня после первого часа, представленная на чертеже отрезком Н1НН.
При этом для оценки параметров скважины используются следующие формулы.
1. Приток к скважине за первый час:
2. Высота восстановления уровня:
3. Объем вмещающей в себя жидкости НКТ:
4. Разница между вмещающим объемом НКТ и объемом извлекаемой жидкости:
5. Дебит извлекаемой жидкости:
6. Гидропроводность удаленной зоны пласта:
7. Гидропроводность призабойной зоны пласта:
где tgϕ - угол наклона кривой восстановления уровня:
где ΔP - давление, возникающее при восстановлении уровня:
ρН - плотность откачиваемой нефти, кг/м3;
Δt - время восстановления уровня за исключением первого часа притока жидкости:
8. Проницаемость призабойной зоны пласта:
9. Пьезопроводность удаленной зоны пласта:
где m - пористость породы эксплуатируемого пласта, доли ед; βв - коэффициент сжимаемости воды; βп - коэффициент сжимаемости породы;
10. Пьезопроводность призабойной зоны пласта:
11. Скин-фактор:
где rс - радиус скважины, м; rs - радиус загрязнения призабойной зоны пласта, м:
где Т - время, соответствующее пересечению прямолинейных участков
кривой восстановления уровня;
12. Скиновый перепад давления:
В результате полученных данных делается вывод о состоянии призабойной зоны скважины после проведения какого-либо метода увеличения нефтеотдачи пласта. В случае получения «положительных» (скин-фактор отрицательный) данных принимается решение о возможности применения данной обработки скважины на других объектах с идентичными характеристиками пласта. В случае получения «отрицательных» (скин-фактор положительный) данных принимается решение о прекращении (приостановке) применения данной обработки скважины на других объектах с идентичными характеристиками пласта.
Одновременно с этим предложенный алгоритм исследования оказывает существенное влияние на простой скважины. Проведение замеров во время освоения сокращает простой скважины примерно на 15 суток, что сокращает потери нефти при проведении ГДИ.
В настоящее время большинство параметров, характеризующих состояние пласта, определяют исследованиями по кривым восстановления давления (КВД). Применяемые традиционные способы исследования являются весьма затратными для скважин с трудноизвлекаемыми запасами, так как восстановление давления и уровней в скважинах занимает значительное время, исчисляемое неделями, нередко и месяцами.
Предлагается использовать экспресс-способ по определению характеристик пласта призабойной зоны скважины с помощью специальной автоматизированной системы, устанавливаемой непосредственно на самой скважине.
В рамках настоящего изобретения была предложена соответствующая система экспресс-определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин, реализующая описанный выше способ.
Для получения необходимых данных и дальнейших расчетов характеристик пласта предлагается устанавливать на скважинах автоматизированную установку, осуществляющую измерения (фиг. 4).
На устье скважины устанавливается оборудование (фиг. 6) в виде двух автоматизированных устройств: эхолот (6), предназначенный для измерения уровней, проботборник (5) и средство для замеров объема извлекаемой жидкости (7). Предпочтительно замеры производятся с частотой не менее 10 минут для получения более точных конечных данных. Все полученные данные автоматически передаются в центральную инженерно-техническую службу (ЦИТС). Значения плотности и вязкости усредняются за период восстановления уровня после первого часа.
Таким образом, предложенная система экспресс-определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин содержит: средство снижения давления в скважине до давления ниже пластового; средство измерения кривой восстановления уровня; средство измерения плотности жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения; средство измерения вязкости жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения (μ, сП); средство измерения нефтенасыщенной толщины; средство измерения конечной отметки цикла откачки жидкости; средство измерения уровня при восстановлении уровня через час (H1, м); средство измерения начальной отметки следующего цикла освоения (НН, м); средство измерения времени восстановления уровня (t, час); средство измерения объема полученной жидкости при откачке за последний цикл освоения (V1, м3); проницаемость удаленной зоны пласта (k, Д); средство вычисления скин-фактора; средство принятия решения о приостановке или продолжении освоения скважины, при этом система выполнена с возможностью осуществления этапов способа, на которых, если значение скин-фактора положительное, то приостанавливают освоение скважины и принимается решение о приостановке применения данной обработки скважины на других объектах с идентичными характеристиками пласта, а если значение скин-фактора отрицательное, то продолжают освоение скважины и ввод ее в эксплуатацию, а также принимается решение о возможности применения данной обработки скважины на других объектах с идентичными характеристиками пласта.
Таким образом, в настоящее время большинство параметров, характеризующих состояние пласта, определяют исследованиями по кривым восстановления давления (КВД). Применяемые традиционные методы исследования являются весьма затратными для скважин с трудноизвлекаемыми запасами, так как восстановление давления и уровней в скважинах занимает значительное время, исчисляемое неделями, нередко и месяцами.
В рамках данного изобретения предлагается использовать экспресс-способ по определению характеристик пласта призабойной зоны скважины с помощью специальной автоматизированной системы, устанавливаемой непосредственно на самой скважине.
В настоящее время на нефтяных предприятиях данные, полученные при исследованиях КВУ/КВД, обрабатываются в основном двумя способами - методом Хорнера (преимущественно) и методом Минеева. При этом используемая схема освоения скважины на данный момент представлена на фиг. 7.
Экспресс-метод, разработанный автором, предоставляет возможность оперативно рассчитать все необходимые характеристики пласта, преимущественно данные по ПЗС, сократив сроки исследования скважины. В данном случае используется схема освоения представленная на фиг. 8.
Предложенная система позволяет детально изучать состояние призабойной зоны любой малодебитной скважины, оперативно планировать проведение дополнительных мероприятий по очистке призабойной зоны скважин и ее стимуляции, снижать затраты за счет сокращения сроков освоения до 10% от стоимости скважины.
Варианты осуществления не ограничиваются описанными здесь вариантами осуществления, специалисту в области техники на основе информации, изложенной в описании, и знаний уровня техники станут очевидны и другие варианты осуществления изобретения, не выходящие за пределы сущности и объема данного изобретения.
Claims (18)
- Система экспресс-определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин при их освоении, содержащая:
- средство снижения давления в скважине до давления ниже пластового;
- эхолот для измерения кривой восстановления уровня;
- пробоотборник для отбора жидкости при откачке во время цикла освоения;
- средство измерения плотности жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения;
- средство измерения вязкости жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения (μ, сП);
- средство измерения нефтенасыщенной толщины;
- средство измерения конечной отметки цикла откачки жидкости;
- средство измерения уровня при восстановлении уровня через час (H1, м);
- средство измерения начальной отметки следующего цикла освоения (НН, м);
- средство измерения времени восстановления уровня (t, час);
- средство измерения объема полученной жидкости при откачке за последний цикл освоения (V1, м3);
- проницаемость удаленной зоны пласта (k, Д);
- средство вычисления скин-фактора;
- средство принятия решения о приостановке или продолжении освоения скважины,
- при этом система выполнена с возможностью:
- - если значение скин-фактора положительное, приостановки освоения скважины и принятия решения о приостановке применения данной обработки скважины на других объектах с идентичными характеристиками пласта;
- - если значение скин-фактора отрицательное, продолжения освоения скважины и ввода ее в эксплуатацию, а также принятия решения о возможности применения данной обработки скважины на других объектах с идентичными характеристиками пласта, причем все элементы системы выполнены с возможностью установки непосредственно на исследуемой скважине.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014131197A RU2605972C2 (ru) | 2014-07-28 | 2014-07-28 | Система определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014131197A RU2605972C2 (ru) | 2014-07-28 | 2014-07-28 | Система определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2014131197A RU2014131197A (ru) | 2016-02-20 |
| RU2605972C2 true RU2605972C2 (ru) | 2017-01-10 |
Family
ID=55313371
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014131197A RU2605972C2 (ru) | 2014-07-28 | 2014-07-28 | Система определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2605972C2 (ru) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4328705A (en) * | 1980-08-11 | 1982-05-11 | Schlumberger Technology Corporation | Method of determining characteristics of a fluid producing underground formation |
| SU1754894A1 (ru) * | 1989-09-01 | 1992-08-15 | Всесоюзный научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин | Способ исследовани малодебитных скважин |
| RU2179637C1 (ru) * | 2001-05-08 | 2002-02-20 | Чикин Андрей Егорович | Способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта и устройство для его осуществления |
| RU2256065C1 (ru) * | 2004-01-22 | 2005-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЮКСиб" | Устройство для эксплуатации погружного электронасосного агрегата в нефтегазовой скважине |
| RU2289021C2 (ru) * | 2005-02-18 | 2006-12-10 | Закрытое акционерное общество "Тюменский нефтяной научный центр" | Способ определения параметров пласта при исследовании малодебитных непереливающих скважин |
| RU2522579C1 (ru) * | 2013-04-16 | 2014-07-20 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Способ комплексной оценки состояния призабойной зоны пласта |
-
2014
- 2014-07-28 RU RU2014131197A patent/RU2605972C2/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4328705A (en) * | 1980-08-11 | 1982-05-11 | Schlumberger Technology Corporation | Method of determining characteristics of a fluid producing underground formation |
| SU1754894A1 (ru) * | 1989-09-01 | 1992-08-15 | Всесоюзный научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин | Способ исследовани малодебитных скважин |
| RU2179637C1 (ru) * | 2001-05-08 | 2002-02-20 | Чикин Андрей Егорович | Способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта и устройство для его осуществления |
| RU2256065C1 (ru) * | 2004-01-22 | 2005-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЮКСиб" | Устройство для эксплуатации погружного электронасосного агрегата в нефтегазовой скважине |
| RU2289021C2 (ru) * | 2005-02-18 | 2006-12-10 | Закрытое акционерное общество "Тюменский нефтяной научный центр" | Способ определения параметров пласта при исследовании малодебитных непереливающих скважин |
| RU2522579C1 (ru) * | 2013-04-16 | 2014-07-20 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Способ комплексной оценки состояния призабойной зоны пласта |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ПОНОМАРЕВА И.Н., К оценке состояния призабойных зон пласта на Уньвинском нефтяном месторождении, Вестник Пермского Национального Исследовательского Политехнического Университета, Геология. Нефтегазовое и горное дело. N5, 2010, стр.61-64. МУФАЗАЛОВ Р.Ш., Скин-фактор и его значение для оценки состояния околоскважинного пространства продуктивного пласта, НПФ "Тимуртефтьгаз", г. Октябрьский, 2005. стр. 18-36. * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2014131197A (ru) | 2016-02-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7805248B2 (en) | System and method for water breakthrough detection and intervention in a production well | |
| Keller et al. | New method for continuous transmissivity profiling in fractured rock | |
| US10941642B2 (en) | Structure for fluid flowback control decision making and optimization | |
| Zakharov et al. | Predicting dynamic formation pressure using artificial intelligence methods | |
| WO2017139448A1 (en) | Systems and methods for transient-pressure testing of water injection wells to determine reservoir damages | |
| US10036219B1 (en) | Systems and methods for well control using pressure prediction | |
| RU2610941C1 (ru) | Способ оценки обводненности продукции нефтедобывающей скважины | |
| RU2717019C1 (ru) | Способ вывода на режим скважины, пробуренной в естественно трещиноватом пласте | |
| WO2017040457A2 (en) | Coning transient multi-rate test | |
| Aslanyan et al. | Assessing Efficiency of Multiwell Retrospective Testing MRT in Analysis of Cross-Well Interference and Prediction of Formation and Bottom-Hole Pressure Dynamics | |
| RU2559247C1 (ru) | Способ экспресс-определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин, применяемый при освоении скважин, и система его реализующая | |
| US10519768B2 (en) | Systems and methods for operating hydrocarbon wells to inhibit breakthrough based on reservoir saturation | |
| Oudeman | Improved prediction of wet-gas-well performance | |
| CN106223995A (zh) | 基于监测历史数据的井下煤层区域瓦斯抽采效果分析方法 | |
| Wei et al. | Data Assimilation-Based Real-Time Estimation of Downhole Gas Influx Rate and Void Fraction Distribution in a Drilling Riser | |
| RU2605972C2 (ru) | Система определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин | |
| Rafiei | Improved oil production and waterflood performance by water allocation management | |
| Kapusta et al. | Complex approach for gas lift wells optimization for Orenburgskoe field | |
| RU2673093C2 (ru) | Способ экспресс-определения характеристик призабойной зоны пласта, применяемый при освоении скважины | |
| Dubey et al. | Aquifer Parameterization in an Alluvial Area: Varanasi District, Uttar Pradesh, India-A Case Study | |
| Davydova | On the possibility of operational management of reservoir pressure in a multilayer reservoir exploited by dual completion and injection method based on recording current gas factor of products extracted from each reservoir | |
| RU2768341C1 (ru) | Способ прогнозирования дебита скважин с учетом анизотропии проницаемости карбонатных горных пород | |
| Bhargava et al. | A case study-determination of accurate liquid level and its applications in CBM wells | |
| US11692415B2 (en) | Hydrocarbon well stimulation based on skin profiles | |
| RU2556649C1 (ru) | Способ определения динамики извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти |