RU2683435C1 - Method for selecting the optimal operating mode of oil well - Google Patents

Method for selecting the optimal operating mode of oil well Download PDF

Info

Publication number
RU2683435C1
RU2683435C1 RU2018103785A RU2018103785A RU2683435C1 RU 2683435 C1 RU2683435 C1 RU 2683435C1 RU 2018103785 A RU2018103785 A RU 2018103785A RU 2018103785 A RU2018103785 A RU 2018103785A RU 2683435 C1 RU2683435 C1 RU 2683435C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
well
oil
pressure
flow rate
fluid
Prior art date
Application number
RU2018103785A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Вадим Валерьевич Ахметгареев
Нафис Анасович Назимов
Гайса Лемиевич Мусаев
Original Assignee
Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина filed Critical Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина
Priority to RU2018103785A priority Critical patent/RU2683435C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2683435C1 publication Critical patent/RU2683435C1/en

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/06—Measuring temperature or pressure
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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

Abstract

FIELD: oil and gas industry.SUBSTANCE: invention relates to the oil industry and can be used in the operation of oil wells in heterogeneous reservoirs. Method includes stopping the well, lowering deep flow meters and pressure gauges into the well, and taking pressure recovery curves. According to the invention, when conducting a research, a bunch of two manometers, synchronized in time and spaced 10 m from each other, are lowered by 10–50 meters above the upper perforation interval at the well stop, as well as the flowmeter, the well pump are put into operation, fluid is taken from the well until the level of the pump suspension drops within 1–2 hours, the pump is stopped and these pressure gauges record pressure recovery curves with the accuracy of at least 100 Pa and the flow rate of the liquid using the flow meter within 10–15 hours, after which the water cut B at various values of the pressure obtained is calculated by the formula in %:,where P– readings of pressure of the lower manometer, atm., P– pressure readings of the upper gauge, atm., ρ– density of formation water, g/cm, ρ– density of reservoir oil, g/cm, comparing the data on the level of the fluid in the well, the flow rate of the fluid and the obtained calculated values of the water cut assigned to each time interval, the flow rate of oil qis calculated according to the formula in t/day:,where q– the flow rate of the fluid, measured by the deep flowmeter, t/day, the data obtained build a graph of the dependence of the flow rate of oil from the liquid level in the well and determine the range of values of the dynamic level with the highest values of oil flow rate, in accordance with the obtained optimal values of the dynamic fluid level in the well, which allow to reach the maximum oil flow rate, the operation mode of the sucker rod deep well pump is selected.EFFECT: increase in the rate of oil recovery from the reservoir is ensured.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтяных скважин в неоднородных коллекторах.The invention relates to the oil industry and may find application in the operation of oil wells in heterogeneous reservoirs.

Известен способ определения обводненности продукции нефтедобывающей скважины, включающий отделение от продукции скважины газа, проведение выдержки до состояния расслоения на нефть и воду, измерение высоты столба жидкости, по взаиморасположению линий раздела сред жидкость - газ и вода - нефть определение объемного значения обводненности. В известном способе определение проводят в скважине, которую снабжают колонной насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом и обратным клапаном на конце, для определения обводненности выбирают скважину, расположенную в районе середины нефтяной залежи, с режимами добычи, близкими к средним по залежи, скважину эксплуатируют не менее времени выхода на рабочий режим, а перед отделением от продукции скважины газа и выдержки до состояния расслоения на нефть и воду останавливают скважину и проводят технологическую выдержку (патент РФ №2520251, кл. Е21В 47/10, Е21В 43/38, Е21В 49/08, опубл. 20.06.2014).A known method for determining the water content of oil production wells, including separating gas from the production of a gas well, holding to the state of separation into oil and water, measuring the height of the liquid column, using the relative position of the liquid-gas and water - oil separation lines, determining the volumetric water cut value. In the known method, the determination is carried out in the well, which is provided with a tubing string with an electric centrifugal pump and a check valve at the end, to determine the water cut, a well is located in the region of the middle of the oil reservoir, with production modes close to the average for the reservoir, the well is not operated less than the time required to reach the operating mode, and before separating the gas from the well’s products and holding to the stratification state for oil and water, the well is shut down and technological shutdown is performed ( ie RF №2520251, Cl. E 21 B 47/10, E 21 B 43/38, E 21 B 49/08, publ. 06.20.2014).

В известном способе определение обводненности продукции скважины характеризуется длительным периодом ожидания во время ее остановки, что в большинстве случаев недопустимо для высокодебитных по нефти скважин. Кроме того, в способе не предусмотрено определение обводненности при различных депрессиях на пласт, т.к. с увеличением депрессии, доля воды в потоке может увеличиваться ввиду разных вязкостей нефти и воды. В результате, обводненность работающей и остановленной скважин может значительно отличаться.In the known method, the determination of the water cut of the production of a well is characterized by a long waiting period during its shutdown, which in most cases is unacceptable for high oil production wells. In addition, the method does not provide for the determination of water cut with various depressions on the reservoir, because with increasing depression, the proportion of water in the stream may increase due to different viscosities of oil and water. As a result, the water cut of working and stopped wells can vary significantly.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ вывода на эффективный режим работы системы пласт-скважина-насос с помощью индикаторной диаграммы, заключающийся в определении коэффициента продуктивности пласта с помощью индикаторной диаграммы, построенной по дебиту добываемой жидкости. Согласно изобретению, при дебите воды в продукции скважины выше 20% используют индикаторную диаграмму по жидкости и одновременно индикаторную диаграмму по нефти, с помощью частотно-регулируемого привода изменяют режим работы системы пласт-скважина-насос в сторону увеличения или уменьшения депрессии в скважине и определяют дебиты по жидкости, нефти и характер изменения этих параметров, при этом за эффективный режим работы системы пласт-скважина-насос принимают такой режим, при котором обеспечивают устойчивость работы этой системы по дебиту нефти (патент РФ №2283425, кл. Е21В 43/12, опубл. 10.09.2006 - прототип).Closest to the technical nature of the proposed method is a method of bringing the formation-well-pump system to an effective mode of operation using an indicator diagram, which consists in determining the reservoir productivity coefficient using an indicator diagram constructed from the production rate of the produced fluid. According to the invention, when the water production rate in the well production is higher than 20%, an indicator diagram for liquid and at the same time an indicator diagram for oil are used, with the help of a frequency-controlled drive, the operating mode of the reservoir-well-pump system is changed to increase or decrease depression in the well and the flow rates are determined for liquid, oil and the nature of the change in these parameters, while for the effective mode of operation of the reservoir-well-pump system, one takes such a mode in which they ensure the stability of the system according to TLI oil (RF patent №2283425, cl E 21 B 43/12, published 10.09.2006 -.. prototype).

Недостатком известного способа является невысокая точность определения дебита нефти при изменении депрессии на пласт ввиду, во-первых, разницы в плотности воды и нефти, во-вторых, выделения из нефти растворенного газа при подъеме продукции. В результате, эффективность подбора оптимального режима работы скважины остается низкой, что приводит к невысоким темпам отбора нефти.The disadvantage of this method is the low accuracy of determining the oil flow rate when the depression on the reservoir changes due to, firstly, the difference in the density of water and oil, and secondly, the release of dissolved gas from oil during the rise of production. As a result, the efficiency of selecting the optimal well operation mode remains low, which leads to low oil recovery rates.

В предложенном изобретении решается задача повышения темпов отбора нефти из продуктивного пласта.The proposed invention solves the problem of increasing the rate of selection of oil from the reservoir.

Задача решается тем, что в способе подбора оптимального режима работы нефтяной скважины, включающем остановку скважины, спуск в скважину глубинных дебитомеров и манометров, снятие кривых восстановления давления, согласно изобретению, при проведении исследований в ствол остановленной скважины выше верхнего интервала перфорации на 10-50 метров спускают связку из двух манометров, синхронизированных по времени и расположенных друг от друга на расстоянии 10 метров, а также дебитометра, скважинный насос запускают в работу, отбирают жидкость из скважины до снижения уровня не ниже подвески насоса в течение 1-2 часов, насос останавливают и указанными двумя манометрами регистрируют кривые восстановления давления с точностью не менее 100 Па и дебит жидкости с помощью дебитометра в течение 10-15 часов, после чего обводненность В при различных значениях полученного давления рассчитывают по формуле в %:The problem is solved in that in the method of selecting the optimal mode of operation of an oil well, including shutting down a well, lowering deep flowmeters and manometers into a well, taking pressure recovery curves, according to the invention, when conducting studies in a stopped well bore 10-50 meters above the upper perforation interval lowering a bunch of two pressure gauges synchronized in time and located at a distance of 10 meters from each other, as well as a flow meter, the well pump is put into operation, fluid is taken from wells to a level not lower than the suspension of the pump for 1-2 hours, the pump is stopped and the pressure recovery curves are recorded with the indicated two gauges with an accuracy of at least 100 Pa and the flow rate of the liquid using a flow meter for 10-15 hours, after which the water content of B at various the values of the resulting pressure are calculated by the formula in%:

Figure 00000001
Figure 00000001

где Рниж - показания давления нижнего манометра, атм.,where P bottom - pressure readings of the lower manometer, atm.,

Рверх - показания давления верхнего манометра, атм.,P top - readings of the pressure of the upper pressure gauge, atm.,

ρв - плотность пластовой воды, г/см3,ρ in the density of produced water, g / cm 3 ,

ρн - плотность пластовой нефти, г/см3,ρ n - density of reservoir oil, g / cm 3 ,

сопоставляя данные об уровне жидкости в скважине, дебите жидкости и полученных расчетных значениях обводненности, отнесенных к каждому временному промежутку, рассчитывают дебит нефти qH по формуле в т/сут:comparing the data on the fluid level in the well, fluid flow rate and the calculated water cut calculated for each time period, the oil flow rate qH is calculated using the formula in t / day:

Figure 00000002
Figure 00000002

где qж - дебит жидкости, замеренный глубинным дебитометром, т/сут,where q W - flow rate measured by a depth flow meter, t / day,

по полученным данным строят график зависимости дебита нефти от уровня жидкости в скважине и определяют диапазон значений динамического уровня с наибольшими значениями дебита нефти, в соответствии с полученными оптимальными значениями динамического уровня жидкости в скважине, позволяющими достигать максимального значения дебита нефти, подбирают режим работы штангового глубинного насоса.according to the data obtained, a graph is built of the dependence of the oil production rate on the liquid level in the well and the range of dynamic level values is determined with the highest oil production rates, in accordance with the obtained optimal values of the dynamic fluid level in the well, which allow reaching the maximum oil production rate, the operating mode of the sucker rod pump is selected .

Сущность изобретения.SUMMARY OF THE INVENTION

На темпы отбора нефти из продуктивного неоднородного пласта существенное влияние оказывает эффективность системы эксплуатации скважин. Как известно, нефтяные пласты в большинстве случаев являются неоднородными как по толщине, так и по площади. Неоднородность чаще всего объясняется различием в проницаемости коллектора и/или вязкости нефти. Существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно эксплуатировать указанные коллектора. В предложенном изобретении решается задача повышения темпов отбора нефти из продуктивного пласта. Задача решается следующим образом.The rate of oil extraction from a productive heterogeneous reservoir is significantly affected by the efficiency of the well operation system. As is known, oil reservoirs in most cases are heterogeneous both in thickness and in area. The heterogeneity is most often explained by the difference in reservoir permeability and / or oil viscosity. Existing technical solutions do not fully allow the efficient operation of these collectors. The proposed invention solves the problem of increasing the rate of selection of oil from the reservoir. The problem is solved as follows.

На фиг. 1 представлена схема скважины с установленным в ней оборудованием.In FIG. 1 shows a diagram of a well with equipment installed in it.

Обозначения: 1 - скважина, 2 - обсадная колонна, 3 - цементное кольцо, 4 - нефтенасыщенный пласт, 5 - перфорационные отверстия, 6 - скважинный штанговый насос, 7 - насосно-компрессорные трубы, 8 - динамический уровень жидкости, 9 - верхний манометр, 10 - нижний манометр, 11 - кабель, 12 - дебитометр.Designations: 1 - well, 2 - casing string, 3 - cement ring, 4 - oil-saturated formation, 5 - perforation holes, 6 - downhole sucker rod pump, 7 - tubing, 8 - dynamic fluid level, 9 - upper pressure gauge, 10 - lower pressure gauge, 11 - cable, 12 - flow meter.

Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.

Скважина 1 обсажена обсадной колонной 2, зацементирована цементным кольцом 3 и вторично вскрыта в неоднородном нефтенасыщенном пласте 4 (фиг. 1) перфорационными отверстиями 5. Дебит нефти скважины 1 составляет q0, обводненность - В.Well 1 is cased with casing 2, cemented with a cement ring 3 and re-opened in a heterogeneous oil-saturated formation 4 (Fig. 1) with perforations 5. Oil production rate for well 1 is q 0 , water cut is B.

Скважинный штанговый насос 6, спущенный на насосно-компрессорных трубах 7 ниже динамического уровня жидкости 8, останавливают. Медленно стравливают межтрубное давление во избежание образования пены. Монтируют оборудование для исследований. Для этого предварительно тарированные автономные манометры 9 (верхний) и 10 (нижний) подключает к компьютеру и синхронизирует по времени. После приведения показаний манометров 9 и 10 к нулевой линии (показаниям на устье), их спускают в скважину 1 на кабеле 11 выше верхнего интервала перфорации 5 на Н=10-50 м. Связку из двух манометров располагают друг от друга на расстоянии h=10 м. Помимо этого для замера притока жидкости вместе с манометрами 9 и 10 спускают глубинный дебитометр 12.The downhole sucker rod pump 6, lowered on the tubing 7 below the dynamic level of the fluid 8, is stopped. Slowly relieve annular pressure to prevent foam formation. Mount equipment for research. To do this, pre-calibrated stand-alone manometers 9 (upper) and 10 (lower) connect to the computer and synchronize in time. After bringing the readings of pressure gauges 9 and 10 to the zero line (readings at the mouth), they are lowered into well 1 on cable 11 above the upper perforation interval 5 at H = 10-50 m. A bunch of two pressure gauges are placed at a distance of h = 10 m. In addition, to measure the influx of liquid together with pressure gauges 9 and 10, a depth flow meter 12 is lowered.

Согласно исследованиям, при размещении манометра 10 на расстоянии Н менее 10 м от верхнего интервала перфорации 5, снижается точность замеров, а при Н более 50 м начинают сказываться эффекты, связанные с выделением растворенного нефтяного газа и разделением нефти и воды ввиду их разных плотностей. Расстояние h между манометрами 9 и 10, равное 10 м, позволяет фиксировать гидростатическую ступень, т.е. разница гидростатических давлений при плотности среды в 1000 кг/м3 (пресная вода) будет равна 1 атм. Учитывая, что плотность воды в большинстве нефтяных месторождениях больше 1000 кг/м3, а плотность нефти меньше 1000 кг/м3, по разнице показаний двух манометров 9 и 10 определяется содержание воды и нефти в общем объеме притекающей жидкости.According to studies, when the pressure gauge 10 is placed at a distance of H less than 10 m from the upper perforation interval 5, the measurement accuracy decreases, and at H more than 50 m the effects associated with the release of dissolved oil gas and the separation of oil and water begin to affect due to their different densities. The distance h between the pressure gauges 9 and 10, equal to 10 m, allows you to fix the hydrostatic stage, i.e. the difference in hydrostatic pressures at a density of the medium of 1000 kg / m 3 (fresh water) will be 1 atm. Considering that the density of water in most oil fields is more than 1000 kg / m 3 and the density of oil is less than 1000 kg / m 3 , the content of water and oil in the total volume of inflowing liquid is determined by the difference in the readings of two manometers 9 and 10.

Далее запускают в работу скважинный насос 6, которым в течение 1-2 ч снижают динамический уровень жидкости 8 в скважине 1 до уровня не ниже подвески насоса 6. В течение этого времени регистрируют давления манометрами 9 и 10 с точностью не менее 100 Па и дебит жидкости дебитометром 12. Затем насос останавливается, фиксируется время остановки и продолжается регистрация восстановления давления, дебита жидкости и уровня жидкости 8 в течение 10-15 ч. Таким образом, получают кривые восстановления давления (КВД), т.е. зависимость давления (показаний манометров) от времени. Кроме того, в результате исследований имеются данные о дебите жидкости и динамическом уровне жидкости 8 в скважине 1 в зависимости от времени.Next, the borehole pump 6 is put into operation, which reduces the dynamic level of the fluid 8 in the well 1 within 1-2 hours to a level not lower than the suspension of the pump 6. During this time, the pressure is recorded with manometers 9 and 10 with an accuracy of at least 100 Pa and the flow rate with a debitometer 12. Then the pump stops, the stop time is recorded and the restoration of pressure, flow rate and liquid level 8 continues to be recorded for 10-15 hours. Thus, pressure recovery curves (HPC) are obtained, i.e. dependence of pressure (pressure gauges) on time. In addition, as a result of research, there is data on the fluid flow rate and the dynamic level of fluid 8 in well 1 as a function of time.

Согласно исследованиям, при продолжительности отбора жидкости скважинным насосом 6 в течение менее 1 ч, для большинства коллекторов уровень жидкости 8 оказывается значительно выше подвески насоса 6, что приводит к потере части анализируемых данных, тогда как при продолжительности отбора жидкости более 2 ч, приток практически прекращается ввиду снижения уровня жидкости 8 до подвески насоса 6, что может привести к его поломке. При продолжительности регистрации восстановления давлений в течение менее 10 ч, в большинстве скважин уровень жидкости 8 не успевает восстановиться, а при более 15 ч - не имеет смысла, т.к. дальнейшего восстановления уровня жидкости 8 практически не наблюдается. Точность замеров давления не менее 100 Па необходима для определения плотности жидкости до третьего знака после запятой в г/см3.According to studies, when the duration of fluid withdrawal by the downhole pump 6 for less than 1 h, for most reservoirs, the fluid level 8 is significantly higher than the suspension of the pump 6, which leads to the loss of part of the analyzed data, whereas when the duration of fluid withdrawal is more than 2 hours, the flow practically stops due to the decrease in the level of liquid 8 to the suspension of the pump 6, which can lead to its breakdown. With the duration of recording pressure recovery for less than 10 hours, in most wells the fluid level 8 does not have time to recover, and with more than 15 hours it does not make sense, because there is practically no further recovery of liquid level 8. The accuracy of pressure measurements of at least 100 Pa is necessary to determine the density of the liquid to the third decimal place in g / cm 3 .

Обводненность В скважины 1 при различных значениях полученных давлений рассчитывают по формуле (1) в %:Water cut In well 1 at various values of the obtained pressures calculated by the formula (1) in%:

Figure 00000003
Figure 00000003

где Рниж - показания давления нижнего манометра 10, атм.,where P bottom - pressure readings of the lower manometer 10, atm.,

Рверх - показания давления верхнего манометра 9, атм.,P top - pressure readings of the upper pressure gauge 9, atm.,

ρв - плотность пластовой воды, г/см3,ρ in the density of produced water, g / cm 3 ,

ρн - плотность пластовой нефти, г/см3.ρ n - density of reservoir oil, g / cm 3 .

Затем, сопоставляя данные об уровне жидкости в скважине, дебите жидкости и полученных расчетных значениях обводненности, отнесенных к каждому временному промежутку (например, замеры проводились каждую минуту), рассчитывают дебит нефти qн в т/сут по формуле (2):Then, comparing the data on the liquid level in the well, the fluid rate and the calculated water cut calculated for each time period (for example, measurements were taken every minute), the oil flow rate q n in t / day is calculated by the formula (2):

Figure 00000004
Figure 00000004

где qж - дебит жидкости, замеренный глубинным дебитометром 12, т/сут,where q W - flow rate measured by a depth flow meter 12, t / day,

В - обводненность скважины 1, рассчитанная по формуле (1), %.In - the water cut of the well 1, calculated by the formula (1),%.

По полученным данным строят график зависимости дебита нефти от уровня жидкости в скважине (фиг. 2) и определяют диапазон значений динамического уровня с наибольшими значениями дебита нефти.According to the data obtained, a graph is built of the dependence of the oil production rate on the fluid level in the well (Fig. 2) and a range of dynamic level values with the highest oil production rates is determined.

Следует отметить, что форма кривой дебита нефти, приведенная на фиг. 2, является типичной для неоднородных коллекторов. При минимальных значениях отбора жидкости из скважины (и соответствующего уровня жидкости) дебит нефти также минимален, тогда как при максимальных отборах жидкости дебит нефти низок ввиду различия между плотностью отбираемых нефти и воды. Вода быстрее фильтруется к забою скважины в отличие от нефти, что особенно ощутимо в неоднородных по проницаемости коллекторах (например, слоистых) и/или в коллекторах с повышенной вязкостью нефти. При этом оптимальное значение темпов отбора (дебита жидкости) и, соответственно, максимальное значение дебита нефти при невысокой обводненности, находится в пределах двух указанных крайних случаях.It should be noted that the shape of the oil flow curve shown in FIG. 2 is typical of heterogeneous reservoirs. At the minimum values of fluid withdrawal from the well (and the corresponding fluid level), the oil production rate is also minimal, while at maximum production rates the oil production rate is low due to the difference between the density of the extracted oil and water. Water is quickly filtered towards the bottom of the well, unlike oil, which is especially noticeable in reservoirs that are heterogeneous in permeability (for example, layered) and / or in reservoirs with increased oil viscosity. In this case, the optimal value of the rates of selection (fluid flow rate) and, accordingly, the maximum oil flow rate at low water cut, is within the two specified extreme cases.

В соответствии с полученными оптимальными значениями динамического уровня жидкости 8 в скважине 1, позволяющими достигать максимального значения дебита нефти, подбирают режим работы штангового глубинного насоса 6. В данном режиме ведут эксплуатацию скважины 1.In accordance with the obtained optimal values of the dynamic level of the fluid 8 in the well 1, allowing to achieve the maximum value of the oil flow rate, select the operation mode of the sucker rod pump 6. In this mode, the operation of the well 1.

Результатом внедрения данного способа является повышение темпов отбора нефти из продуктивного пласта.The result of the implementation of this method is to increase the rate of oil extraction from the reservoir.

Примеры конкретного выполнения способа.Examples of specific performance of the method.

Пример 1. Скважина 1 обсажена обсадной колонной 2, зацементирована цементным кольцом 3 и вторично вскрыта в неоднородном нефтенасыщенном пласте 4 (фиг. 1) перфорационными отверстиями 5. Глубина залегания кровли пласта составляет 1714 м. Верхние интервалы перфорации 5 соответствуют данной глубине. Пласт состоит из трех терригенных пропластков с проницаемостью 210-450 мД. Между пропластками имеются слои глин толщиной в среднем 1 м. Толщина нефтенасыщенных пропластков составляет 2-4 м, вязкость нефти в пластовых условиях в среднем 15 мПа⋅с, плотность пластовой нефти в пластовых условиях ρн=0,820 г/см3, плотность пластовой воды в пластовых условиях ρв=1,095 г/см3.Example 1. Well 1 is cased with casing 2, cemented with cement ring 3 and re-opened in a heterogeneous oil-saturated formation 4 (Fig. 1) with perforations 5. The depth of the formation roof is 1714 m. The upper perforation intervals 5 correspond to this depth. The reservoir consists of three terrigenous interlayers with a permeability of 210-450 mD. Between the interlayers there are clay layers with an average thickness of 1 m. The thickness of oil-saturated interlayers is 2-4 m, the viscosity of oil in reservoir conditions is on average 15 mPa⋅s, the density of reservoir oil in reservoir conditions is ρ n = 0.820 g / cm 3 , the density of formation water in reservoir conditions ρ in = 1,095 g / cm 3 .

Текущий дебит нефти скважины 1 составляет q0=1,8 т/сут, обводненность В=90,3%.The current oil production rate of well 1 is q 0 = 1.8 t / day, water cut B = 90.3%.

Скважинный штанговый насос 6, спущенный на насосно-компрессорных трубах 7 ниже динамического уровня жидкости 8, останавливают. Медленно стравливают межтрубное давление во избежание образования пены. Монтируют оборудование для исследований. Для этого предварительно тарированные в метрологическом отделе автономные манометры 9 (верхний) и 10 (нижний) подключает к компьютеру и синхронизирует по времени. Глубинные манометры используют типа АЦМ-6. После приведения показаний манометров 9 и 10 к нулевой линии (показаниям на устье) посредствам их выдержки на устье в течение 10 минут, манометры спускают в скважину 1 на кабеле 11 выше верхнего интервала перфорации 5 на Н=10 м. Связку из двух манометров располагают друг от друга на расстоянии h=10 м. Таким образом, нижний манометр 10 устанавливают на глубине 1704 м, а верхний 9 - на глубине 1694 м. Помимо этого для замера притока жидкости вместе с манометрами 9 и 10 спускают глубинный дебитометр 12 типа РГД-2М. При спуске приборов используют запись файла времени от глубины спуска приборов. Фиксируют время достижения необходимой глубины.The downhole sucker rod pump 6, lowered on the tubing 7 below the dynamic level of the fluid 8, is stopped. Slowly relieve annular pressure to prevent foam formation. Mount equipment for research. To do this, the autonomous manometers 9 (upper) and 10 (lower) previously calibrated in the metrology department connect to the computer and synchronize in time. Depth gauges use type ACM-6. After bringing the readings of gauges 9 and 10 to the zero line (readings at the mouth) by holding them at the mouth for 10 minutes, the gauges are lowered into the well 1 on cable 11 above the upper perforation interval 5 by H = 10 m. A bundle of two gauges is placed one on the other from a friend at a distance of h = 10 m. Thus, the lower pressure gauge 10 is installed at a depth of 1704 m, and the upper 9 is installed at a depth of 1694 m. In addition, a depth debit meter 12 of the RGD-2M type is lowered along with manometers 9 and 10. . When lowering the instruments, use the time file record from the depth of the lowering of the instruments. Fix the time to reach the required depth.

Далее запускают в работу скважинный насос 6, которым в течение 1 ч снижают динамический уровень жидкости 8 в скважине 1 до уровня не ниже подвески насоса 6. В течение этого времени регистрируют давления манометрами 9 и 10 с точностью 100 Па и дебит жидкости дебитометром 12. Затем насос останавливают, фиксируют время остановки и продолжают регистрацию давления, дебита жидкости и уровня жидкости 8 в течение 10 ч.Next, the borehole pump 6 is put into operation, which reduces the dynamic level of the fluid 8 in the borehole 1 to a level not lower than the suspension of the pump 6 within 1 h. During this time, the pressure is recorded with gauges 9 and 10 with an accuracy of 100 Pa and the flow rate of the liquid with a debitometer 12. Then the pump is stopped, the stop time is recorded and the registration of pressure, flow rate and fluid level 8 is continued for 10 hours

Таким образом, получают кривые восстановления давления (КВД), т.е. зависимость давления (показаний манометров) от времени. Кроме того, в результате исследований имеются данные о дебите жидкости и динамическом уровне жидкости 8 в скважине 1 в зависимости от времени.Thus, pressure recovery curves (HPC) are obtained, i.e. dependence of pressure (pressure gauges) on time. In addition, as a result of research, there is data on the fluid flow rate and the dynamic level of fluid 8 in well 1 as a function of time.

Обводненность В скважины 1 при различных значениях полученных давлений рассчитывают по формуле (1). Затем, сопоставляя данные об уровне жидкости в скважине, дебите жидкости и полученных расчетных значениях обводненности, отнесенных к каждому временному промежутку (замеры проводились каждые три минуты), рассчитывают дебит нефти qH по формуле (2).Water cut In well 1 at various values of the obtained pressures calculated by the formula (1). Then, comparing the data on the fluid level in the well, fluid flow rate and the calculated water cut calculated for each time interval (measurements were taken every three minutes), the oil flow rate qH is calculated by the formula (2).

По полученным данным строят график зависимости дебита нефти от уровня жидкости в скважине (фиг. 2). По графику определяют, что оптимальный диапазон значений динамического уровня составляет 1130-1190 м, при котором достигается наибольший дебит нефти 3 т/сут.According to the data obtained, a graph is plotted for the dependence of oil production on the fluid level in the well (Fig. 2). According to the schedule, it is determined that the optimal range of dynamic level values is 1130-1190 m, at which the highest oil production rate of 3 t / day is achieved.

В соответствии с полученными оптимальными значениями динамического уровня жидкости 8 в скважине 1, подбирают режим работы штангового глубинного насоса 6. В данном режиме ведут эксплуатацию скважины 1.In accordance with the obtained optimal values of the dynamic level of the fluid 8 in the well 1, select the operating mode of the sucker rod pump 6. In this mode, the operation of the well 1.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Пласты имеют иные геолого-физические характеристики. Связку из двух манометров 9 и 10 спускают выше верхнего интервала перфорации на 50 м. Снижение динамического уровня жидкости 8 в скважине 1 до уровня не ниже подвески насоса 6 выполняют в течение 2 ч. Регистрацию кривых восстановления давления осуществляют в течение 15 ч.Example 2. Perform as example 1. The layers have other geological and physical characteristics. A bunch of two manometers 9 and 10 are lowered above the upper perforation interval by 50 m. The dynamic level of fluid 8 in well 1 is reduced to a level no lower than the suspension of pump 6 within 2 hours. Recording pressure recovery curves is carried out for 15 hours.

В результате проведенных работ и подбора оптимального режима работы штангового глубинного насоса 6, удалось повысить дебит нефти с 1,8 т/сут до 3,0 т/сут, т.е. прирост составил 1,2 т/сут. Обводненность продукции скважины 1 снизилась с 90,3% до 81,4%, т.е. уменьшение составило 8,9%. По прототипу при прочих равных условиях прирост дебита нефти составил 0,6 т/сут, снижение обводненности - 2,7%.As a result of the work carried out and the selection of the optimal operating mode of the sucker rod pump 6, it was possible to increase the oil production rate from 1.8 tons / day to 3.0 tons / day, i.e. the increase was 1.2 tons / day. The water cut of the production of well 1 decreased from 90.3% to 81.4%, i.e. the decrease was 8.9%. According to the prototype, ceteris paribus, the increase in oil production was 0.6 tons / day, the decrease in water cut was 2.7%.

Предлагаемый способ позволяет повысить темпы отбора нефти из скважины и уменьшить ее обводненность за счет подбора оптимальных режимов работы насоса в результате анализа данных исследований скважины с применением двух глубинных манометров.The proposed method allows to increase the rate of oil withdrawal from the well and to reduce its water cut due to the selection of optimal pump operating conditions as a result of analysis of the well research data using two depth gauges.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения темпов отбора нефти из продуктивного пласта.The application of the proposed method will solve the problem of increasing the rate of oil selection from the reservoir.

Claims (10)

Способ подбора оптимального режима работы нефтяной скважины, включающий остановку скважины, спуск в скважину глубинных дебитомеров и манометров, снятие кривых восстановления давления, отличающийся тем, что при проведении исследований в ствол остановленной скважины выше верхнего интервала перфорации на 10-50 метров спускают связку из двух манометров, синхронизированных по времени и расположенных друг от друга на расстоянии 10 метров, а также дебитометра, скважинный насос запускают в работу, отбирают жидкость из скважины до снижения уровня не ниже подвески насоса в течение 1-2 часов, насос останавливают и указанными двумя манометрами регистрируют кривые восстановления давления с точностью не менее 100 Па и дебит жидкости с помощью дебитометра в течение 10-15 часов, после чего обводненность В при различных значениях полученного давления рассчитывают по формуле в %:A method for selecting the optimal operating mode of an oil well, including shutting down the well, lowering deep flowmeters and manometers into the well, taking pressure recovery curves, characterized in that when conducting research into the well of a stopped well above the upper perforation interval, a bundle of two manometers is lowered synchronized in time and located at a distance of 10 meters from each other, as well as a flow meter, the well pump is put into operation, fluid is taken from the well to reduce the level not lower than the pump suspension for 1-2 hours, the pump is stopped and the pressure recovery curves are recorded with the accuracy of at least 100 Pa and the liquid flow rate using a flow meter for 10-15 hours with the indicated two pressure gauges, after which the water cut B at different values of the pressure obtained is calculated according to the formula in%:
Figure 00000005
Figure 00000005
 где Рниж - показания давления нижнего манометра, атм.,where P bottom - pressure readings of the lower manometer, atm., Рверх - показания давления верхнего манометра, атм.,P top - readings of the pressure of the upper pressure gauge, atm., ρв - плотность пластовой воды, г/см3,ρ in the density of produced water, g / cm 3 , ρн - плотность пластовой нефти, г/см3,ρ n - density of reservoir oil, g / cm 3 , сопоставляя данные об уровне жидкости в скважине, дебите жидкости и полученных расчетных значениях обводненности, отнесенных к каждому временному промежутку, рассчитывают дебит нефти qH по формуле в т/сут:comparing the data on the fluid level in the well, fluid flow rate and the calculated water cut calculated for each time period, the oil flow rate qH is calculated using the formula in t / day:
Figure 00000006
Figure 00000006
 где qж - дебит жидкости, замеренный глубинным дебитометром, т/сут,where q W - flow rate measured by a depth flow meter, t / day, по полученным данным строят график зависимости дебита нефти от уровня жидкости в скважине и определяют диапазон значений динамического уровня с наибольшими значениями дебита нефти, в соответствии с полученными оптимальными значениями динамического уровня жидкости в скважине, позволяющими достигать максимального значения дебита нефти, подбирают режим работы штангового глубинного насоса.according to the data obtained, a graph is built of the dependence of the oil production rate on the liquid level in the well and the range of dynamic level values is determined with the highest oil production rates, in accordance with the obtained optimal values of the dynamic fluid level in the well, which allow reaching the maximum oil production rate, the operating mode of the sucker rod pump is selected .
RU2018103785A 2018-01-31 2018-01-31 Method for selecting the optimal operating mode of oil well RU2683435C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2018103785A RU2683435C1 (en) 2018-01-31 2018-01-31 Method for selecting the optimal operating mode of oil well

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2018103785A RU2683435C1 (en) 2018-01-31 2018-01-31 Method for selecting the optimal operating mode of oil well

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2683435C1 true RU2683435C1 (en) 2019-03-28

Family

ID=66089677

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2018103785A RU2683435C1 (en) 2018-01-31 2018-01-31 Method for selecting the optimal operating mode of oil well

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2683435C1 (en)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2724728C1 (en) * 2019-09-30 2020-06-25 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Method of selecting optimal mode of oil well operation
CN114560540A (en) * 2022-04-13 2022-05-31 北京天绿恒力科技有限公司 Chlorine dioxide disinfection system for drinking water
CN114622869A (en) * 2020-12-10 2022-06-14 中国石油天然气股份有限公司 Method for determining intermittent pumping system of low-yield liquid oil well

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2014448C1 (en) * 1991-04-30 1994-06-15 Туркменский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности Method of optimizing gas-lift well operation duty
RU2074955C1 (en) * 1993-10-27 1997-03-10 Сейфулла Рамиз Гурбанов Method for control of pump-operated well
RU2283425C2 (en) * 2004-04-08 2006-09-10 Общество с ограниченной ответственностью "Дарси Ойл Инжиниринг" Method for bringing formation-well-pump system into effective operating mode with the use of indicator diagram
RU2011111467A (en) * 2011-03-25 2012-09-27 Республиканское унитарное предприятие "Производственное объединение "Белоруснефть" (BY) METHOD FOR HYDRODYNAMIC RESEARCHES OF OIL WELLS EQUIPPED WITH ELECTRIC CENTRIFUGAL PUMPS WITH A CURRENT FREQUENCY CONVERTER
RU2610941C1 (en) * 2015-12-02 2017-02-17 Ильдар Зафирович Денисламов Evaluation method of production watering in oil-producing well
EA026205B1 (en) * 2013-09-03 2017-03-31 Тоо "Алстронтелеком" Method for bringing a well equipped with a deep-well pump to an efficient operating mode on the basis of indicator curve record

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2014448C1 (en) * 1991-04-30 1994-06-15 Туркменский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности Method of optimizing gas-lift well operation duty
RU2074955C1 (en) * 1993-10-27 1997-03-10 Сейфулла Рамиз Гурбанов Method for control of pump-operated well
RU2283425C2 (en) * 2004-04-08 2006-09-10 Общество с ограниченной ответственностью "Дарси Ойл Инжиниринг" Method for bringing formation-well-pump system into effective operating mode with the use of indicator diagram
RU2011111467A (en) * 2011-03-25 2012-09-27 Республиканское унитарное предприятие "Производственное объединение "Белоруснефть" (BY) METHOD FOR HYDRODYNAMIC RESEARCHES OF OIL WELLS EQUIPPED WITH ELECTRIC CENTRIFUGAL PUMPS WITH A CURRENT FREQUENCY CONVERTER
EA026205B1 (en) * 2013-09-03 2017-03-31 Тоо "Алстронтелеком" Method for bringing a well equipped with a deep-well pump to an efficient operating mode on the basis of indicator curve record
RU2610941C1 (en) * 2015-12-02 2017-02-17 Ильдар Зафирович Денисламов Evaluation method of production watering in oil-producing well

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2724728C1 (en) * 2019-09-30 2020-06-25 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Method of selecting optimal mode of oil well operation
CN114622869A (en) * 2020-12-10 2022-06-14 中国石油天然气股份有限公司 Method for determining intermittent pumping system of low-yield liquid oil well
CN114560540A (en) * 2022-04-13 2022-05-31 北京天绿恒力科技有限公司 Chlorine dioxide disinfection system for drinking water

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2362875C2 (en) Method of evaluating pressure in underground reservoirs
RU2683435C1 (en) Method for selecting the optimal operating mode of oil well
CN107563899B (en) Oil-gas well productivity prediction method and device
CN104504604B (en) A kind of method of qualitative Wellbore of Gas Wells hydrops
RU2610941C1 (en) Evaluation method of production watering in oil-producing well
RU2513796C1 (en) Method for dual operation of water-producing well equipped with electric centrifugal pump
RU2371576C1 (en) Method of simultaneously-divided survey and development of multipay field (versions)
RU2394153C1 (en) Procedure for operation of high water flooded oil well
CN110397425A (en) Coal seam gas production well flowing bottomhole pressure (FBHP) control system and control method
US2360742A (en) Apparatus for determining production potentials of oil wells
CN105804713B (en) A kind of quick method for determining each substratum well head water filling of water injection well and starting pressure
EA038439B1 (en) Method and arrangement for operating an extraction of a fluid in a borehole
RU2540720C1 (en) Development of oil seam by horizontal well extensions
RU2539445C1 (en) Method for determining formation pressure in oil producer equipped with submerged electric-driven pump
RU2700738C1 (en) Method of improving reliability of water cut monitoring of products of oil producing wells equipped with sucker-rod bottom pumps
Millikan et al. Bottom-hole pressures in oil wells
RU2283425C2 (en) Method for bringing formation-well-pump system into effective operating mode with the use of indicator diagram
US2340993A (en) Method of testing wells
CN109162707A (en) Drop ply position judgment method in a kind of drilling process
RU2202039C2 (en) Process of completion, examination of operation of wells
RU2243372C1 (en) Method for hydrodynamic examination of horizontal wells
RU2544204C1 (en) Development of oil seam by horizontal wells
RU2724728C1 (en) Method of selecting optimal mode of oil well operation
RU2685379C1 (en) Method for determining the pressure of oil saturation by gas in the well
US3410137A (en) Well pressure data testing method