RU2709046C1 - Способ построения карт изобар - Google Patents
Способ построения карт изобар Download PDFInfo
- Publication number
- RU2709046C1 RU2709046C1 RU2019100280A RU2019100280A RU2709046C1 RU 2709046 C1 RU2709046 C1 RU 2709046C1 RU 2019100280 A RU2019100280 A RU 2019100280A RU 2019100280 A RU2019100280 A RU 2019100280A RU 2709046 C1 RU2709046 C1 RU 2709046C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- ics
- gas
- database
- wells
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 13
- FNYLWPVRPXGIIP-UHFFFAOYSA-N Triamterene Chemical compound NC1=NC2=NC(N)=NC(N)=C2N=C1C1=CC=CC=C1 FNYLWPVRPXGIIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 22
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 16
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 13
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 4
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 11
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 8
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 abstract description 3
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 238000011160 research Methods 0.000 description 3
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 2
- 230000009897 systematic effect Effects 0.000 description 2
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 244000309464 bull Species 0.000 description 1
- 230000008094 contradictory effect Effects 0.000 description 1
- 230000000881 depressing effect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 238000007726 management method Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
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
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
-
- 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
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V99/00—Subject matter not provided for in other groups of this subclass
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при построении карт изобар для разрабатываемых нефтегазоконденсатных месторождений. Техническим результатом является повышение точности оперативного построения карты изобар месторождения ИУС промысла в автоматическом режиме по требованию обслуживающего персонала. Способ включает использование результатов газогидродинамических исследований (ГДИ) и промысловых данных по всем скважинам, которые занесены в базу данных (БД) информационно-управляющей системы (ИУС) добывающего промысла. ИУС контролирует средствами систем телеметрии кустов газовых скважин устьевое давление Ру, устьевую температуру Ту, расход газа Q и записывает их в свою БД. Используя записанные данные, ИУС определяет значения забойного Рз.р. и пластового давления Рпр.. Для повышения точности построения карты изобар, перед проведением ГДИ любой из скважин, ИУС подает команду в систему телеметрии на прекращение контроля этой скважины. После чего обслуживающий персонал промысла проводит ГДИ этой скважины. По окончании исследований обслуживающий персонал промысла осуществляет загрузку в БД ИУС результатов проведенных ГДИ скважины, включающих и измерение пластового давления Рп.ман. с помощью глубинного манометра. По окончании загрузки данных система производит расчет абсолютного отклонения последнего расчетного значения пластового давления от фактически измеренного для данной скважины по математической формуле и его относительного отклонения по математической формуле. Закончив указанные вычисления, ИУС подает команду системе телеметрии осуществлять контроль параметров скважины с заданным шагом дискретизации и передавать их ей. Получив эти данные, ИУС вычисляет уточненное значение пластового давления по математической формуле и вносит их в свою БД.
Description
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при построении карт изобар для разрабатываемых нефтегазоконденсатных месторождений.
Карты изобар широко используются при анализе состояния разработки нефтегазоконденсатных месторождений и планировании геолого-технических мероприятий. Соответственно, оперативное построение достоверных карт изобар является одной из важнейших задач для любого добывающего нефтегазоконденсатную продукцию предприятия.
Известен «Способ построения карт изобар» для нефтегазоконденсатных месторождений [стр. 150, Васильевский В.П., Петров А.И. Исследование нефтяных пластов и скважин. М., «Недра», 1973, 344 с.]. Исходными данными для построения карт изобар являются величины пластовых давлений, замеренных в скважинах во время проведения газогидродинамических исследований (ГДИ) и приведенных к выбранной горизонтальной плоскости. Строящиеся по этим данным карты приближенно характеризуют сглаженную пьезометрическую поверхность без депрессионных воронок вблизи забоя эксплуатационной скважины. Так как пьезометрическая поверхность во времени изменяется, то карта изобар характеризует ее форму лишь на определенный зафиксированный момент.
Недостатком данного способа является то, что для его реализации необходим практически полный охват фонда скважин ГДИ. А это не всегда целесообразно из-за возможных больших потерь добычи продукта во время их проведения. К тому же замеры пластовых давлений по всем скважинам месторождения должны быть проведены в достаточно короткий промежуток времени, в течение которого форма общей пьезометрической поверхности не успевает заметно измениться.
В ряде случаев остановка скважин для определения пластового давления нецелесообразна или не рекомендуется по техническим причинам. В частности, если обсадная колонна негерметична, то частые остановки скважины для замера пластового давления могут увеличить опасность утечки газа через не герметичности колонны. При больших глубинах залежи остановка скважин на длительное время нецелесообразна из-за аномально высокого пластового давления. Остановка скважин для измерения пластового давления на месторождениях с низкими коллекторскими свойствами снижает коэффициент эксплуатации скважин, вскрывших пласты, и связана с длительной стабилизацией и восстановлением давления [См. стр. 114, А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, Г.А. Зотов. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995, с. 499].
Также ГДИ нельзя проводить на нескольких скважинах одновременно, особенно если они расположены близко друг к другу, так как в этом случае на величину замеряемого в каждой скважине давления будут влиять остановки других скважин. Поэтому календарный график замеров пластовых давлений с целью построения карты изобар должен составляться таким образом, чтобы:
- все замеры были проведены в возможно более короткий срок;
- на величину измеряемого в каждой скважине пластового давления не влияли остановки других скважин, которые связанны с замерами в них пластовых давлений.
Эти два требования противоречивы, и выполнить их одновременно практически не удается.
График замеров составляется так, чтобы в основном выполнялось второе требование, т.е. отсутствовало влияние других скважин. В результате на дату построения карт изобар лишь небольшая часть фонда скважин оказывается охваченной замерами. Для остальных скважин используются либо устаревшие замеры, либо замеры по ближайшим скважинам с использованием не всегда корректных методов приведения замеров пластовых давлений по скважинам к одной дате. Чаще всего используется метод линейной интерполяции [См. стр. 150, Васильевский В.П., Петров А.И. Исследование нефтяных пластов и скважин. М., «Недра», 1973, с. 344].
Кроме того, в соответствии с регламентом РД 153-39.0-109-01 (Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений. - М.: Наука, 2002. - 95 с.) периодичность проведения замеров пластового давления составляет от полугода до года, в то время как построение карт изобар необходимо выполнять ежеквартально. В то же самое время замеры пластового давления проводятся либо равномерно по всему фонду скважин в течение года, либо по определенной выборке скважин в течение короткого периода времени.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является «Способ построения карт изобар» для нефтегазоконденсатных месторождений (Патент на изобретение РФ №2634770, опубликовано 03.11.2017, Бюл. №31). Способ включает использование результатов ГДИ и промысловых данных по всем скважинам, которые занесены в базы данных (БД) информационно-управляющей системы (ИУС). Для этого система телеметрии кустов газовых скважин в реальном масштабе времени производит с заданным шагом дискретизации измерения: устьевого давления Ру, устьевой температуры Ту, расхода газа Q и передает их в ИУС установки комплексной/предварительной подготовки газа (УКПГ/УППГ). Используя их и паспортные данные скважин, система расчетным путем определяет значения забойного давления Рз.р. и пластового давления Рп.р., которые также записывает в БД ИУС. По команде на построение карты изобар система, используя хранящиеся в ее базе данные, производит построение карты изобар в автоматическом режиме для любой указанной в задании даты.
Существенным недостатком указанного способа является его достаточно высокая погрешность. Она связана с тем, что определение давления в забое скважины и в пласте производится расчетным путем на основе текущего значения устьевого (заколонного) давления, измеряемого системой телеметрии, и уступает по точности методу измерения забойного, пластового давления глубинным манометром.
Целью изобретения является оперативное построение карт изобар с максимальной точностью.
Техническим результатом изобретения является повышение точности построения карт изобар.
Решение поставленной задачи и технический результат достигаются тем, что способ построения карты изобар для нефтегазоконденсатных месторождений, включает использование результатов ГДИ и промысловых данных по всем скважинам, которые занесены в БД ИУС добывающего промысла. ИУС контролирует средствами систем телеметрии кустов газовых скважин устьевое давление Ру, устьевую температуру Ту, расхода газа Q, и записывает их в свою БД. Используя записанные данные, ИУС определяет значения забойного Рз.р. и пластового давление Рп.р.. По команде на построение карты изобар система, используя хранящиеся в ее базе данные, производит построение карты изобар в автоматическом режиме для любой указанной в задании даты.
Для повышения точности построение карты изобар, перед проведением ГДИ любой из скважин, ИУС подает команду в систему телеметрии на прекращение контроля этой скважины. После чего обслуживающий персонал промысла проводит ГДИ этой скважины. По окончании исследований обслуживающий персонал промысла осуществляет загрузку в БД ИУС результатов проведенных ГДИ скважины, включающих и измерение пластового давления - Рп.ман. с помощью глубинного манометра. По окончании загрузки данных система производит расчет абсолютного отклонения последнего расчетного значения - Рп.р. пластового давления от фактически измеренного для данной скважины по формуле Δ=Рп.ман. - Рп.р. и его относительного отклонения по формуле . Закончив указанные вычисления ИУС подает команду системе телеметрии осуществлять контроль параметров скважины с заданным шагом дискретизации и передавать их ей. Получив эти данные, ИУС вычисляет уточненное значение пластового давления по формуле:
и вносит их в свою БД.
Предложенный способ реализуют следующим образом. Результаты ГДИ по всем скважинам заносят в БД ИУС.
Используя средства системы телеметрии кустов газовых скважин, в реальном масштабе времени производят с заданным шагом дискретизации измерения: устьевого давления Ру, устьевой температуры Ту и расхода газа Q по каждой скважине и передают их в ИУС. ИУС записывает их в свою БД и используя результаты измерений параметров Ру, Ту, Q и паспортным данным скважин ИУС расчетным путем определяет значения забойного - Рз.р. и пластового давления - Рп.р., которые также записывает в свою БД.
При этом, для не работающих скважин значение забойного давления принимают равным значению пластовому давлению, и его определяют из соотношения [см. например, Гриценко А.И., Алиев З.С. и др. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995. - 523 с., стр. 110, формула (3.3)]:
L - глубина скважины;
zcp - среднее значение коэффициента сжимаемости газа;
Тср - средняя температура газа в интервале между нейтральным слоем земли в данном регионе и глубиной скважины L.
Если скважина не работает, среднюю температуру газа Тср определяют по формуле:
где Тнс - температура нейтрального слоя земли;
TL - температура газа на глубине L, т.е. на расчетной глубине.
Если с момента остановки скважины прошло не более десяти часов, то среднюю температуру газа Тср определяют по формуле:
где Ту - температура газа на устье скважины на момент построения карты изобар.
Значение пластового давления Рп.р. в районе работающей скважины определяют через значение забойного давления Рз.р., которое вычисляют из соотношения [см. например, Гриценко А.И., Алиев З.С. и др. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995. - 523 с., стр. 117, (25.3)]:
λ - коэффициент гидравлического сопротивления;
D - внутренний диаметр фонтанных труб.
Среднюю температуру газа Тср для работающей скважины определяют из соотношения:
После определения значения - Рз.р. забойного давления работающей скважины на стационарных режимах фильтрации, значение пластового давления определяют по формуле [см. например, стр. 114, формула 17.3, А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, Г.А. Зотов. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995, с. 499]:
где a, b - коэффициенты фильтрационного сопротивления, которые определяют при проведении ГДИ.
Если обслуживающему персоналу дано задание провести на скважине i ГДИ, то перед его началом ИУС фиксирует значение пластового давления Рп.р._i используя формулу (1). После этого ИУС УКГП/УППГ подает команду системе телеметрии о прекращении работы i-ой скважины и обслуживающий персонал начинает проводить ГДИ. Во время ГДИ скважины глубинным манометром измеряется значение пластового давления скважины - Рп.ман._i и его принимают за истинное значение, которое сравнивают с расчетным и определяют его абсолютное отклонение по формуле:
Δi=Рп.ман._i-Рп.р._i
Далее определяется относительное отклонение определения пластового давления по результатам измерения системой телеметрии параметров на устье скважины относительно Рп.ман._i по формуле:
и заносится в БД ИУС УКПГ/УППГ.
Статистика проведенных измерений на Крайнем Севере во время ГДИ скважин с помощью систем телеметрии показала, что относительное отклонение, которое определяется по формуле (2), остается постоянным на достаточном долгом периоде эксплуатации скважины (практически от одного ГДИ скважин до другого) и можно принять ее как систематическую.
После окончания ГДИ i-ой скважины она снова подключается к системе телеметрии.
Учитывая полученные результаты удается более точно определять значения пластового давления в реальном режиме времени системой благодаря учету влияния относительного отклонения δРп_i к давлению, которое определяется по формуле (1). Это уточненное значение пластового давления в ИУС УКПГ/УППГ для i-ой скважины определяется по формуле:
и заносится в БД системы.
При требовании автоматического построения карты изобар для любой даты в ИУС УКПГ/УППГ для скважин используют уточненное значение пластового давления, которое определяется по формуле (3).
Таким образом, заявленное техническое решение позволяет существенно повысить точность построения карт изобар благодаря учету систематической относительной ошибки при прямых измерениях забойного и пластового давления, определяемого по результатам контроля рабочих параметров на устье каждой скважины с помощью ИУС.
Claims (5)
- Способ построения карты изобар для нефтегазоконденсатных месторождений, включающий использование результатов газогидродинамических исследований - ГДИ и промысловых данных по всем скважинам, которые занесены в базу данных - БД информационно-управляющей системы - ИУС добывающего промысла, контроль средствами систем телеметрии кустов газовых скважин устьевого давления Ру, устьевой температуры Ту, расхода газа Q и запись их в БД ИУС, определение забойного Рз.р. и пластового давления Рп.р., и по команде на построение карты изобар система, используя хранящиеся в ее базе данные, производит построение карты изобар в автоматическом режиме для любой указанной в задании даты, отличающийся тем, что перед проведением ГДИ скважины ИУС подает команду в систему телеметрии на прекращение контроля этой скважины, и после загрузки в БД ИУС результатов проведенных ГДИ скважины, включающих и измерение пластового давления Рп.ман. с помощью глубинного манометра, система производит расчет абсолютного отклонения последнего расчетного значения пластового давления от фактически измеренного для данной скважины по формуле Δ=Рп.ман.-Рп.р. и его относительного отклонения по формуле
- после чего подает команду системе телеметрии осуществлять контроль параметров скважины с заданным шагом дискретизации и передавать их в ИУС, которая вычисляет уточненные значения пластового давления, определяя его по формуле
- и вносит эти данные в свою БД.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2019100280A RU2709046C1 (ru) | 2019-01-09 | 2019-01-09 | Способ построения карт изобар |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2019100280A RU2709046C1 (ru) | 2019-01-09 | 2019-01-09 | Способ построения карт изобар |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2709046C1 true RU2709046C1 (ru) | 2019-12-13 |
Family
ID=69006530
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2019100280A RU2709046C1 (ru) | 2019-01-09 | 2019-01-09 | Способ построения карт изобар |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2709046C1 (ru) |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2148153C1 (ru) * | 1999-08-05 | 2000-04-27 | Предприятие по добыче газа "Ямбурггаздобыча" Российского акционерного общества "Газпром" | Способ определения начальных и текущих запасов газа газоконденсатного месторождения |
WO2009137398A2 (en) * | 2008-05-03 | 2009-11-12 | Saudi Arabian Oil Company | System, program product, and related methods for performing automated real-time reservoir pressure estimation enabling optimized injection and production strategies |
RU2416719C1 (ru) * | 2009-12-03 | 2011-04-20 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (ОАО "РИТЭК") | Способ изобарного картирования зонально-неоднородного продуктивного пласта |
RU2634770C1 (ru) * | 2016-07-12 | 2017-11-03 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ построения карт изобар для нефтегазоконденсатных месторождений |
-
2019
- 2019-01-09 RU RU2019100280A patent/RU2709046C1/ru active
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2148153C1 (ru) * | 1999-08-05 | 2000-04-27 | Предприятие по добыче газа "Ямбурггаздобыча" Российского акционерного общества "Газпром" | Способ определения начальных и текущих запасов газа газоконденсатного месторождения |
WO2009137398A2 (en) * | 2008-05-03 | 2009-11-12 | Saudi Arabian Oil Company | System, program product, and related methods for performing automated real-time reservoir pressure estimation enabling optimized injection and production strategies |
RU2416719C1 (ru) * | 2009-12-03 | 2011-04-20 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (ОАО "РИТЭК") | Способ изобарного картирования зонально-неоднородного продуктивного пласта |
RU2634770C1 (ru) * | 2016-07-12 | 2017-11-03 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ построения карт изобар для нефтегазоконденсатных месторождений |
Non-Patent Citations (2)
Title |
---|
. ТЮНЬКИН А.И. и др. Методика построения карт изобар с использованием результатов гидродинамических исследований и промысловых данных на примере Верх-Тарского месторождения, Нефтяное хозяйство, N5, 2009, с.66-69. * |
ТЮНЬКИН А.И. и др. Методика построения карт изобар с использованием результатов гидродинамических исследований и промысловых данных на примере Верх-Тарского месторождения, Нефтяное хозяйство, N5, 2009, с.66-69. * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2362875C2 (ru) | Способ определения давления в подземных пластах | |
AU2002300917B2 (en) | Method of predicting formation temperature | |
US7580797B2 (en) | Subsurface layer and reservoir parameter measurements | |
US4328705A (en) | Method of determining characteristics of a fluid producing underground formation | |
NO325069B1 (no) | Fremgangsmate for a optimere produksjonen fra et flerlags reservoarsystem ved kvantitativ analyse av reservoaregenskaper | |
EA033702B1 (ru) | Способ интерпретации распределенных температурных датчиков во время обработки ствола скважины | |
US20090114009A1 (en) | Method for analysis of pressure response in underground formations | |
US10858936B2 (en) | Determining geologic formation permeability | |
RU2634770C1 (ru) | Способ построения карт изобар для нефтегазоконденсатных месторождений | |
CN110945209A (zh) | 注入井中的或与注入井相关的改进 | |
Ibrahim et al. | Integration of pressure-transient and fracture area for detecting unconventional wells interference | |
US20070157719A1 (en) | Practical Methods to Estimate Horizontal and Vertical Permeabilities | |
RU2645055C1 (ru) | Способ автоматического прослушивания газовых и газоконденсатных скважин на месторождениях крайнего севера | |
AU2009200051B2 (en) | Refined analytical model for formation parameter calculation | |
RU2709046C1 (ru) | Способ построения карт изобар | |
Alberty et al. | The use of modeling to enhance the analysis of formation-pressure integrity tests | |
RU2651647C1 (ru) | Способ определения параметров ближней зоны пласта | |
CN111241652A (zh) | 一种确定地层原油粘度的方法及装置 | |
Podio et al. | Integrated well performance and analysis | |
Coimbra et al. | Flow rate measurement using test separator and PDG data allows individual and commingled production zone flow rate history calculation | |
RU2725996C1 (ru) | Способ определения параметров гидроразрыва пласта | |
RU2722331C1 (ru) | Способ построения карты изобар для нефтегазоконденсатных месторождений | |
AU2009200037B2 (en) | Simultaneous analysis of two data sets from a formation test | |
RU2815885C1 (ru) | Способ межскважинного гидропрослушивания в условиях газоконденсатных месторождений | |
Maltsev et al. | Evaluating Efficiency of Multilateral Producing Wells in Bottom Water-Drive Reservoir with a Gas Cap by Distributed Fiber-Optic Sensors and Continuous Pressure Monitoring |