RU2722331C1 - Способ построения карты изобар для нефтегазоконденсатных месторождений - Google Patents
Способ построения карты изобар для нефтегазоконденсатных месторождений Download PDFInfo
- Publication number
- RU2722331C1 RU2722331C1 RU2019117649A RU2019117649A RU2722331C1 RU 2722331 C1 RU2722331 C1 RU 2722331C1 RU 2019117649 A RU2019117649 A RU 2019117649A RU 2019117649 A RU2019117649 A RU 2019117649A RU 2722331 C1 RU2722331 C1 RU 2722331C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- oil
- gas
- ogcd
- ics
- Prior art date
Links
- FNYLWPVRPXGIIP-UHFFFAOYSA-N Triamterene Chemical compound NC1=NC2=NC(N)=NC(N)=C2N=C1C1=CC=CC=C1 FNYLWPVRPXGIIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 28
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 13
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 16
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 13
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 claims abstract description 3
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 claims description 6
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 3
- 230000009474 immediate action Effects 0.000 claims description 2
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 claims 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 abstract 2
- 238000013461 design Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000005856 abnormality Effects 0.000 description 1
- 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
- 239000012535 impurity Substances 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
- 239000004576 sand Substances 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
- 238000012360 testing method Methods 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
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Testing Or Calibration Of Command Recording Devices (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при построении карты изобар для разрабатываемых нефтегазоконденсатных месторождений (НГКМ). Техническим результатом является повышение точности оперативного построения в автоматическом режиме карты изобар месторождения с использованием информационно-управляющей системы (ИУС НГКМ) на любую заданную дату по требованию обслуживающего персонала. Способ включает использование паспортных данных скважин, которые занесены в базу данных (БД) ИУС НГКМ. Одновременно ИУС НГКМ контролирует средствами системы телеметрии кустов газовых скважин устьевое давление Ру, устьевую температуру Ту, расхода газа Qи, и записывает их в свою БД. По результатам этих измерений ИУС НГКМ осуществляет проверку каждой эксплуатируемой скважины на отсутствие нештатных ситуаций в ее работе. В случае выявления нештатной ситуации в работе скважины ИУС НГКМ исключает результаты сделанных измерений для построения карты изобар на эту дату и использует среднесуточное расчетное значение пластового давления, которое было определено на этой скважине непосредственно перед выявлением нештатной ситуации. Одновременно ИУС НГКМ выдает соответствующее сообщение обслуживающему персоналу для немедленного принятия мер по устранению нештатной ситуации.
Description
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при построении карт изобар для разрабатываемых нефтегазоконденсатных месторождений (НГКМ).
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 эксплуатируемого 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].
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, а построение карт изобар необходимо выполнять ежеквартально. А замеры пластового давления проводят либо равномерно по всему фонду эксплуатируемых 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 №2 634 770, опубликован 03.11.2017, Бюл. №31). Способ включает использование результатов газогидродинамических исследований и промысловых данных по всем скважинам, которые занесены в базу данных (БД) информационно-управляющей системы (ИУС) НГКМ. 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 Qи и передает их в ИУС НГКМ, которая записывает их в свою БД, и по ним ежедневно определяет среднесуточные значения этих контролируемых параметров. Используя их и паспортные данные скважин, система расчетным путем определяет значения забойного давления Рз.р и пластового давления Рп.р, которые также записывает в свою БД. 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 то, что при построении карты изобар не учитывается текущее состояние скважин. В результате этого снижается точность построения карты изобар.
В процессе эксплуатации нефтегазоконденсатных скважин нельзя исключить возникновения нештатных ситуации в их работе - формирования песчаной пробки на забое, увеличения количество воды в добываемом флюиде, гидратообразование в стволе скважины и т.д. Если в начальной стадии эксплуатации НГКМ с нарастающей добычей, эти нештатные ситуации будут возникать достаточно редко, то на стадиях эксплуатации со стабильной и падающей добычи, возникновение нештатных ситуаций, как правило, становится регулярным и с нарастающей частотой, по мере выработки запасов. При возникновении нештатных ситуаций в работе скважин определение значения забойного и пластового давления расчетным путем теряет свою актуальность, так как, не зная состав добываемого флюида (наличие воды или механических примесей в нем), состояние призабойной зоны и ствола скважины нельзя с достаточной степенью точности определить значение пластового давления. Поэтому в таких ситуациях построение карты изобар известным способом будет приводить к серьезным ошибкам. Исходя из этого, прежде чем строить карту изобар в автоматическом режиме с помощью ИУС НГКМ, необходимо провести проверку состояния работы каждой скважины НГКМ с целью выявления возможных нештатных ситуаций в их работе.
Целью изобретения является оперативное построение карт изобар с предельно возможной точностью и учетом текущего состояния скважин.
Техническим результатом изобретения является повышение точности построения карт изобар.
Решение поставленной задачи и технический результат достигаются тем, что способ построения карты изобар для НГКМ включает использование паспортных данных скважин, которые занесены в БД ИУС НГКМ. При этом ИУС НГКМ контролирует средствами системы телеметрии кустов газовых скважин устьевое давление Ру, устьевую температуру Ту, расход газа Qи, и записывает их в свою БД. После этого ИУС НГКМ, используя результаты проведенных измерений, осуществляет проверку каждой эксплуатируемой скважины на отсутствие нештатной ситуации в ее работе. В случае выявления нештатной ситуации в работе конкретной скважины ИУС НГКМ исключает результаты сделанных измерений для построения карты изобар на эту дату и использует среднесуточное расчетное значение пластового давления, которое было определено на этой скважине непосредственно перед выявлением нештатной ситуации. Одновременно ИУС НГКМ выдает соответствующее сообщение обслуживающему персоналу для немедленного принятия мер по устранению нештатной ситуации.
Используя записанные данные в БД, ИУС НГКМ вычисляет среднесуточные значения забойного давления 
и пластового давления 
для тех скважин, в работе которых не обнаружены нештатные ситуации.
Имея в наличии все среднесуточные значения пластового давления 
и данные о выявлении нештатных ситуаций по каждой скважине, по команде, поступающей в ИУС НГКМ, она строит карту изобар для всего месторождения на любую заданную дату. При этом достигается предельно возможная точность построения карты изобар благодаря оперативному контролю и учету состояния эксплуатируемых скважин в автоматическом режиме с помощью ИУС НГКМ.
Предложенный способ реализуют следующим образом. При построении карты изобар ИУС НГКМ в реальном масштабе времени определяет техническое состояние каждой скважины, например, так, как описано в патенте на изобретение РФ №2607004.
В случае выявления нештатной ситуации в работе скважины ИУС НГКМ выдает соответствующее сообщение обслуживающему персоналу для немедленного принятия мер по устранению нештатной ситуации.
Используя средства системы телеметрии кустов газовых скважин ИУС НГКМ в реальном масштабе времени производит с заданным шагом дискретизации измерения: устьевого давления Ру, устьевой температуры Ту и расхода газа Qи, на каждой скважине и записывает их в свою БД.
Используя результаты этих измерений, полученные в течение суток, ИУС НГКМ определяет среднесуточные значения всех этих параметров для тех скважин, которые работают в нормальном режиме. По среднесуточным значениям параметров 
и паспортным данным скважин ИУС НГКМ расчетным путем определяет среднесуточные значения пластового давления 
которые также записывает в свою БД. По команде система осуществляет в автоматическом режиме построение карты изобар для любой указанной в задании даты, используя значения указанных данных, хранящихся в ее БД.
В случае выявления нештатной ситуации в работе какой-либо конкретной скважины ИУС НГКМ для построения карты изобар на эту дату использует среднесуточное расчетное значение пластового давления, которое было определено на этой скважине непосредственно перед выявлением нештатной ситуации.
При этом, для не работающих скважин значение забойного давления принимают равным значению пластового давления, и определяют его 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)]:
где 
Ру.и - статическое давление на устье скважины, измеряемое средствами телеметрии (в данном случае 
и 
);
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 Tcp 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 Tcp определяют по формуле:
где 
- среднесуточная температура газа на устье скважины на момент построения карты изобар.
Среднесуточное значение пластового давление 
в районе работающей скважины определяют через среднесуточное значение забойного давления 
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 среднесуточного значения - 
забойного давления работающей скважины на стационарных режимах фильтрации, среднесуточное 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 а, b - коэффициенты фильтрационного сопротивления, которые определяют при проведении ГДИ.
Таким образом, заявленное техническое решение позволяет достигать предельно возможной точности построения карты изобар в ситуациях, когда на части эксплуатируемых скважин выявляются нештатные ситуации благодаря оперативному контролю и учету состояния эксплуатируемых скважин в автоматическом режиме с помощью ИУС НГКМ.
Claims (1)
- Способ построения карты изобар для нефтегазоконденсатного месторождения - НГКМ в автоматическом режиме с помощью информационно-управляющей системы - ИУС НГКМ, включающий использование паспортных данных скважин, которые занесены в базу данных - БД ИУС НГКМ, периодический контроль средствами систем телеметрии на кустах газовых скважин устьевого давления Ру, устьевой температуры Ту, расхода газа Qи, и запись их в БД ИУС НГКМ, вычисление среднесуточных значений пластового давленияс последующим построением карты изобар на любую требуемую дату по поступившей команде на основе данных, хранящихся в БД системы, отличающийся тем, что ИУС НГКМ осуществляет проверку каждой эксплуатируемой скважины на отсутствие нештатных ситуаций в ее работе в процессе контроля ее рабочих параметров, и в случае выявления нештатной ситуации на конкретной скважине ИУС НГКМ исключает результаты сделанных измерений для построения карты изобар на эту дату и использует среднесуточное расчетное значение пластового давления, которое было определено на этой скважине непосредственно перед выявлением нештатной ситуации, а также одновременно выдает соответствующее сообщение обслуживающему персоналу для немедленного принятия мер по устранению выявленной нештатной ситуации.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019117649A RU2722331C1 (ru) | 2019-06-06 | 2019-06-06 | Способ построения карты изобар для нефтегазоконденсатных месторождений |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019117649A RU2722331C1 (ru) | 2019-06-06 | 2019-06-06 | Способ построения карты изобар для нефтегазоконденсатных месторождений |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2722331C1 true RU2722331C1 (ru) | 2020-05-29 |
Family
ID=71067340
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019117649A RU2722331C1 (ru) | 2019-06-06 | 2019-06-06 | Способ построения карты изобар для нефтегазоконденсатных месторождений |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2722331C1 (ru) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| 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 |
| US8731887B2 (en) * | 2010-04-12 | 2014-05-20 | Exxonmobile Upstream Research Company | System and method for obtaining a model of data describing a physical structure |
| RU2634770C1 (ru) * | 2016-07-12 | 2017-11-03 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ построения карт изобар для нефтегазоконденсатных месторождений |
| RU2661501C1 (ru) * | 2017-07-21 | 2018-07-17 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ построения карты изобар для многопластовых месторождений нефти и газа |
-
2019
- 2019-06-06 RU RU2019117649A patent/RU2722331C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| 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 |
| US8731887B2 (en) * | 2010-04-12 | 2014-05-20 | Exxonmobile Upstream Research Company | System and method for obtaining a model of data describing a physical structure |
| RU2634770C1 (ru) * | 2016-07-12 | 2017-11-03 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ построения карт изобар для нефтегазоконденсатных месторождений |
| RU2661501C1 (ru) * | 2017-07-21 | 2018-07-17 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ построения карты изобар для многопластовых месторождений нефти и газа |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10480315B2 (en) | Average/initial reservoir pressure and wellbore efficiency analysis from rates and downhole pressures | |
| CN100432372C (zh) | 确定地层压力的方法 | |
| US7580797B2 (en) | Subsurface layer and reservoir parameter measurements | |
| NO325069B1 (no) | Fremgangsmate for a optimere produksjonen fra et flerlags reservoarsystem ved kvantitativ analyse av reservoaregenskaper | |
| US7849736B2 (en) | Method for calculating the ratio of relative permeabilities of formation fluids and wettability of a formation downhole, and a formation testing tool to implement the same | |
| US20160061021A1 (en) | Cement Evaluation | |
| CN107893653A (zh) | 一种利用连续油管光纤技术测试水平井产出剖面的方法 | |
| RU2661502C1 (ru) | Способ оптимизации периодичности газодинамических исследований скважин на нефтегазоконденсатных месторождениях крайнего севера | |
| EA026278B1 (ru) | Способ оценки пластового давления в подземной залежи углеводородов и используемая в нем компьютерная система и машиночитаемый носитель | |
| WO2016022069A2 (en) | Safety device and method | |
| RU2634770C1 (ru) | Способ построения карт изобар для нефтегазоконденсатных месторождений | |
| WO2017126974A1 (en) | Method and apparatus for automated pressure integrity testing (apit) | |
| RU2476670C1 (ru) | Способ определения фильтрационных свойств совместно работающих пластов (варианты) | |
| RU2645055C1 (ru) | Способ автоматического прослушивания газовых и газоконденсатных скважин на месторождениях крайнего севера | |
| Ibrahim et al. | Integration of pressure-transient and fracture area for detecting unconventional wells interference | |
| US11230920B2 (en) | Identifying tubing leaks via downhole sensing | |
| RU2722331C1 (ru) | Способ построения карты изобар для нефтегазоконденсатных месторождений | |
| RU2368772C1 (ru) | Способ мониторинга многопластовой скважины с устранением пластовых перетоков | |
| RU2651647C1 (ru) | Способ определения параметров ближней зоны пласта | |
| Burton et al. | Application of reservoir strength characterization and formation failure modeling to analyze sand production potential and formulate sand control strategies for a series of North Sea gas reservoirs | |
| Coimbra et al. | Flow rate measurement using test separator and PDG data allows individual and commingled production zone flow rate history calculation | |
| US11939865B2 (en) | Method for the identification of operational problems in wells that produce by gas-lift | |
| RU2709046C1 (ru) | Способ построения карт изобар | |
| US9970289B2 (en) | Methods and systems for assessing productivity of a beam pumped hydrocarbon producing well | |
| RU2626098C1 (ru) | Способ определения коэффициента гидравлического сопротивления в стволе газовой скважины |