Способ эксплуатации скважины



Способ эксплуатации скважины
Способ эксплуатации скважины

 


Владельцы патента RU 2451161:

Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины. Способ эксплуатации скважины включает проведение перфорации скважины сверлящим перфоратором в интервале верхней части продуктивного пласта на величину не более половины толщины продуктивного пласта. Эксплуатируют скважину, останавливают скважину, осуществляют технологическую выдержку, измерение давления до выравнивания пластового и забойного давления и запускают скважину в эксплуатацию. Измерение температуры по стволу скважины на разных режимах ее работы производят после запуска скважины в эксплуатацию в межтрубном пространстве многократно с одновременным измерением давления по стволу скважины. На полученных кривых изменения температуры по глубине скважины отмечают значения температуры в точках, соответствующих нижнему перфорационному отверстию и водонефтяному контакту. Определяют разности температур этих значений и соответствующие им значения забойных давлений. Строят график изменения разности температур в координатах разность температур-забойное давление, на графике отмечают забойное давление, менее которого кривая графика принимает вид вертикальной или близко к вертикальной линии. Дальнейшую эксплуатацию скважины проводят с забойным давлением, не ниже отмеченного забойного давления. Техническим результатом является снижение обводненности нефти за счет определения режима работы скважины. 2 ил., 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины.

Известен способ «термозондирования» пласта, в котором кривые падения давления и изменения температуры преобразуют в полулогарифмические координаты и выделяют прямолинейные участки, по которым определяют коэффициенты гидропроводности и Джоуля-Томсона (Чекалюк Э.Б. Термодинамика нефтяного пласта. - М.: Недра, 1965. - 238 с.).

Этот способ обладает следующими недостатками: предполагается, что скважина пускается с постоянным дебитом, т.е. не учитывается влияние ствола скважины; на реальных кривых не всегда удается выделить прямолинейные участки, это особенно касается изменения температуры; чувствительны к погрешностям исходной информации; не учитывается кондуктивный перенос тепла.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ контроля движения пластового флюида в заколонном пространстве эксплуатационной скважины, который включает измерение по стволу скважины на разных режимах ее работы температуры или сигнала пассивного акустического шума и выявлением возможных зон заколонных движений флюидов, в которых дополнительно регистрируют амплитуду электромагнитного поля в частотном диапазоне 60-280 Гц, по наличию аномалий определяют интервалы заколонного перетока пластовой воды, а по форме аномалий - направление движения пластовой воды (Патент РФ №2078923, опубл. 1997.05.10 - прототип).

Недостатком известного способа является невозможность определения режима работы скважины, при котором не происходит поступления воды из нижележащего обводненного пласта в скважину.

В предложенном изобретении решается задача снижения обводненности нефти за счет определения режима работы скважины, при котором не происходит поступления воды из нижележащего водоносного пласта в скважину, и установления работы скважины в определенном режиме.

Задача решается тем, что в способе эксплуатации скважины, включающем измерение температуры по стволу скважины на разных режимах ее работы, согласно изобретению, предварительно проводят перфорацию скважины сверлящим перфоратором в интервале верхней части продуктивного пласта на величину не более половины толщины продуктивного пласта, эксплуатацию скважины, остановку скважины, технологическую выдержку и измерение давления до выравнивания пластового и забойного давления, запуск скважины в эксплуатацию, а измерение температуры по стволу скважины на разных режимах ее работы производят после запуска скважины в эксплуатацию в межтрубном пространстве многократно с одновременным измерением давления по стволу скважины, на полученных кривых изменения температуры по глубине скважины отмечают значения температуры в точках, соответствующих нижнему перфорационному отверстию и водонефтяному контакту, определяют разности температур этих значений и соответствующие им значения забойных давлений, строят график изменения разности температур в координатах разность температур - забойное давление, на графике отмечают забойное давление, менее которого кривая графика принимает вид вертикальной или близко к вертикальной линии, дальнейшую эксплуатацию скважины проводят с забойным давлением, не ниже отмеченного забойного давления.

Сущность изобретения

При эксплуатации нефтедобывающей скважины при превышении забойного давления выше критического происходит подтягивание конуса воды от нижележащего водоносного пласта к перфорационным отверстиям и преждевременное обводнение добываемой нефти. В предложенном изобретении решается задача снижения обводненности нефти за счет определения режима работы скважины, при котором не происходит поступления воды из нижележащего водоносного пласта в скважину, и установления работы скважины в определенном режиме. Задача решается следующим образом.

Выполняют перфорацию нефтедобывающей скважины сверлящим перфоратором в интервале верхней части продуктивного пласта на величину не более половины толщины продуктивного пласта. Применение сверлящего перфоратора позволяет избежать отрицательного воздействия от кумулятивной перфорации на заколонный цементный камень, исключить его разрушение и избежать подъема воды вдоль скважины по разрушенному цементному камню. Скважину эксплуатируют, добывая нефть. Останавливают скважину. Проводят технологическую выдержку и измерение давления до выравнивания пластового и забойного давления. После выравнивания давлений запускают скважину в эксплуатацию. Скважина выходит на режим эксплуатации не сразу, а в течение довольно длительного периода. При этом забойное давление в скважине постепенно снижается, достигая рабочего. После запуска скважины в эксплуатацию в межтрубном пространстве многократно производят измерение температуры по стволу скважины на разных режимах ее работы с одновременным измерением давления по стволу скважины. На фиг.1 представлен график в координатах глубина скважины - температура. Кривые 1-8 характеризуют изменение температуры по стволу скважины после запуска ее в эксплуатацию при разных забойных давлениях. Интервал перфорации 9 показан пунктиром, водонефтяной контакт - 10. На полученных кривых изменения температуры по глубине скважины отмечают значения температуры в точках, соответствующих нижнему перфорационному отверстию и водонефтяному контакту. Определяют разности температур этих значений и соответствующие им значения забойных давлений. Строят график изменения разности температур в координатах разность температур - забойное давление. На фиг.2 представлен график зависимости разности температур между температурой на уровне нижнего перфорационного отверстия и водонефтяного контакта и забойным давлением. На графике видно, что кривая монотонно повышается при снижении пластового давления, после точки «А» кривая принимает практически вертикальный вид, а после точки «В» кривая вновь монотонно повышается. Точка «А» свидетельствует о начале поступления воды из нижележащего обводненного пласта к перфорационным отверстиям, т.е. о начале образования конуса обводнения. Точка «В» свидетельствует об установившемся соотношении нефти и воды.

Дальнейшую эксплуатацию скважины проводят с забойным давлением, не ниже забойного давления, соответствующего точке «А».

Пример конкретного выполнения

Эксплуатируют нефтедобывающую скважину глубиной 1264 м, оборудованную колонной насосно-компрессорных труб и глубинным штанговым насосом. Продуктивный пласт находится на отметках 1241-1252 м. Водонефтяной контакт находится на отметке 1252 м. В скважине выполнена перфорация сверлящим перфоратором в интервале 1241-1245 м. Через скважину добывают нефть в течение 2 месяцев. Отмечают увеличение обводненности нефти до 50%. Останавливают скважину. Проводят технологическую выдержку и измерение давления до выравнивания пластового и забойного давления. После выравнивания давлений запускают скважину в эксплуатацию. Сразу после запуска скважины в эксплуатацию в межтрубном пространстве многократно производят измерение температуры по стволу скважины на разных режимах ее работы с одновременным измерением давления по стволу скважины. На фиг.1 представлен график в координатах глубина скважины - температура. На полученных кривых изменения температуры по глубине скважины отмечают значения температуры в точках, соответствующих нижнему перфорационному отверстию и водонефтяному контакту. Определяют разности температур этих значений и соответствующие им значения забойных давлений. Результаты представлены в таблице. Строят график изменения разности температур в координатах разность температур - забойное давление. На фиг.2 представлен график зависимости разности температур между температурой на уровне нижнего перфорационного отверстия и водонефтяного контакта и забойным давлением. На графике видно, что кривая монотонно повышается при снижении пластового давления, после точки «А» кривая принимает практически вертикальный вид, а после точки «В» кривая вновь монотонно повышается. Точка «А» свидетельствует о начале поступления воды из нижележащего обводненного пласта к перфорационным отверстиям, т.е. о начале образования конуса обводнения. Точка «В» свидетельствует об установившемся соотношении нефти и воды.

Дальнейшую эксплуатацию скважины проводят с забойным давлением, не ниже забойного давления, соответствующего точке «А», т.е. с забойным давлением не ниже 6,6 МПа.

В результате обводненность нефти снизилась с 50 до 15%.

Применение предложенного способа позволит решить задачу снижения обводненности нефти за счет определения режима работы скважины, при котором не происходит поступления воды из нижележащего водоносного пласта в скважину, и установления работы скважины в определенном режиме.

№ кривой Разность температур между точками на уровне водонефтяного контакта и нижнего перфорационного отверстия, °C Забойное давление, МПа
1 1,000251 7,80
2 1,00014 7,78
3 1,00446 7,57
4 1,00686 6,90
5 1,00789 6,64
6 1,00825 6,56
7 1,01235 6,51
8 1,01674 5,82

Способ эксплуатации скважины, включающий измерение температуры по стволу скважины на разных режимах ее работы, отличающийся тем, что предварительно проводят перфорацию скважины сверлящим перфоратором в интервале верхней части продуктивного пласта на величину не более половины толщины продуктивного пласта, эксплуатацию скважины, остановку скважины, технологическую выдержку, измерение давления до выравнивания пластового и забойного давления и запуск скважины в эксплуатацию, а измерение температуры по стволу скважины на разных режимах ее работы производят после запуска скважины в эксплуатацию в межтрубном пространстве многократно с одновременным измерением давления по стволу скважины, на полученных кривых изменения температуры по глубине скважины отмечают значения температуры в точках, соответствующих нижнему перфорационному отверстию и водонефтяному контакту, определяют разности температур этих значений и соответствующие им значения забойных давлений, строят график изменения разности температур в координатах разность температур - забойное давление, на графике отмечают забойное давление, менее которого кривая графика принимает вид вертикальной или близко к вертикальной линии, дальнейшую эксплуатацию скважины проводят с забойным давлением, не ниже отмеченного забойного давления.



 

Похожие патенты:

Термокоса // 2448335
Изобретение относится к термометрии, а именно к датчикам температуры, и предназначено для одновременного измерения температуры в нескольких точках объекта, расположение которых определяется конструкцией объекта, а также предназначено для полевого определения температуры грунтов, где требуется получить конкретные данные о температуре мерзлых, промерзающих и протаивающих грунтов.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых месторождений. .

Изобретение относится к устройствам для измерения температурного распределения в протяженных объектах и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности, например, для измерения температуры в горизонтальных добывающих битумных скважинах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к паротепловым способам добычи высоковязкой нефти. .

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для определения пластового давления в нагнетательных скважинах. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам добычи нефти и воды с помощью глубинного плунжерного насоса. .

Изобретение относится к способам определения момента прорыва пластового флюида и может быть использовано, например, для определения глубины внедрения фильтрата. .

Изобретение относится к области исследований скважин, в частности - для исследования действующих наклонных и горизонтальных скважин. .

Изобретение относится к газовой и нефтяной промышленности и может быть использовано для выявления газогидратных пород в криолитозоне при строительстве и эксплуатации скважин в криолитозоне.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и найдет применение при вскрытии продуктивных пластов из скважин, армированных обсадными трубами, находящихся и бывших в эксплуатации.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к форсункам для перфораторов с использованием гидроабразивной струи направленного действия. .

Изобретение относится к прострелочно-взрывным работам в нефтяных и газовых скважинах. .

Изобретение относится к нефтегазодобыче, в частности к устройству кумулятивного перфоратора для вскрытия протяженных интервалов в наклонных и, преимущественно, горизонтальных скважинах с ориентацией зарядов.
Изобретение относится к нефтяной промышленности. .
Наверх