Способ экспресс-определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин, применяемый при освоении скважин, и система его реализующая



Способ экспресс-определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин, применяемый при освоении скважин, и система его реализующая
Способ экспресс-определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин, применяемый при освоении скважин, и система его реализующая
Способ экспресс-определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин, применяемый при освоении скважин, и система его реализующая
Способ экспресс-определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин, применяемый при освоении скважин, и система его реализующая
Способ экспресс-определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин, применяемый при освоении скважин, и система его реализующая
Способ экспресс-определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин, применяемый при освоении скважин, и система его реализующая
Способ экспресс-определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин, применяемый при освоении скважин, и система его реализующая
Способ экспресс-определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин, применяемый при освоении скважин, и система его реализующая
Способ экспресс-определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин, применяемый при освоении скважин, и система его реализующая

 


Владельцы патента RU 2559247:

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

Изобретение относится к области исследования характеристик скважин, а именно к способу экспресс-определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин, применяемому при освоении скважин, и системе его реализующей. Технический результат, достигаемый заявленным решением, заключается в обеспечении возможности проведения оперативного контроля скважины одновременно с этапом ее освоения и снижении затрат на освоение за счет сокращения сроков освоения скважины. Способ содержит этапы, на которых при освоении скважины осуществляют снижение давления в скважине до давления ниже пластового. Осуществляют измерение кривой восстановления уровня. Измеряются следующие параметры скважины: плотность жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения (ρ, кг/см3); вязкость жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения (µ, сПз); нефтенасыщенная толщина (h, см); конечная отметка цикла откачки жидкости (HK, м); отметка уровня при восстановлении уровня через час (H1, м); начальная отметка следующего цикла освоения (НН, м); время восстановления уровня (t, час); объем полученной жидкости при откачке за последний цикл освоения (V1, м3); проницаемость удаленной зоны пласта (k, Д). На основании указанных выше измеренных параметров скважины вычисляют скин-фактор. Если значение скин-фактора положительное, то приостанавливают освоение скважины и принимается решение о приостановке применения данной обработки скважины на других объектах с идентичными характеристиками пласта, если значение скин-фактора отрицательное, то продолжают освоение скважины и вводят ее в эксплуатацию, а также принимается решение о возможности применения данной обработки скважины на других объектах с идентичными характеристиками пласта. Система содержит средства для снижения давления в скважине, средства для измерения вышеуказанных параметров, средство принятия решения о приостановке или продолжении освоения скважины. 2 н. и 7 з. п. ф-лы, 7 ил.

 

Область техники, к которой относится изобретение

Изобретение относится к области исследования характеристик скважин, а именно к способу экспресс-определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин, применяемому при освоении скважин, и системе его реализующей.

Уровень техники

В Российской Федерации с 1994 г. происходит неуклонное снижение воспроизводства запасов нефти, их структурное изменение в сторону снижения запасов активной нефти и повышения доли тяжелых (трудноизвлекаемых) запасов нефти.

Поэтому доля трудноизвлекаемых запасов (ТИЗ) нефти в общем балансе возросла по стране до 55%, а по ряду нефтедобывающих компаний до 60-80%.

Для дальнейшего развития нефтедобычи и нефтяной промышленности Российской Федерации и Республики Татарстан вводятся в разработку ранее законсервированные и малоразрабатываемые залежи и месторождения с ТИЗ. Из нефтяных месторождений Урало-Поволжья с начала разработки отобрано около 77% начальных извлекаемых запасов. В Татарстане отобрано уже 92,9% активных запасов и 45,4% трудноизвлекаемых запасов. В накопленном объеме доля активных запасов составила 80,2%, а трудноизвлекаемых 19,8%. К трудноизвлекаемым запасам нефти отнесены запасы в залежах, которые при естественном режиме и традиционных способах заводнения вырабатываются весьма низкими темпами отбора нефти, конечный коэффициент которого не превышает 0,1…0,25 от геологических запасов. ТИЗ приурочены к терригенным и карбонатным отложениям. Эти коллекторы характеризуются значениями низкой проницаемости, наличием глинистых включений и соответственно низкой гидропроводностью. Сложность проблемы обостряется и тем, что сохранению коллекторских свойств своевременно не уделялось достаточного внимания, так как эти горизонты являлись промежуточными и были приурочены к верхней части разреза до глубины 1200-1450 м. Очень часто это дополняется высокими реологическими свойствами нефти, насыщающей эти породы, высоким содержанием асфальтосмолистых веществ и других включений, повышающих вязкость нефти. К залежам ТИЗ можно отнести и высоковыработанные пласты, где в процессе эксплуатации происходило окисление нефти из-за воздействия техногенных факторов, например системы поддержания пластового давления (ППД). Как правило, эти скважины низкодебитные с величинами дебитов менее 10 т/сут, чаще всего 4-6 т/сут. Низкие дебиты скважин определяются, в том числе, состоянием призабойной зоны пласта (ПЗП).

В настоящее время большинство параметров, характеризующих состояние пласта, определяют исследованиями по кривым восстановления давления (КВД). Применяемые традиционные способы исследования являются весьма затратными для рассматриваемой группы месторождений и скважин с ТИЗ, так как восстановление давления и уровней в скважинах занимает значительное время, исчисляемое неделями, а то и месяцами.

Проблема оптимизации начальных дебитов осложняется тем, что проводятся дополнительные способы воздействия одновременно с вводом скважины. Эти проблемы связаны и с тем, что стремление повысить начальные дебиты на 1-2 тонны в некоторых случаях приводит к обратному эффекту: снижению дебита и преждевременному обводнению и, следовательно, к потерям запасов нефти в реальных пластах при их разработке. Успешность проводимых методов увеличения нефтеотдачи (МУН) в НГДУ «Ямашнефть» в целом составляет 82%. Причем из 11 технологий, которые были проведены на скважинах в 2013 г., на 100% успешны только 4 (см. фиг. 1). Такие показатели могут объясняться следующими причинами:

1) недостаточная изученность параметров призабойной зоны скважин;

2) как следствие, отсутствие возможности правильного подбора метода.

В связи с этим актуальной задачей является разработка способов оперативного контроля состояния призабойной зоны пласта.

Из уровня техники известен комплекс для освоения и исследования скважин свабированием с геофизическим информационным сопровождением автономной и дистанционной аппаратурой (Осадчий В.М. НТВ «Каротажник», 2004, №10-116, с. 260-273).

Недостатком комплекса является то, что установка автономной геофизической аппаратуры в НКТ на определенной глубине и подъем ее после свабирования не обеспечивают возможности оперативного определения гидродинамических параметров призабойной зоны скважины и принятия решения о продолжении или прекращении работ по вызову притока из пласта.

Наиболее близким по технической сущности и техническому результату к заявленному изобретению является способ освоения скважин и испытания пластов в процессе свабирования (МПК Е21В 43/25, опубл. 20.12.2008. Авторы: Зарипов Ринат Раисович, Хакимов Виктор Салимович, Адиев Айрат Радикович, Патентообладатель: Открытое акционерное общество НПФ «Геофизика»), включающий в себя герметичное перекрытие интервала испытания от остальной части ствола скважины пакером на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ), опускание в НКТ на геофизическом кабеле подземного свабировочного оборудования, осуществление свабирования путем опускания сваба на заданную глубину и последующего поднятия его с объемом флюида из скважины, обеспечение информационного сопровождения технологических параметров, размещение комплексного скважинного прибора выше пакера в НКТ, при этом прибор осуществляет оперативный контроль притока флюида, поступающего из пласта в процессе свабирования и обеспечивает передачу данных на устье скважины по кабелю, спущенному по колонне НКТ по затрубному пространству, а после вызова притока из пласта - снижение уровня жидкости в колонне НКТ и информационно-управляющее сопровождение технологических параметров свабирования, осуществление изоляции полости НТК от пласта посредством электромеханического пакера и регистрируют изменение давления во времени выше и ниже электромеханического пакера датчиками давления, по кривой притока и восстановления давления пласта во времени, и определение характеристики пласта.

Однако в данном решении не раскрывается возможность использования данного способа при освоении скважины, а также не раскрыты критерии, при которых производится остановка освоения скважины.

Существо изобретения

В одном аспекте изобретения раскрыт способ экспресс-определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин при их освоении, содержащий этапы, на которых: при освоении скважины осуществляют снижение давления в скважине до давления ниже пластового; осуществляют измерение кривой восстановления уровня; измеряются следующие параметры скважины: плотность жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения (ρ, кг/см3); вязкость жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения (µ, сПз); нефтенасыщенная толщина (h, см); конечная отметка цикла откачки жидкости (НК, м); отметка уровня при восстановлении уровня через час (H1, м); начальная отметка следующего цикла освоения (НН, м); время восстановления уровня (t, час); объем полученной жидкости при откачке за последний цикл освоения (V1, м3); проницаемость удаленной зоны пласта (k, Д); на основании указанных выше измеренных параметров скважины вычисляют скин-фактор; если значение скин-фактора положительное, то приостанавливают освоение скважины и принимается решение о приостановке применения данной обработки скважины на других объектах с идентичными характеристиками пласта; если значение скин-фактора отрицательное, то продолжают освоение скважины и вводят ее в эксплуатацию, а также принимается решение о возможности применения данной обработки скважины на других объектах с идентичными характеристиками пласта.

В дополнительном аспекте изобретения раскрывается способ, в котором для предотвращения искажения результатов измеряется кривая восстановления после первого часа.

В другом дополнительном аспекте изобретения раскрывается способ, в котором этап, на котором вычисляют скин-фактор, дополнительно содержит этапы, на которых на основе измеренных параметров: вычисляют приток в скважине за первый час; вычисляют высоту восстановления уровня; вычисляют объем, вмещающий в себя жидкости насосно-компрессорной трубы (НКТ); вычисляют разницу между вмещающим объемом НКТ и объемом извлекаемой жидкости; вычисляют дебит извлекаемой жидкости; вычисляют гидропроводность удаленной зоны пласта; вычисляют гидропроводность призабойной зоны пласта; вычисляют проницаемость призабойной зоны пласта; вычисляют пьезопроводность удаленной зоны пласта; вычисляют пьезопроводность призабойной зоны пласта; вычисляют значение скин-фактора.

В другом дополнительном аспекте изобретения раскрывается способ, в котором скин-фактор вычисляется на основе рекуррентных соотношений.

В другом дополнительном аспекте изобретения раскрывается способ, в котором снижение давления в скважине до давления ниже пластового осуществляется посредством свабирования.

В еще одном дополнительном аспекте изобретения раскрывается способ, в котором скин-фактор вычисляется посредством электронно-вычислительной машины.

В другом аспекте изобретения раскрывается система экспресс-определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин, содержащая: средство снижение давления в скважине до давления ниже пластового; средство измерения кривой восстановления уровня; средство измерения плотности жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения; средство измерения вязкости жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения; средство измерения нефтенасыщенной толщины; средство измерения конечной отметки цикла откачки жидкости; средство измерения уровня при восстановлении уровня через час; средство измерения начальной отметки следующего цикла освоения; средство измерения времени восстановления уровня; средство измерения объема полученной жидкости при откачке за последний цикл освоения (V1, м3); проницаемость удаленной зоны пласта (k, Д); средство вычисления скин-фактора; средство принятия решения о приостановке или продолжении освоения скважины, при этом, если значение скин-фактора положительное, то приостанавливают освоение скважины и принимается решение о приостановке применения данной обработки скважины на других объектах с идентичными характеристиками пласта; если значение скин-фактора отрицательное, то продолжают освоение скважины и вводят ее в эксплуатацию, а также принимается решение о возможности применения данной обработки скважины на других объектах с идентичными характеристиками пласта, при этом система реализует способ экспресс-определения характеристик призабойной зоны согласно аспектам изобретения, описанным выше.

Согласно дополнительному аспекту настоящего изобретения система содержит средство измерения кривой восстановления уровня, включающее в себя эхолот.

Согласно еще одному дополнительному аспекту система дополнительно содержит пробоотборник.

Целью данного изобретения является предоставление способа оперативного контроля состояния призабойной зоны низкодебитных скважин с трудноизвлекаемыми запасами как в процессе текущей эксплуатации, так и для оптимизации затрат по вызову притока скважин, выходящих из бурения и капитального ремонта.

Обеспечиваемый технический результат заключается в обеспечении возможности проведения оперативного контроля скважины одновременно с этапом ее освоения и снижения затрат на освоение за счет сокращения сроков освоения скважины.

Краткое описание чертежей

Фиг. 1 показывает инвестиционную успешность по повышению нефтеотдачи пластов за 2013 г.

Фиг. 2 показывает распределение давления в продуктивном пласте в условиях проявления скин-эффекта.

Фиг. 3 показывает график начального цикла свабирования скважины 1.

Фиг. 4 показывает таблицу, описывающую модель расчета характеристик призабойной зоны пласта.

Фиг. 5 показывает модель расчета характеристик пласта.

Фиг. 6 показывает примерную схему расположения элементов предложенной системы.

Фиг. 7,а показывает традиционную схему освоения скважины.

Фиг. 7,б показывает предложенную схему освоения скважины.

Осуществление изобретения

Проблема нефтеизвлечения в условиях низких коллекторских свойств осложняется невысоким качеством первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, а также отсутствием жидкостей глушения надлежащего качества при капитальном и текущем ремонте скважин. Глушение необходимо проводить в соответствии с природоохранными требованиями из-за наличия сероводородного газа в продукции скважин. Это также приводит к существенному ухудшению коллекторских свойств, вплоть до полного закупоривания призабойной зоны пласта.

В связи с этим необходимы дальнейшие теоретические, экспериментальные и аналитические исследования для разработки технологических решений и разработки способов оперативного контроля состояния призабойной зоны пласта с целью получения дополнительной добычи без дополнительных капитальных вложений (инвестиций) для скважин с дебитами менее 10 т/сут.

Для решения этой проблемы на основе прослеживания уровней в период откачки и стоянки на притоке, что является весьма характерным для скважин с трудноизвлекаемыми запасами нефти с дебитами, не превышающими 10 м3/сут, предлагается определить следующие параметры:

1) текущий и потенциальный дебиты;

2) текущее состояние ПЗС;

3) на основе пп. 1 и 2 оптимизировать процесс освоения и принять решение на производство обработки ПЗС;

4) время пребывания скважины в стадии освоения; и, как следствие

5) затраты на освоение, которые в настоящее время могут превысить стоимость скважин бурением.

Во время процесса освоения ведется контроль за объемом откачиваемой жидкости, его качеством, плотностью и его уровнем в скважине во времени. Отслеживание и изучение этого процесса непосредственно на скважине при освоении, без сомнения, характеризуют фильтрационные свойства ПЗС.

Рассмотрим на примере скважины 1 (см. фиг. 2, здесь используются следующие обозначения: 1 - зона проявления скин-эффекта или загрязненная зона; 2 - ствол скважины; 3 - статическое пластовое давление; 4 - давление в пласте; 5 - забойное динамическое давление; ΔPs - падение давление в загрязненной зоне («скиновое давление») динамику изменения состояния ПЗС в процессе освоения способом периодической откачки жидкости и восстановления уровней. Один из циклов снижения и восстановления уровней представлен на фиг. 3.

По приведенному циклу освоения (фиг.3,б) можно охарактеризовать ПЗС для оптимизации процесса освоения и снижения затрат на его производство, необходимо проводить оперативный контроль состояния ПЗС непосредственно в процессе вызова притока. В настоящее время это не проводится. Следовательно, вторичное вскрытие пласта и освоение скважины должны быть выполнены таким образом, чтобы ввести в эксплуатацию скважины, по своим характеристикам близкими к гидродинамически совершенным, т.е. потери давления притока в ПЗС должны быть минимальными, а скин-фактор - равным нулю или меньше нуля. Поэтому чрезмерная интенсификация притока без учета состояния ПЗС может приводить к осложнениям в процессе освоения, увеличить сроки освоения и, соответственно, финансовые затраты, в некоторых случаях соизмеримые со стоимостью скважины, что нередко при разработке залежей с ТЗН.

В настоящее время на нефтяных предприятиях данные, полученные при исследованиях кривой восстановления уровня (КВУ) или кривой восстановления давления (КВД), обрабатываются, в основном, двумя способами: по методу Хорнера (преимущественно) и по методу Минеева.

Введя очень большое количество предварительных данных (коэффициенты упругости породы, нефти, воды, коэффициент пористости, вязкости и ряд других параметров, которые могут быть определены с использованием достаточно большого количества статистического материала, характеризующих залежь в целом, но не характеризующих ПЗП отдельной скважины), можно получить минимум выходных данных.

Способ экспресс-определения, предложенный в рамках данного изобретения, предоставляет возможность оперативно рассчитать все необходимые характеристики пласта, преимущественно данные по ПЗС, введя при этом гораздо меньшее количество предварительных данных, таких как:

- Плотность жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения, г/см3;

- Вязкость жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения, сПз;

- Нефтенасыщенная толщина, см;

- Конечная отметка последнего цикла освоения, м;

- Отметка уровня при восстановлении уровня через час, м;

- Начальная отметка следующего цикла освоения, м;

- Время восстановления уровня, час;

- Объем полученной жидкости при откачке за последний цикл освоения, м3;

- Проницаемость удаленной зоны пласта, Д.

В качестве модели определения параметров призабойной зоны пласта используется метод касательной.

Данные уровней, полученные при свабировании, пересчитываются в давления для возможности построения графика кривой восстановления в координатах ΔP(t)-lg(t). Рассмотрим разработанный алгоритм уточненного расчета технологических параметров по рекуррентным соотношениям, в т.ч. при изменяющемся от цикла к циклу погружении сваба под уровень жидкости, а также способ учета притока продукции из пласта в скважину при расчете фактической производительности подъема жидкости свабом. Предложенный способ может рассматриваться в качестве базы для грамотного подбора оборудования и выбора оптимальных технологических режимов при свабировании скважин различных категорий.

Для подсчета характеристик призабойной зоны пласта скважин используется следующий алгоритм, который позволяет проводить автоматический расчет на основе следующих входных (измеренных) параметров:

1. Плотность жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения, кг/см3;

2. Вязкость жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения. сПз;

3. Нефтенасыщенная толщина, см;

4. Конечная отметка последнего цикла освоения, м;

5. Отметка уровня при восстановлении уровня через час, м;

6. Начальная отметка следующего цикла освоения, м;

7. Время восстановления уровня, час;

8. Объем полученной жидкости при откачке за последний цикл освоения, м3;

9. Проницаемость удаленной зоны пласта, Д.

При введении этих данных программа рассчитывает:

1. Дебит жидкости, м3/сут;

2. Пьезопроводность призабойной зоны пласта;

3. Пьезопроводность удаленной зоны пласта;

4. Гидропроводность призабойной зоны пласта, Д*см/сПз;

5. Гидропроводность удаленной зоны пласта, Д*см/сПз;

6. Радиус загрязненной зоны, см;

7. Скин-фактор;

8. Скиновое давление, ат;

9. Продуктивность, м3/сут/ат.

На фиг. 4 представлена таблица, где показана модель расчета характеристик призабойной зоны пласта. В таблицу вводятся данные о разрабатываемом горизонте, интервал перфорации и дата проводимого цикла освоения. Далее указываются следующие параметры по скважине:

1. Плотность жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения:

ρ, кг/см3;

2. Вязкость жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения:

µ, сПз;

3. Нефтенасыщенная толщина:

h, см;

4. Конечная отметка цикла откачки жидкости:

HK, м;

5. Отметка уровня при восстановлении уровня через час:

H1, м;

6. Начальная отметка следующего цикла освоения:

HH, м;

7. Время восстановления уровня,

t, час;

8. Объем полученной жидкости при откачке за последний цикл освоения:

V1, м3;

9. Проницаемость удаленной зоны пласта:

k, Д.

Для расчета характеристик пласта используется модель, представленная на фиг. 5, где изображена схематическая модель процесса освоения на примере двух циклов. Для расчета ФЕС первый час восстановления уровня притока не подходит, т.к. возможно искажение результатов. Поэтому в дальнейшем основным объектом нашего внимания для определения характеристик ПЗП скважин будет кривая восстановления уровня после первого часа, представленная на чертеже отрезком H1HH.

При этом для оценки параметров скважины используются следующие формулы:

1. Приток к скважине за первый час:

2. Высота восстановления уровня:

3. Объем вмещающей в себя жидкости НКТ:

4. Разница между вмещающим объектом НКТ и объемом извлекаемой жидкости:

5. Дебит извлекаемой жидкости:

6. Гидропроводность удаленной зоны пласта:

7. Гидропроводность призабойной зоны пласта:

где tgφ - угол наклона кривой восстановления уровня:

где ΔP - давление, возникающее при восстановлении уровня:

ρH - плотность откачиваемой нефти, кг/м3;

Δt - время восстановления уровня за исключением первого часа притока жидкости:

8. Проницаемость призабойной зоны пласта:

9. Пьезопроводность удаленной зоны пласта:

где m - пористость породы эксплуатируемого пласта, доли ед.; βв - коэффициент сжимаемости воды; βп - коэффициент сжимаемости породы;

10. Пьезопроводность призабойной зоны пласта:

11. Скин-фактор:

где rc - радиус скважины, м; rs - радиус загрязнения призабойной зоны пласта, м:

где Т - время, соответствующее пересечению прямолинейных участков кривой восстановления уровня; W=kh/µ; W s = k s h / μ .

12. Скиновый перепад давления:

В результате полученных данных делается вывод о состоянии призабойной зоны скважины после проведения какого-либо метода увеличения нефтеотдачи пласта. В случае получения «положительных» (скин-фактор - отрицательный) данных принимается решение о возможности применения данной обработки скважины на других объектах с идентичными характеристиками пласта. В случае получения «отрицательных» (скин-фактор - положительный) данных принимается решение о прекращении (приостановке) применения данной обработки скважины на других объектах с идентичными характеристиками пласта.

Согласно другому варианту изобретения решение о возможности применения или приостановке использования используемой обработки скважины принимается на основе двух или более параметров, вычисляемых согласно выражениям (1)-(15).

Одновременно с этим предложенный алгоритм исследование оказывает существенное влияние на простой скважины. Проведение замеров во время освоения сокращает простой скважины примерно на 15 суток, что сокращает потери нефти при проведении ГДИ.

В настоящее время большинство параметров, характеризующих состояние пласта, определяют исследованиями по кривым восстановления давления (КВД). Применяемые, традиционные способы исследования являются весьма затратными для скважин с трудноизвлекаемыми запасами, так как восстановление давления и уровней в скважинах занимает значительное время, исчисляемое неделями, нередко и месяцами.

Предлагается использовать экспресс-способ по определению характеристик пласта призабойной зоны скважины с помощью специальной автоматизированной системы, устанавливаемой непосредственно на самой скважине.

Согласно другому аспекту изобретения была предложена соответствующая система экспресс-определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин, реализующая описанный выше способ.

Для получения необходимых данных и дальнейших расчетов характеристик пласта предлагается устанавливать на скважинах автоматизированную установку, осуществляющую измерения (фиг. 4).

На устье скважины устанавливается оборудование (фиг. 6) в виде двух автоматизированных устройств: эхолот (6), предназначенный для измерения уровней, проботборник (5) и средство для замеров объема извлекаемой жидкости (7). Предпочтительно замеры производятся с частотой не менее 10 минут для получения более точных конечных данных. Все полученные данные автоматически передаются в центральную инженерно-техническую службу (ЦИТС). Значения плотности и вязкости усредняются за период восстановления уровня после первого часа.

Таким образом предложенная система экспресс-определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин содержит: средство снижения давления в скважине до давления ниже пластового; средство измерения кривой восстановления уровня; средство измерения плотности жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения; средство измерения вязкости жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения (µ, сПз); средство измерения нефтенасыщенной толщины; средство измерения конечной отметки цикла откачки жидкости; средство измерения уровня при восстановлении уровня через час (H1, м); средство измерения начальной отметки следующего цикла освоения (HH, м); средство измерения времени восстановления уровня (t, час); средство измерения объема полученной жидкости при откачке за последний цикл освоения (V1, м3); проницаемость удаленной зоны пласта (k, Д); средство вычисления скин-фактора; средство принятия решения о приостановке или продолжении освоения скважины, при этом если значение скин-фактора положительное, то приостанавливают освоение скважины и принимается решение о приостановке применения данной обработки скважины на других объектах с идентичными характеристиками пласта, а если значение скин-фактора отрицательное, то продолжают освоение скважины и вводе ее в эксплуатацию, а также принимается решение о возможности применения данной обработки скважины на других объектах с идентичными характеристиками пласта.

Таким образом, в настоящее время большинство параметров, характеризующих состояние пласта, определяют исследованиями по кривым восстановления давления (КВД). Применяемые традиционные методы исследования являются весьма затратными для скважин с трудноизвлекаемыми запасами, так как восстановление давления и уровней в скважинах занимает значительное время, исчисляемое неделями, нередко и месяцами.

В рамках данного изобретения предлагается использовать экспресс-метод по определению характеристик пласта призабойной зоны скважины с помощью специальной автоматизированной системы, устанавливаемой непосредственно на самой скважине.

В настоящее время на нефтяных предприятиях данные, полученные при исследованиях КВУ/КВД, обрабатываются, в основном, двумя способами - методом Хорнера (преимущественно) и методом Минеева. При этом используемая схема освоения скважины на данный момент представлена на фиг. 7,а.

Экспресс-метод, разработанный авторами, предоставляет возможность оперативно рассчитать все необходимые характеристики пласта, преимущественно данные по ПЗС, сократив сроки исследования скважины. В данном случае используется схема освоения, представленная на фиг. 7,б.

Предложенный способ исследования проводится во время освоения скважины. При этом ведется контроль за объемом откачиваемой жидкости, его качеством, плотностью и его уровнем в скважине во времени. Отслеживание и изучение этого процесса характеризуют фильтрационные свойства ПЗС.

Предложенная система позволяет детально изучать состояние призабойной зоны любой малодебитной скважины, оперативно планировать проведение дополнительных мероприятий по очистке призабойной зоны скважин и ее стимуляции, снижать затраты за счет сокращения сроков освоения до 10% от стоимости скважины.

Варианты осуществления не ограничиваются описанными здесь вариантами осуществления, специалисту в области техники на основе информации, изложенной в описании, и знаний уровня техники станут очевидны и другие варианты осуществления изобретения, не выходящие за пределы сущности и объема данного изобретения.

1. Способ экспресс-определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин при их освоении, содержащий этапы, на которых:
- при освоении скважины осуществляют снижение давления в скважине до давления ниже пластового;
- осуществляют измерение кривой восстановления уровня;
- измеряются следующие параметры скважины: плотность жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения (ρ кг/см3); вязкость жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения (µ, сПз); нефтенасыщенная толщина (h, см); конечная отметка цикла откачки жидкости (НК, м); отметка уровня при восстановлении уровня через час (H1, м); начальная отметка следующего цикла освоения (HH, м); время восстановления уровня (t, час); объем полученной жидкости при откачке за последний цикл освоения (V1, м3); проницаемость удаленной зоны пласта (k, Д);
- на основании указанных выше измеренных параметров скважины вычисляют скин-фактор;
- если значение скин-фактора положительное, то приостанавливают освоение скважины и принимается решение о приостановке применения данной обработки скважины на других объектах с идентичными характеристиками пласта;
- если значение скин-фактора отрицательное, то продолжают освоение скважины и вводят ее в эксплуатацию, а также принимается решение о возможности применения данной обработки скважины на других объектах с идентичными характеристиками пласта, причем для реализации этапа снижения давления в скважине используется процесс создания депрессии для вызове притока во время освоения скважины.

2. Способ по п. 1, в котором для предотвращения искажения результатов измеряется кривая восстановления после первого часа.

3. Способ по п. 1, в котором этап, на котором вычисляют скин-фактор, дополнительно содержит этапы, на которых на основе измеренных параметров:
вычисляют приток в скважине за первый час;
вычисляют высоту восстановления уровня,
вычисляют объем, вмещающий в себя жидкости насосно-компрессорной трубы (НКТ);
вычисляют разницу между вмещающим объемом НКТ и объемом извлекаемой жидкости;
вычисляют дебит извлекаемой жидкости;
вычисляют гидропроводность удаленной зоны пласта;
вычисляют гидропроводность призабойной зоны пласта;
вычисляют проницаемость призабойной зоны пласта;
вычисляют пьезопроводность удаленной зоны пласта;
вычисляют пьезопроводность призабойной зоны пласта;
вычисляют значение скин-фактора.

4. Способ по п. 1, в котором скин-фактор вычисляется на основе рекуррентных соотношений.

5. Способ по п. 1, в котором снижение давления в скважине до давления ниже пластового осуществляется посредством свабирования.

6. Способ по п. 1, в котором скин-фактор вычисляется посредством электронно-вычислительной машины.

7. Система экспресс-определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин, содержащая:
средство снижения давления в скважине до давления ниже пластового, причем средство снижения давления в скважине позволяет снижать давление в скважине на этапе освоения скважины;
средство измерения кривой восстановления уровня;
средство измерения плотности жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения;
средство измерения вязкости жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения (µ, сПз);
средство измерения нефтенасыщенной толщины;
средство измерения конечной отметки цикла откачки жидкости;
средство измерения уровня при восстановлении уровня через час (H1, м);
средство измерения начальной отметки следующего цикла освоения (HH, м);
средство измерения времени восстановления уровня (t, час);
средство измерения объема полученной жидкости при откачке за последний цикл освоения (V1, м3); проницаемость удаленной зоны пласта (k, Д);
средство вычисления скин-фактора;
средство принятия решения о приостановке или продолжении освоения скважины, при этом система
- если значение скин-фактора положительное, то приостанавливают освоение скважины и принимается решение о приостановке применения данной обработки скважины на других объектах с идентичными характеристиками пласта;
- если значение скин-фактора отрицательное, то продолжают освоение скважины и вводят ее в эксплуатацию, а также принимается решение о возможности применения данной обработки скважины на других объектах с идентичными характеристиками пласта, причем все элементы системы выполнены с возможностью установки непосредственно на исследуемой скважине,
при этом система, реализующая способ экспресс-определения характеристик призабойной зоны по п. 1-6.

8. Система по п. 7, в которой средство измерения кривой восстановления уровня включает в себя эхолот.

9. Система по п. 7, которая содержит пробоотборник.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к технике для исследования движения жидкостных потоков и газожидкостных потоков, например процессов добычи газа в нефтегазовой отрасли, связанной с изучением процессов движения газожидкостных потоков в вертикальных и отдельных устройствах.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для измерения дебита продукции нефтяных и газовых скважин. Технический результат заключается в повышении точности измерения фазового расхода в режиме реального времени за счет обеспечения однородности измеряемого потока газожидкостной смеси.

Группа изобретений относится к вариантам блока регулирования и учета добычи флюида из многопластовой скважины. Блок по первому варианту содержит корпус, ограниченный снизу стыковочным узлом с каналами потоков пластовых флюидов и сверху стыковочным узлом с установленными на нем регулируемыми клапанами в количестве, равном числу эксплуатируемых пластов скважины.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к переносным поверочным установкам для оперативного измерения массы жидкости, объема свободного газа, температуры, содержания воды в нефти, а также для контроля состава продукции скважины.

Изобретение относится к измерительной технике, используемой в нефтедобывающей промышленности для замера и учета продукции нефтяных скважин. Технический результат: повышение точности и качества замера дебита нефтяных скважин, подключенных к групповой замерной установке за счет эффективности суммарного и поочередного измерения дебита каждой скважины, а также обеспечение достаточного времени для достоверного замера дебита каждой скважины.

Изобретение относится к области добычи нефти и к измерительной технике и может быть использовано для измерений дебита продукции нефтегазодобывающих скважин. Технический результат заключается в упрощении конструкции, возможности измерения чрезвычайно малых дебитов не только жидкости, но и газа.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для автоматического определения объемов закачиваемых в скважину по напорной магистрали буровых и тампонажных жидкостей.

Изобретение относится к добыче скважинного флюида, в частности к способу измерения мультифазного потока флюида с использованием расходомера. Техническим результатом является повышение точности измерения мультифазного потока флюида.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при контроле за разработкой месторождений углеводородов. Техническим результатом является упрощение технической реализации способа за счет исключения необходимости проведения в геофизических исследованиях каротажных измерений.

Изобретение относится к технике, используемой в нефтедобывающей промышленности, и предназначено для замера и учета продукции нефтяных скважин. Технический результат направлен на повышение качества и эффективности измерения дебита продукции нефтяных скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения интервалов поступления свободного газа из пласта в ствол горизонтальной скважины при исследованиях нефтяных скважин с использованием многодатчиковой технологии. Техническим результатом является повышение достоверности исследования действующих горизонтальных скважин с целью выявления интервалов поступления свободного газа в действующую скважину. Способ включает оборудование горизонтального ствола скважины регистрирующими приборами, одновременную регистрацию температуры и давления в нескольких точках горизонтального ствола скважины при изменении давления в скважине, последующее сопоставление отношения изменения температуры к изменению давления в каждой точке регистрации. При этом температура и давление регистрируются в простаивающей скважине при пуске скважины в работу при медленном снижении давления в течение времени выше давления насыщения и при дальнейшем снижении давления в течение времени ниже давления насыщения нефти газом, изменение давления в скважине производится путем его медленного снижения в течение времени относительно уровня давления насыщения нефти газом, поступление свободного газа из пласта в интервале горизонтального ствола скважины определяют исходя из отношения изменения температуры к изменению давления в каждой точке регистрации, при этом из условия неизменности знака отношения при давлении выше и ниже давления насыщения нефти газом. О поступлении свободного газа из пласта по сравнению с разгазированным судят по знаку отношения относительно давления насыщения нефти газом, которое является условно нулевым уровнем. Применение предлагаемого способа в данном случае позволяет однозначно указать интервал поступления свободного газа. 2 ил.

Изобретение относится к измерительной технике, используемой в нефтедобывающей промышленности для замера и учета продукции нефтяных скважин. Технический результат: определение полного компонентного состава жидкости, а именно - воды и нефти за счет конструктивной конфигурации сепаратора, компоновки плотномера, газового и жидкостного сифонов. Устройство для измерения дебита нефтяных скважин, содержащее сепаратор, входную и выходную, в виде сифона, жидкостные линии, газовую линию с установленными на ней датчиками давления и температуры газовой фазы, связанными со счетно-решающим блоком с электронными часами, к которому подключены установленные на общей линии перед впадением ее в сборный коллектор объемный счетчик жидкости и запорный клапан. Сепаратор выполнен в виде двух вертикальных цилиндрических емкостей, которые в нижней части соединены патрубком. На стыке между вертикальными цилиндрическими емкостями смонтирован жидкостный сифон, а верхние части вертикальных цилиндрических емкостей соединены газовым сифоном. На выходе сепаратора установлен плотномер, соединенный со счетно-решающим блоком с электронными часами, содержащим микропроцессор. 7 ил.

Изобретение относится к системе и способу обнаружения и мониторинга эрозии в различных средах, включая окружающую среду нисходящих скважин. Способ, в котором размещают индикаторный элемент в материале скважинного компонента посредством встраивания защитного индикаторного элемента внутрь скважинного компонента, таким образом, что достаточная степень эрозии материала инициирует высвобождение индикаторного элемента. Причем индикаторный элемент встраивают в наполнитель противопесочного фильтра. Обеспечивают работу системы мониторинга воздействия эрозии на индикаторный элемент и, следовательно, для мониторинга эрозии скважинного компонента. Регулируют скорость потока в скважине на основании данных, полученных от системы мониторинга. Система мониторинга расположена таким образом, что обеспечивается ее совместная работа с индикаторным устройством, и определенное воздействие на индикаторное устройство обнаруживается системой мониторинга. Соответствующие выходные данные системы мониторинга, характеризующие степень эрозии, позволяют регулировать интенсивность потока. 3 н. и 15 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к системам автоматического контроля и может быть использовано при контроле и управлении процессами добычи продукции скважины в нефтяной, газовой и других отраслях промышленности. Устройство содержит мерную емкость, весоизмеритель, входной трубопровод для продукции скважины, выходной трубопровод для газа и выходной трубопровод для жидкости, оборудованный управляемым запорным органом, соединенным с электрической схемой управления. При этом устройство включает дополнительную мерную емкость. Входной трубопровод оборудован управляемым переключателем потока, к которому подключают обе мерные емкости. Дополнительную мерную емкость, наряду с существующей, соединяют с выходным трубопроводом для газа и, через дополнительный управляемый запорный орган, с выходным трубопроводом для жидкости. В качестве входных и выходных трубопроводов каждой емкости используют консольно-защемленные трубопроводы. Обе мерные емкости оборудованы сигнализаторами уровня жидкости и подвешены на весоизмерители, в качестве которых применяют тензорезисторные датчики. Изобретение направлено на снижение погрешности измерений, расширение потребительских свойств и повышение надежности устройства и позволяет измерять дебит продукции скважин в непрерывном режиме, определять содержание пластовой воды в продукции скважин и вычислять массу «нетто» нефти. 1 ил.

Изобретение относится к способам измерения дебита нефтяных скважин в групповых замерных установках и может быть использовано в информационно-измерительных системах объектов добычи, транспорта и подготовки нефти, газа и воды. Технический результат - создание непрерывности и повышение точности измерения дебита нефтяных скважин. Способ измерения дебита водогазонефтяной эмульсии, собираемой по трубопроводам в групповую замерную установку из нефтяных скважин, с поочередным подключением трубопроводов скважин, транспортирующих водогазонефтяную эмульсию к сепаратору, в котором для повышения точности измерений дебита каждой фазы и обеспечения непрерывности измерений на каждый транспортирующий нефть от скважины к групповой замерной установке трубопровод устанавливают датчик виброакустических колебаний. Измеряют виброакустический шум, создаваемый движением жидкости при протекании ее через известное сечение. Скорость прохождения жидкости определяют по частоте и амплитуде акустических шумов, вызываемых неравномерностью движения жидкости. Предварительно измеряют температуру потока и давление в трубе, плотности каждой из фаз, а затем рассчитывают объемную или массовую долю каждой фазы, записывают их и сравнивают с данными о дебите нефти, газа и воды, полученными при следующем подключении скважины к измерительной системе групповой замерной установки, используя последние как реперные точки. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Способ включает отбор продукции нижнего пласта через приемный патрубок, проходящий через пакер, разделяющий пласты, измерение общего дебита жидкости и ее обводненности на дневной поверхности, измерение давления на приеме и параметров работы насоса с помощью модуля телеметрической системы, установленного под погружным электродвигателем насоса, измерение давления на забое нижнего пласта с помощью глубинного манометра, соединенного кабелем с модулем телеметрической системы, перекрытие поступления продукции одного из пластов с помощью гидравлического пакера с передачей давления по трубке малого диаметра для проведения замеров параметров работы другого пласта, определение дебитов нефти и воды перекрываемого пласта путем вычитания из общих дебитов нефти и воды скважины дебитов работающего пласта. Для проведения замеров перекрытие пласта с меньшим дебитом нефти производят спуском груза в нижнюю часть колонны насосно-компрессорных труб, открывающего за счет собственного веса доступ жидкости высокого давления из колонны труб по трубке малого диаметра в гидравлический пакер. После перекрытия пласта производят уменьшение оборотов погружного двигателя преобразователем частоты тока электропривода для поддержания давления на приеме насоса, равным давлению до перекрытия пласта. Производят замеры дебитов нефти и воды на дневной поверхности. Технический результат заключается в повышении эффективности раздельного замера продукции при одновременно-раздельной эксплуатации скважины. 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения интервалов заколонного перетока жидкости из пластов, перекрытых насосно-компрессорными трубами (НКТ). В скважину, в зону предполагаемого заколонного перетока жидкости, спускаются термоизолированные НКТ, снаружи которых крепятся датчики температуры. Осуществляют одновременную регистрацию температуры по стволу скважины в исследуемом интервале. После извлечения термоизолированных НКТ из скважины проводится анализ показаний датчиков в исследуемом интервале через время не менее , где Rk - радиус колонны, а - температуропроводность среды между насосно-компрессорными трубами и колонной после начала работы скважины. Об интервале заколонного перетока судят по аномалиям температуры. Использование способа повышает достоверность определения интервалов заколонного перетока жидкости в скважинах, перекрытых термоизолированными НКТ. 3 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к средствам для обнаружения притока газа в скважину в процессе бурения. Техническим результатом является повышение точности определения расположения притока газа в скважине. Предложен способ обнаружения притока газа в буровую скважину, содержащий: развертывание буровой колонны в буровой скважине, проходящей от поверхности земли в пласт; обеспечение бурового раствора в буровой скважине; обеспечение множества акустических датчиков в соответствующих местоположениях по длине буровой колонны для обнаружения в каждом акустическом датчике акустических импульсов, распространяющихся в буровом растворе по длине буровой колонны, причем каждый из акустических датчиков генерирует электрический сигнал, чувствительный к обнаружению каждого из акустических импульсов; определение изменения акустической характеристики бурильного раствора на основании сгенерированных сигналов; и определение наличия притока газа в буровую скважину на основании определенного изменения. Раскрыта также система для осуществления указанного способа. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 3 ил.

Предлагаются система и способ динамической калибровки, предназначенные для измерения дебита скважинного флюида отдельных нефтяных скважин, входящих в состав куста скважин. Отличительной особенностью системы и способа динамической калибровки является то, что они включают в себя средство, предусмотренное для индивидуальной калибровки датчика давления в соответствии с параметрами каждой отдельной скважины. Технический результат - повышение точности результатов измерения дебита флюидов. 2 н. и 15 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл.

Изобретение относится к технике для исследования движения жидкостных потоков и газожидкостных потоков, например процессов добычи газа в нефтегазовой отрасли, связанной с изучением процессов движения газожидкостных потоков в вертикальных трубопроводах и отдельных устройствах. Технический результат изобретения заключается в создании упрощенной конструкции устройства, которое обеспечивает высокое качество проведения исследований газожидкостных потоков, за счет повышения точности проводимых экспериментов. Устройство содержит испытуемую колонну, смеситель газа и жидкости, кран впуска и выпуска газа, сепаратор, центробежный газовый нагнетатель, жидкостный насос, расходомер жидкости, расходомер газа, блок датчиков перепада давления, блок датчиков давления и температуры, блок аналого-цифрового преобразования и блок обработки данных и визуализации результатов наблюдения. 4 ил.
Наверх