Способ определения момента постановки скважины на ремонт



Способ определения момента постановки скважины на ремонт

 


Владельцы патента RU 2608838:

ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ "ГАЗПРОМ ТРАНСГАЗ КРАСНОДАР" (RU)

Изобретение относится к способам определения момента постановки скважин на ремонт и может быть использовано в газовой и нефтяной промышленности. Техническим результатом является определение оптимального момента постановки скважины на ремонт. Способ включает замер разности значений динамических уровней (Δh) на начальный момент работы скважины и на текущий момент. Далее по математической формуле определяют площадь фильтрации (F), строят график зависимости площади фильтрации (F) от времени работы скважины (T) и по устойчивому падению градиента принимают решение о постановке скважины на ремонт. 1 ил.

 

Изобретение относится к способам определения момента постановки скважин на ремонт и может быть использовано в газовой и нефтяной промышленности.

В настоящее время нет единого руководящего документа, содержащего объективные критерии, по которым можно определить момент постановки скважины на ремонт. Каждое эксплуатирующее предприятие решает эту задачу самостоятельно. Так, например в ПБ 08-623-03 «Правила безопасности при разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений на континентальном шельфе» говорится о том, что подготовка к ремонтным работам проводится в соответствии с планом, утвержденным руководством эксплуатирующего предприятия. [1] (ПБ 08-623-03 «Правила безопасности при разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений на континентальном шельфе», п. 6.5).

Недостатками ныне существующего положения являются:

- отсутствие четких математических критериев, позволяющих определить оптимальный момент постановки скважины на ремонт;

- невозможность прогнозирования оптимального момента постановки скважины на ремонт;

- экономические потери, связанные с несвоевременной постановкой скважин на ремонт.

Целью предлагаемого изобретения является создание способа определения момента постановки скважины на ремонт, основанного на математическом расчете и обеспечивающего минимальные экономические потери, связанные с остановкой и ремонтом скважины.

Указанная цель достигается за счет применения математической формулы, позволяющей по объективным данным работы скважины производить расчет оптимального момента постановки скважины на ремонт.

Сущность настоящего изобретения заключается в том, что заявляемый способ определения момента постановки скважины на ремонт, согласно изобретению, предлагает с целью повышения информативности о площади (F) рабочей поверхности фильтрационной зоны замерять разность значений динамических уровней (Δh) на начальный момент работы скважины и на текущий момент, далее по формуле

где

F - площадь рабочей поверхности фильтрационной зоны, м2;

Q - дебит скважины, м3/с;

H - глубина скважины, м;

h1 - динамический уровень на начальный момент работы скважины, м;

h2 - динамический уровень на текущий момент работы скважины, м;

Δh - разность динамических уровней, м;

k - коэффициент фильтрации, м/с,

определяют площадь фильтрации (F), строят график зависимости площади фильтрации (F) от времени работы скважины (T) и по устойчивому падению градиента принимают решение о постановке скважины на ремонт.

На фиг. графически представлена зависимость изменения площади фильтрации (F) во времени (T).

Формулу (1) можно получить следующим способом. Имеется выражение линейного закона фильтрации Дарси [2] (https://ru.wikipedia.org), определяющее скорость поступления флюида в скважину:

где

- падение напора по глубине скважины (H);

k - коэффициент фильтрации, м/с.

Скорость фильтрации также может быть определена при прочих равных условиях из следующего выражения:

где:

Q - дебит скважины, м3/с;

F - площадь рабочей поверхности фильтрационной зоны, м2.

Приравняв выражения (2) и (3), получим выражение (1):

или

Способ реализуется следующим образом.

В процессе работы скважины постоянно определяются все величины, входящие в уравнение (1), по которым строится график, представленный на фиг. При этом определяется градиент падения площади рабочей поверхности фильтрационной зоны (F) в зависимости от времени работы скважины (T): . В случае, когда , делается вывод о нормальной работе скважины, а при наличии устойчивого падения значения F - о целесообразности постановки скважины на ремонт.

Простота и надежность предложенного способа позволяет использовать его для получения объективной информации о необходимости постановки скважины на ремонт. Использование способа позволяет прогнозировать работу скважины и своевременно закладывать материальные и финансовые ресурсы для ее своевременного ремонта.

ИСТОЧНИКИ ИНФОРМАЦИИ

1. ПБ 08-623-03 «Правила безопасности при разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений на континентальном шельфе», п. 6.5.

2. https://ru.wikipedia.org

Способ определения момента постановки скважины на ремонт, отличающийся тем, что с целью повышения информативности о площади (F) рабочей поверхности фильтрационной зоны ,замеряют разность значений динамических уровней (Δh) на начальный момент работы скважины и на текущий момент, далее по формуле

где

F - площадь рабочей поверхности фильтрационной зоны, м2;

Q - дебит скважины, м3/с;

H - глубина скважины, м;

h1 - динамический уровень на начальный момент работы скважины, м;

h2 - динамический уровень на текущий момент работы скважины, м;

Δh - разность динамических уровней, м;

k - коэффициент фильтрации, м/с,

определяют площадь фильтрации (F), строят график зависимости площади фильтрации (F) от времени работы скважины (T) и по устойчивому падению градиента принимают решение о постановке скважины на ремонт.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к бурению скважин, в частности к средствам отслеживания бурения множества скважин относительно друг друга. Техническим результатом является повышение точности обнаружения магнитного градиента за счет минимизации влияния тока на магнитный градиометр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для изучения явлений интерференции и взаимовлияния скважин. Предложена система определения коэффициентов взаимовлияния скважин, включающая модуль баз данных, блок выборки данных, модуль подготовки данных, модуль расчета коэффициентов, отчетный модуль, блок отображения отчетов.

Данное изобретение относится к способу визуализации скважинной среды с использованием скважинной системы визуализации. Техническим результатом является оптимизация передачи данных при различных эксплуатационных условиях.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых и газоконденсатных месторождений для контроля технического состояния скважин и оперативного изменения технологического режима их эксплуатации.

Изобретение относится к средствам для исследования подземных пластов с использованием электрических полей. Предложена система для создания или измерения электрических полей в скважине, содержащая: первый электрод, находящийся внутри скважины, имеющей ось, и имеющий электрический контакт с землей; усилитель, соединенный с первым электродом; и второй электрод, выполненный таким образом, что между первым электродом и вторым электродом создано первое электрическое поле.

Изобретение относится к области приборостроения и может быть использовано для получения информации о таянии ледника и температуре в его толще. Устройство содержит термокосу из датчиков температуры, расположенных на известном равном друг от друга расстоянии, и которые последовательно соединены между собой гибким кабелем.

Изобретение относится к данным об углеводородной скважине, собираемым на мобильной буровой установке. Технический результат - увеличение пропускной способности системы.

Изобретение относится к способам определения относительной плотности нефтяных масляных фракций и может быть использовано в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности.

Изобретение относится к определению области распространения, размеров и геометрии трещин и систем трещин, образовавшихся в результате гидроразрыва пласта, конкретно относится к способу и устройству для создания микросейсмических событий внутри трещин и систем трещин.

Изобретение относится к вибрационной технике и может быть использовано для измерения энергетических характеристик вибраций бурильных труб при бурении скважин в условиях вечной мерзлоты.

Изобретение относится к области бурения и заканчивания скважин. Компоновка со счетчиком для селективного захвата пробок включает в себя управляемый компонент.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к разработке месторождений с контактными переходными зонами вода-нефть - ВНК. Технический результат - повышение эффективности использования технологии нефтяного конуса для увеличения добычи безводной нефти.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для скважинной селекции флюида. Система содержит селектор флюида, осуществляющий выбор, через какой из множества выходных проточных каналов протекает многокомпонентный флюид, причем этот выбор основан на направлении потока многокомпонентного флюида через селектор флюида, и это направление зависит от типа флюида в многокомпонентном флюиде.

Изобретение относится к области добычи метана из угольных пластов и может быть использовано при освоении и эксплуатации метаноугольных скважин с использованием автоматического управления процессами.

Изобретение относится к области нефтедобычи и, в частности, к методам кислотной обработки призабойной зоны пласта с последующим вводом скважины в эксплуатацию. Способ также может быть применен при капитальном ремонте скважин и, в частности, при очистке каналов продуктивного пласта.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к эксплуатации скважин на завершающей стадии разработки, а именно к эксплуатации самозадавливающихся газовых скважин.

Изобретение относится к оборудованию для заканчивания нефтяных и газовых скважин, в частности для регулирования притока скважинной жидкости на отдельном участке ствола скважины.

Изобретение относится к оборудованию для добычи и увеличения производства неочищенной нефти и газа. Оборудование содержит: соединительный блок, соединенный с главным поршневым штоком, при этом главный поршневой шток выполняет возвратно-поступательные движения внутри главного цилиндра; поршневой блок, соединенный с соединительным блоком, при этом поршневой блок движется в соединении с главным поршневым штоком, чтобы добывать дополнительное количество добываемых объектов; цилиндровый блок создает давление для поднятия добываемых объектов на земную поверхность, когда поршневой блок выполняет возвратно-поступательные движения внутри поршневого блока; и блок снабжения, управляющий процессом транспортировки добываемых объектов, поднимая добываемые объекты на земную поверхность, когда поршневой блок движется вверх, и транспортируя добываемые объекты к хранилищу, когда поршневой блок движется вниз.

Изобретение относится к средствам для оптимизации газлифтных операций. Техническим результатом является повышение качества оптимизации газлифтных операций.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано в технике автоматического управления технологическими процессами и предназначено повысить надежность эксплуатации газодобывающих скважин.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может найти применение при разработке газонефтяных залежей, где добыча нефти сопряжена с высоким риском прорыва газа из газовой шапки. Технический результат - интенсификация добычи нефти и возможность контроля за перемещением газонефтяного контакта для уменьшения интенсивности конусообразования газа из газовой шапки при разработке подгазовых оторочек нефти. По способу осуществляют бурение горизонтальных добывающих скважин. В горизонтальном участке нефтедобывающих скважин устанавливают заколонные пакеры и автономные или регулируемые устройства контроля притока с созданием в нефтенасыщенном интервале не менее 3-х изолированных друг от друга секций. Дополнительно в нефтяной оторочке бурят нагнетательные горизонтальные скважины. Через них до начала работы нефтедобывающих скважин осуществляют закачку нагнетательного агента для создания в области добычи нефти давления выше начального пластового. Этим формируют основной приток флюида в нефтедобывающие скважины по латеральному направлению. Добычу газа производят через одну или несколько горизонтальных скважин в газовой шапке, расположенных под углом или перпендикулярно нефтедобывающим скважинам. Добычу осуществляют в объемах, которые позволяют создать в газовой шапке воронку депрессии над районом добычи жидких флюидов в нефтяной части в районе нефтедобывающих скважин. Этим поддерживают стабильность газонефтяного контакта с отсрочкой времени формирования конуса газа. В конструкции газовых скважин предусматривают глухие вставки, расположенные над нагнетательными скважинами, длиной не менее одного расстояния между нефтедобывающей и нагнетательной скважинами, предотвращающие добычу флюидов в этих интервалах. 2 з.п. ф-лы, 4 ил., 2 табл.
Наверх