RU2179637C1 - Способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта и устройство для его осуществления - Google Patents
Способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта и устройство для его осуществления Download PDFInfo
- Publication number
- RU2179637C1 RU2179637C1 RU2001112187/03A RU2001112187A RU2179637C1 RU 2179637 C1 RU2179637 C1 RU 2179637C1 RU 2001112187/03 A RU2001112187/03 A RU 2001112187/03A RU 2001112187 A RU2001112187 A RU 2001112187A RU 2179637 C1 RU2179637 C1 RU 2179637C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- injection
- flow
- flow rate
- fluid
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 77
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 136
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 66
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 34
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 29
- 230000002500 effect on skin Effects 0.000 claims abstract description 27
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 13
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims abstract description 10
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 132
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 132
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 86
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 14
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 7
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 claims description 3
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 30
- 230000006870 function Effects 0.000 description 29
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 10
- NAWXUBYGYWOOIX-SFHVURJKSA-N (2s)-2-[[4-[2-(2,4-diaminoquinazolin-6-yl)ethyl]benzoyl]amino]-4-methylidenepentanedioic acid Chemical compound C1=CC2=NC(N)=NC(N)=C2C=C1CCC1=CC=C(C(=O)N[C@@H](CC(=C)C(O)=O)C(O)=O)C=C1 NAWXUBYGYWOOIX-SFHVURJKSA-N 0.000 description 7
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 7
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 7
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 7
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 7
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 5
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 4
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 4
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 description 3
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 description 3
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 3
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 3
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 101100217475 Arabidopsis thaliana ACA1 gene Proteins 0.000 description 2
- 241001139947 Mida Species 0.000 description 2
- 101100533932 Saccharomyces cerevisiae (strain ATCC 204508 / S288c) SPA2 gene Proteins 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000001595 flow curve Methods 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 229910052594 sapphire Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010980 sapphire Substances 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 230000000739 chaotic effect Effects 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 229910052593 corundum Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010431 corundum Substances 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000012067 mathematical method Methods 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 238000011477 surgical intervention Methods 0.000 description 1
- 230000009897 systematic effect Effects 0.000 description 1
Images
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
- 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
- E21B49/008—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 by injection test; by analysing pressure variations in an injection or production test, e.g. for estimating the skin factor
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Measuring Volume Flow (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Excavating Of Shafts Or Tunnels (AREA)
- Nitrogen And Oxygen Or Sulfur-Condensed Heterocyclic Ring Systems (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при испытании скважины на приемистость и проведении технологического воздействия на призабойную зону скважины. Задачей изобретения является увеличение числа измеряемых параметров и повышение точности определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта. Для этого на нагнетательной линии перед устьем скважины организуют измерительный участок длиной, позволяющей фиксировать перепады давлений при течении жидких сред с минимальными гидравлическими сопротивлениями, в виде калиброванной трубы. На ней монтируют датчики расхода, датчик давления и дополнительно дифференциальный манометр с импульсными трубками, соединенными с началом и концом измерительного участка. Производят импульсную нестационарную закачку реагента. Замеряют на устье скважины давление закачки и расход реагента. Производят пересчет данных замеров на забойные условия. Определяют накопленный расход и работу, затрачиваемую на нестационарное течение в призабойной зоне пласта единицы расхода реагента. По этим показателям с учетом текущей проводимости пласта рассчитывают коэффициент скин-эффекта. Используют в качестве текущей проводимости величину, определенную по результатам кратковременного импульсного нестационарного испытания данной скважины на приемистость пластовой жидкостью. Изменяют режимы закачки реагента при достижении необходимых фильтрационных свойств призабойной зоны пласта, определенных по рассчитанному скин-эффекту. Определяют гидропроводность, пьезопроводность, радиус призабойной зоны и коэффициент скин-эффекта для каждого замера в условиях импульсной нестационарной закачки пластовой жидкости во время каждого режима закачки. 2 с. и 3 з. п. ф-лы, 1 табл., 7 ил.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при испытании скважины на приемистость и проведении технологического воздействия на призабойную зону скважины.
Известен способ разработки продуктивного пласта, включающий импульсную нестационарную закачку пластовой жидкости, замеры на устье давления закачки и расхода жидкости, определение накопленного расхода и производной функции репрессии, характеризующей работу, затрачиваемую на нестационарное течение в пласте единицы расхода пластовой жидкости, построение графика зависимости производной функции репрессии от накопленного расхода для диапазона значений гидропроводности, заведомо включающих искомую гидропроводность и выбор среди множества полученных кривых производной линии, ближе остальных отвечающей условию постоянства производной, соответствующей искомой гидропроводности пласта (Патент РФ 2151859, кл. Е 21 В 43/20, опублик. 2000 г.).
Известен способ эксплуатации скважины с одновременным определением параметров загрязненной призабойной зоны скважины, включающий импульсную нестационарную закачку пластовой жидкости со ступенчатыми изменениями расхода от минимальных до максимальных величин с задаваемым периодом, через каждые 5÷60 с замер и регистрацию давления, плотности и расхода закачиваемой пластовой жидкости, пересчет данных на забойные условия, для каждого замера в условиях импульсной нестационарной закачки пластовой жидкости во время каждого режима закачки определение функции репрессии, характеризующей нестационарное течение в призабойной зоне скважины на протяжении данного режима закачки жидкости, для каждого режима построение графика зависимости функции репрессии от логарифма времени закачки на данном режиме, на каждом из полученных графиков выделение начального наклонного прямолинейного участка, методом наименьших квадратов нахождение параметров выделенных прямолинейных участков, по которым определение гидропроводности и пьезопроводности загрязненной призабойной зоны, а также ее радиуса и коэффициента скин-эффекта (Патент РФ 2151858, кл. Е 21 В 43/20, опублик. 2000 г.).
Общим недостатком известных способов является малое число измеряемых параметров, низкая точность и эффективность определения забойного давления при закачке жидкостей со сложной реологией и трудности в определении потенциала скважины.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ эксплуатации скважины, в результате осуществления которого происходит определение характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, включающий импульсную нестационарную закачку реагента, на устье скважины замер давления закачки и расхода реагента, пересчет данных замеров на забойные условия, определение накопленного расхода и работы, затрачиваемой на нестационарное течение в призабойной зоне скважины единицы расхода реагента, по этим показателям с учетом текущей проводимости пласта рассчет коэффициента скин-эффекта, в качестве текущей проводимости использование величины, определенной по результатам кратковременного импульсного нестационарного испытания данной скважины на приемистость пластовой жидкостью, изменение режима закачки реагента при достижении необходимых фильтрационных свойств призабойной зоны скважины, определенных по скин-эффекту, рассчитанному по накопленному расходу и работе течения единицы расхода реагента в призабойной зоне скважины с учетом текущей проводимости пласта (Патент РФ 2151855, кл. Е 21 В 43/20, опублик. 2000 г. - прототип).
Недостатком известного способа является малое число измеряемых параметров и невысокая точность определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта.
В изобретении решается задача увеличения числа измеряемых параметров и повышение точности определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта.
Задача решается тем, что в способе определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, включающем импульсную нестационарную закачку реагента, замер на устье скважины давления закачки и расхода реагента, пересчет данных замеров на забойные условия, определение накопленного расхода и работы, затрачиваемой на нестационарное течение в призабойной зоне скважины единицы расхода реагента, расчет коэффициента скин-эффекта по этим показателям с учетом текущей проводимости пласта, использование в качестве текущей проводимости величины, определенной по результатам кратковременного импульсного нестационарного испытания данной скважины на приемистость, изменение режима закачки реагента при достижении необходимых фильтрационных свойств призабойной зоны скважины, определенных по скин-эффекту, рассчитанному по накопленному расходу и работе течения единицы расхода реагента в призабойной зоне скважины с учетом текущей проводимости пласта, согласно изобретению, на нагнетательной линии перед устьем скважины организуют измерительный участок длиной, позволяющей фиксировать перепады давлений при течении жидких сред с минимальными гидравлическими сопротивлениями, в виде калиброванной трубы, на которой монтируют датчики расхода, датчик давления и дополнительно дифференциальный манометр с импульсными трубками, соединенными с началом и концом измерительного участка, и производят замеры давления, расхода и перепада давлений при закачке рабочего агента в скважину.
Кроме того, для каждого замера в условиях импульсной нестационарной закачки жидкости во время каждого режима закачки определяют функцию репрессии, характеризующую нестационарное течение в призабойной зоне пласта на протяжении данного режима закачки жидкости, для каждого режима строят график зависимости функции репрессии от логарифма времени закачки на данном режиме, на каждом из полученных графиков выделяют начальный наклонный прямолинейный участок, методом наименьших квадратов находят параметры выделенных прямолинейных участков, по которым определяют гидропроводность и пьезопроводность загрязненной призабойной зоны, а также ее радиус и коэффициент скин-эффекта.
Дополнительно определяют накопленный расход и производную функции репрессии, характеризующей работу, затрачиваемую на нестационарное течение в пласте единицы расхода пластовой жидкости, строят график зависимости производной функции репрессии от накопленного расхода для диапазона значений гидропроводности, заведомо включающих искомую гидропроводность продуктивного пласта, среди множества полученных кривых производной выбирают линию, ближе остальных отвечающую условию постоянства производной, по которой определяют гидропроводность продуктивного пласта.
Известно контролирующее устройство для газовой скважины. Устройство, устанавливаемое на устье газовой скважины для определения величины давления на забое скважины, содержит фиксированный измерительный комплекс. Последний имеет датчики для измерения давления и температуры газа, которые введены в газовый поток, идущий через устье скважины. Для систематического контроля за правильностью измерений, проведенных с помощью датчиков, измерительный блок содержит автоматическое устройство, обеспечивающее периодическое взятие проб из газового потока, идущего через устье скважины. С этим устройством технологически связан процессор, обеспечивающий вычисление величины давления газа на дне скважины, которые он производит на основании данных, полученных с помощью датчиков, установленных в газовом потоке, идущем через устье скважины. К процессору подсоединен блок памяти, обеспечивающий прием, запоминание и хранение данных о давлении и температуре газа, которые поступают в блок памяти процессора через заданные интервалы времени. К блоку памяти подключен дисплей, на экране которого демонстрируется цифровая информация о давлении и температуре в газовом потоке, идущем через устье скважины, а также информация о давлении газа на забое скважины (Патент США 4414846, кл. 37-151, опублик. 1983).
Известное устройство позволяет контролировать параметры среды, исходящей из скважины, и не способно контролировать параметры при закачке среды в скважину.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является для определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, включающее датчик давления и датчики расхода, подключенные к приспособлению для регистрации параметров среды. (А.С. СССР 1469110, кл. Е 21 В 47/00, опублик. 1989 г.)
Известное устройство позволяет замерять расход рабочего агента при закачке в скважину и определять направление его движения в скважине. Однако устройство не позволяет контролировать такие параметры, как давление и его изменение. Кроме того, устройство способно определять только параметры непосредственно в точке определения и не способно определять параметры на удалении, например, на забое скважины.
Известное устройство позволяет замерять расход рабочего агента при закачке в скважину и определять направление его движения в скважине. Однако устройство не позволяет контролировать такие параметры, как давление и его изменение. Кроме того, устройство способно определять только параметры непосредственно в точке определения и не способно определять параметры на удалении, например, на забое скважины.
В изобретении решается задача увеличения числа измеряемых параметров и повышение точности определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта.
Задача решается тем, что устройство для определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, включающее датчик давления и датчики расхода, подключенные к приспособлению для регистрации параметров среды, снабжено дифференциальным манометром с импульсными трубками, вторичными блоками расходомеров и размещенными на нагнетательной линии перед устьем скважины измерительным участком, длиной, позволяющей фиксировать перепады давлений при течении жидких сред с минимальными гидравлическими сопротивлениями, в виде калиброванной трубы, на которой смонтированы датчики расхода, дифференциальный манометр с импульсными трубками, соединенными с началом и концом измерительного участка, и датчик давления, а приспособление для регистрации параметров среды выполнено в виде выносного узла с размещенными в нем блоками искрозащиты и блока сбора информации, соединенного с компьютером, при этом выходы датчиков расхода через вторичные блоки расходомеров подключены к входам блока сбора информации, с другими входами которого через блоки искрозащиты выносного узла соединены выходы датчика давления и дифференциального манометра.
Кроме того, на измерительном участке дополнительно могут быть размещены датчики для определения плотности и температуры.
Сущность изобретения
При испытании скважины на приемистость, определении потенциала скважины, определении параметров призабойной зоны, проведении технологического воздействия на призабойную зону и определении гидропроводности продуктивного пласта возникает необходимость оценки эффективности воздействия особенно при закачке жидкостей со сложной реологией - неньютоновских жидкостей. Неточная или несвоевременно полученная информация приводит к перерасходу реагентов или к недостижению задач обработки. Для этого необходим устьевой информационно-измерительный комплекс регистрации технологических показателей процесса воздействия на скважину, позволяющий контролировать параметры технологического воздействия, проводить оперативное вмешательство, а также исследовать состояние призабойной зоны скважины. В предложенном изобретении решаются данные задачи.
При испытании скважины на приемистость, определении потенциала скважины, определении параметров призабойной зоны, проведении технологического воздействия на призабойную зону и определении гидропроводности продуктивного пласта возникает необходимость оценки эффективности воздействия особенно при закачке жидкостей со сложной реологией - неньютоновских жидкостей. Неточная или несвоевременно полученная информация приводит к перерасходу реагентов или к недостижению задач обработки. Для этого необходим устьевой информационно-измерительный комплекс регистрации технологических показателей процесса воздействия на скважину, позволяющий контролировать параметры технологического воздействия, проводить оперативное вмешательство, а также исследовать состояние призабойной зоны скважины. В предложенном изобретении решаются данные задачи.
Предложенное устройство, представляющее собой информационно-измерительный комплекс, обеспечивает измерение необходимых параметров на устье скважины на нагнетательной линии при закачке рабочего агента в скважину.
Нагнетательную линию снабжают измерительным участком, представляющим собой калиброванную трубу, оснащенную дифференциальным манометром с импульсными трубками, соединенными с началом и концом участка, а также датчиками расхода и давления. Используют датчики с цифровым замером и регистрацией параметров. Для измерения и регистрации параметров среды используют выносной блок, блок сбора информации и компьютер. Измерительный участок выполняют длиной, позволяющей фиксировать перепады давлений при течении жидких сред с минимальными гидравлическими сопротивлениями. При этом на данном участке заведомо возможно фиксировать перепады давлений при течении жидких сред с большими гидравлическими сопротивлениями, например растворов полимеров, цементных растворов и пр. Длина измерительного участка определяется чувствительностью применяемых измерительных приборов и требуемой точностью измерений. На измерительном участке могут быть размещены прочие датчики, например, для определения плотности и температуры.
Посредством информационно-измерительного комплекса измеряют и регистрируют устьевое давление, потери давлений на измерительном участке и объемный расход нагнетаемой жидкости. Для каждого замера по этим данным в реальном времени процесса рассчитывают забойное давление и прочие показатели с учетом искривления ствола скважины, реологии жидкости и ее нагрева, изменениями в этой связи гидростатического давления и потерь на жидкостное трение в насосно-компрессорных трубах. Рассматривают определение динамического забойного давления при закачке в насосно-компрессорные трубы в любой последовательности обычных ньютоновских жидкостей, а также полимерных, глинистых, цементных растворов и других неньютоновских жидкостей.
На фиг.1 представлено устройство для определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта - информационно-измерительный комплекс.
Устройство включает измерительный участок 1 с датчиками расхода 2, датчиком давления 3, дифференциальным манометром 4 с импульсными трубками 5, 6, соединенными соответственно с началом и концом участка. Устройство соединено через нагнетательную линию 7 со скважиной 8. Измерительный участок 1 выполнен длиной, позволяющей фиксировать перепады давлений при течении жидких сред с минимальными гидравлическими сопротивлениями.
На фиг.2 представлена электрическая схема устройства для определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта.
Выходы датчика давления 3 и дифференциального манометра 4 соединены электрическими кабелями 9 и 10 с блоками искрозащиты 11 и 12, размещенными в выносном блоке 13, и далее с блоком сбора информации 14. Выходы датчиков расхода 2 соединены электрическими кабелями 15 и 16 с вторичными блоками расходомеров 17 и 18 и далее с блоком сбора информации 14. Блок сбора информации 14 соединен с компьютером 19.
Устройство работает следующим образом.
При нагнетании рабочего агента через измерительный участок 1 в скважину 8 аналоговые сигналы с датчика давления 3 и дифференциального манометра 4 посредством электрических кабелей 9 и 10 через блоки искрозащиты 11 и 12 поступают в выносной блок 13 и далее в блок сбора информации 14. В блоках искрозащиты 11 и 12 производится гальваническая развязка электрических цепей.
Частотные сигналы с датчиков расхода 2 посредством электрических кабелей 15 попадают на вторичные блоки расходомеров 17 и 18, откуда с помощью соединительных кабелей 16 поступают на вход соответствующих каналов блока сбора информации 14.
В блоке сбора информации 14 сигналы, поступающие на входы измерительных каналов, преобразуются в цифровую форму и передаются в компьютер 19, где с помощью программного обеспечения поступившая информация визуализируется и заносится в память компьютера 19.
При проведении технологической операции по воздействию на нефтяной пласт для интенсификации отбора или изоляции водопритока, выравнивания профиля притока или поглощения расход нагнетаемой рабочей жидкости остается относительно неизменным лишь в течение отдельных весьма коротких промежутков времени и изменяется в широких пределах в течение всей операции. В предложенном способе изначально закладывают режим импульсной нестационарной закачки реагента как наиболее общий и в наибольшей мере отвечающий условиям производства. Реализуемый в особых условиях на практике стационарный режим закачки реагента является частным случаем общего импульсного нестационарного режима. При этом справедливы все расчеты и выводы предлагаемого способа. Процесс импульсной нестационарной закачки реагента характеризуется значительными колебаниями расхода и давления с хаотичными изменениями величин по амплитуде и частоте. Расход может изменяться по амплитуде от 0,084 до 7,6 л/с, по частоте - от 0,002 до 0,02 Гц, при этом максимальный расход обеспечивает недопущение развития искусственной трещиноватости в призабойной зоне (максимально допустимое забойное давление в процессе закачки жидкости должно быть меньше давления раскрытия трещин в призабойной зоне скважины). Устьевое давление нагнетания может изменяться по амплитуде от 1 до 10÷15 МПа при той же частоте.
При проведении технологических операций на скважине посредством информационно-измерительного комплекса измеряют и регистрируют устьевое давление, плотность, потери давления на измерительном участке и объемный расход нагнетаемого реагента с интервалом в 5÷60 с (т.е. с периодом опроса 5÷60 с). Для каждого замера по этим данным в реальном времени процесса рассчитывают забойное давление с учетом искривления ствола скважины, реологии жидкости и ее нагрева, изменениями в этой связи гидростатического давления и потерь на жидкостное трение в насосно-компрессорных трубах при закачке в насосно-компрессорные трубы обычных ньютоновских жидкостей, а также полимерных, глинистых, цементных растворов и других неньютоновских жидкостей. Забойное давление определяют в такой последовательности.
В процессе технологического воздействия в скважину закачивают последовательно несколько жидкостей, различных по физико-химическим свойствам.
На α-M этапе будет закачана α-Я жидкость (при α=1;2 и т.д. в зависимости от числа жидкостей для закачки). Для каждого замера расхода нагнетаемой α-Й жидкости Qα(t) и перепада давления на измерительном участке ΔPИЗМ(t) в реальном времени процесса рассчитывают вспомогательные параметры Gα, Uα:
где Qα(t)- расход α-Й нагнетаемой жидкости в момент времени t после начала закачки, м3/сут;
dИЗМ - внутренний диаметр измерительного участка, м;
LИЗМ - длина измерительного участка (расстояние между осями импульсных трубок на измерительном участке), м;
ΔPИЗМ(t)- перепад давлений на измерительном участке (между осями импульсных трубок на измерительном участке) в момент времени t после начала закачки α-Й жидкости, МПа;
α- порядковый номер нагнетаемой жидкости.
где Qα(t)- расход α-Й нагнетаемой жидкости в момент времени t после начала закачки, м3/сут;
dИЗМ - внутренний диаметр измерительного участка, м;
LИЗМ - длина измерительного участка (расстояние между осями импульсных трубок на измерительном участке), м;
ΔPИЗМ(t)- перепад давлений на измерительном участке (между осями импульсных трубок на измерительном участке) в момент времени t после начала закачки α-Й жидкости, МПа;
α- порядковый номер нагнетаемой жидкости.
Размерности вспомогательных параметров Gα, Uα таковы:
|Gα| = 1/сут; |Uα| = МПa.
Величины вспомогательных параметров Gα и Uα, рассчитанные по формулам (1) для текущего момента t, наносят на график зависимости
Uα= Uα(Gα). (2)
На фиг.3 представлен график зависимости вспомогательного параметра Uα от вспомогательного параметра Gα на примере закачке в скважину гелеобразующего состава: водного раствора сополимера "Комета" и смолы "ДЭГ", где по оси абсцисс отложены величины lgG, по оси ординат - величины lgU.
|Gα| = 1/сут; |Uα| = МПa.
Величины вспомогательных параметров Gα и Uα, рассчитанные по формулам (1) для текущего момента t, наносят на график зависимости
Uα= Uα(Gα). (2)
На фиг.3 представлен график зависимости вспомогательного параметра Uα от вспомогательного параметра Gα на примере закачке в скважину гелеобразующего состава: водного раствора сополимера "Комета" и смолы "ДЭГ", где по оси абсцисс отложены величины lgG, по оси ординат - величины lgU.
После получения первых 30÷40 значений Uα, Gα производят аппроксимацию полученного массива точек подбором функциональной зависимости Uα= Uα(Gα). В дальнейшем по мере поступления новых данных (значений Uα, Gα)) зависимость Uα= Uα(Gα) уточняют.
После установления функциональной зависимости (2) для каждого замера Qα(t) расхода α-Й жидкости в реальном времени процесса вычисляют вспомогательный параметр
где dНКТ - внутренний диаметр насосно-компрессорных труб, м.
где dНКТ - внутренний диаметр насосно-компрессорных труб, м.
Размерность вспомогательного параметра:
Принимая
из функциональной зависимости Uα= Uα(Gα) определяют величину соответствующую величине
Размерность вспомогательного параметра:
Для каждого замера расхода Qα(t) в реальном времени процесса рассчитывают коэффициент λ[(fluidα),Δt] гидравлических сопротивлений потоку в насосно-компрессорных трубах α-Й нагнетаемой жидкости:
где вспомогательный параметр, определяемый выражением (5), МПа;
dНКТ - внутренний диаметр насосно-компрессорных труб, м;
ρУСT(fluidα)- плотность α-Й нагнетаемой жидкости в устьевых условиях, кг/м3;
Qα(t)- расход α-Й жидкости в момент времени t закачки, м3/сут;
λ[(fluidα),Δt]- коэффициент гидравлических сопротивлений потоку в насосно-компрессорных трубах α-Й нагнетаемой жидкости, величина безразмерная.
Принимая
из функциональной зависимости Uα= Uα(Gα) определяют величину соответствующую величине
Размерность вспомогательного параметра:
Для каждого замера расхода Qα(t) в реальном времени процесса рассчитывают коэффициент λ[(fluidα),Δt] гидравлических сопротивлений потоку в насосно-компрессорных трубах α-Й нагнетаемой жидкости:
где вспомогательный параметр, определяемый выражением (5), МПа;
dНКТ - внутренний диаметр насосно-компрессорных труб, м;
ρУСT(fluidα)- плотность α-Й нагнетаемой жидкости в устьевых условиях, кг/м3;
Qα(t)- расход α-Й жидкости в момент времени t закачки, м3/сут;
λ[(fluidα),Δt]- коэффициент гидравлических сопротивлений потоку в насосно-компрессорных трубах α-Й нагнетаемой жидкости, величина безразмерная.
Определенные из уравнения (6) значения коэффициента λ[(fluidα),Δt] гидравлических сопротивлений потоку в насосно-компрессорных трубах α-Й жидкости наносят на график зависимости λ[(fluidα),Δt] от расхода α-Й жидкости:
λ[(fluidα),Δt] = Ф(Qα(t)). (7)
На фиг.4 представлен график зависимости коэффициента гидравлических сопротивлений в насосно-компрессорных трубах λ[(fluidα),Δt] от расхода Qα(t) гелеобразующего состава: водного раствора сополимера "Комета" и смолы "ДЭГ", где по оси абсцисс отложены величины lgQα(t), по оси ординат - величины lgλ[(fluidα),Δt].
После получения первых 30÷40 точек [значений λ и Q(t)] производят аппроксимацию полученного массива подбором корреляционной зависимости λ[(fluidα),Δt] = Ф(Qα(t)). В дальнейшем по мере поступления новых данных [значений λ и Q(t)] зависимость (7) уточняют.
λ[(fluidα),Δt] = Ф(Qα(t)). (7)
На фиг.4 представлен график зависимости коэффициента гидравлических сопротивлений в насосно-компрессорных трубах λ[(fluidα),Δt] от расхода Qα(t) гелеобразующего состава: водного раствора сополимера "Комета" и смолы "ДЭГ", где по оси абсцисс отложены величины lgQα(t), по оси ординат - величины lgλ[(fluidα),Δt].
После получения первых 30÷40 точек [значений λ и Q(t)] производят аппроксимацию полученного массива подбором корреляционной зависимости λ[(fluidα),Δt] = Ф(Qα(t)). В дальнейшем по мере поступления новых данных [значений λ и Q(t)] зависимость (7) уточняют.
Для каждого замера расхода Qα(t) по корреляционной зависимости λ[(fluidα),Δt] = Ф(Qα(t)) в реальном времени процесса рассчитывают коэффициент λ[(fluidα),Δt] гидравлических сопротивлений потоку в насосно-компрессорных трубах α-Й нагнетаемой жидкости.
По этим данным для каждого замера расхода Qα(t) в реальном времени процесса рассчитывают потери давления РТР(t) на жидкостное трение в насосно-компрессорных трубах потока α-Й нагнетаемой жидкости:
где РТР(t) - потери давления потока α-Й нагнетаемой жидкости в насосно-
компрессорных трубах вследствие жидкостного трения в момент времени t, МПа;
L - длина насосно-компрессорных труб (расстояние по стволу скважины от устья до башмака насосно-компрессорных труб), м;
λ[(fluidα),Δt]- коэффициент гидравлических сопротивлений потоку в насосно-компрессорных трубах α-Й нагнетаемой жидкости, определенный для каждого замера расхода Qα(t) по корреляционной зависимости (7)
λ[(fluidα),Δt] = Ф(Qα(t));
dНКТ - внутренний диаметр насосно-компрессорных труб, м;
ρУСT(fluidα)- плотность α-Й жидкости в устьевых условиях, кг/м3;
Qα(t)- расход α-Й жидкости в момент времени t закачки, м3/сут.
где РТР(t) - потери давления потока α-Й нагнетаемой жидкости в насосно-
компрессорных трубах вследствие жидкостного трения в момент времени t, МПа;
L - длина насосно-компрессорных труб (расстояние по стволу скважины от устья до башмака насосно-компрессорных труб), м;
λ[(fluidα),Δt]- коэффициент гидравлических сопротивлений потоку в насосно-компрессорных трубах α-Й нагнетаемой жидкости, определенный для каждого замера расхода Qα(t) по корреляционной зависимости (7)
λ[(fluidα),Δt] = Ф(Qα(t));
dНКТ - внутренний диаметр насосно-компрессорных труб, м;
ρУСT(fluidα)- плотность α-Й жидкости в устьевых условиях, кг/м3;
Qα(t)- расход α-Й жидкости в момент времени t закачки, м3/сут.
Динамическое забойное давление РС(t) на глубине башмака насосно-компрессорных труб L в текущий момент времени t равно:
РC(t)=PУСТ(t)+РГ(t)-PТР(t) (9)
где РС(t) - забойное давление на глубине L башмака насосно-компрессорных труб в момент t нагнетания α-Й жидкости, МПа;
РУСТ(t) - устьевое давление в момент t закачки α-Й жидкости, МПа;
РГ(t) - гидростатическое давление, создаваемое столбом α-Й жидкости в момент времени t, МПа;
РТР(t) - потери давления потока α-Й нагнетаемой жидкости в насосно-компрессорных трубах вследствие жидкостного трения в момент времени t, МПа, определены по формуле (8).
РC(t)=PУСТ(t)+РГ(t)-PТР(t) (9)
где РС(t) - забойное давление на глубине L башмака насосно-компрессорных труб в момент t нагнетания α-Й жидкости, МПа;
РУСТ(t) - устьевое давление в момент t закачки α-Й жидкости, МПа;
РГ(t) - гидростатическое давление, создаваемое столбом α-Й жидкости в момент времени t, МПа;
РТР(t) - потери давления потока α-Й нагнетаемой жидкости в насосно-компрессорных трубах вследствие жидкостного трения в момент времени t, МПа, определены по формуле (8).
Репрессия на пласт ΔPC(t) в момент t закачки α-Й жидкости равна:
ΔPC(t) = PC(t)-PПЛ, (10)
где РПЛ - пластовое давление, приведенное к глубине L башмака насосно-компрессорных труб, МПа.
ΔPC(t) = PC(t)-PПЛ, (10)
где РПЛ - пластовое давление, приведенное к глубине L башмака насосно-компрессорных труб, МПа.
Для определения коэффициента S скин-эффекта при проведении технологических операций на скважине замеряют и регистрируют устьевое давление, плотность и объемный расход α-Й нагнетаемой жидкости с интервалом в 5÷60 с (т.е. с периодом опроса 5÷60 с). Для каждого замера в момент t по этим данным в реальном времени процесса рассчитывают потери давления РТР(t) на жидкостное трение в насосно-компрессорных трубах, гидростатическое давление РГ(t) столба α-Й нагнетаемой жидкости, динамическое забойное давление РС(t) по формуле (9), репрессию на пласт ΔPC(t) по формуле (10), объемный расход α-Й жидкости Q(t) в забойных условиях. Затем для каждого текущего момента времени tN определяют величину функции репрессии Y(tN), характеризующей работу единицы расхода α-Й жидкости на нестационарное течение в призабойной зоне скважины, по формуле:
где N=2; 3; 4;... - номер текущего замера устьевого давления, плотности и объемного расхода α-Й нагнетаемой жидкости;
n=0; 1; 2; 3;... N-1 - номера предыдущих замеров;
t0 - время начала закачки (начальный замер n=0), с;
t1;... tn - время первого,... n замеров, с;
tN - время текущего замера, с;
ΔPC(tO); ...ΔPC(tn)- репрессия на пласт в начале закачки и в момент времени tn предшествующего n замера, Па;
ΔPC(tN)- репрессия на пласт в момент tN текущего N замера, Па;
Q0, . . . Qn - объемный расход α-Й жидкости в забойных условиях в начале закачки и в момент предшествующего n замера, м3/с;
Y(tN) - функция репрессии, характеризующая работу, затраченную на нестационарное течение в призабойной зоне единицы расхода α-Й жидкости, в текущий момент времени tN с начала процесса, Па•с;
ε- гидропроводность пласта, м2•м/Па•c:
k - проницаемость пласта для пластовой жидкости, м2;
h - эффективная толщина продуктивного пласта, принимающего нагнетаемую жидкость, м;
μ- вязкость пластовой жидкости, Па•с.
где N=2; 3; 4;... - номер текущего замера устьевого давления, плотности и объемного расхода α-Й нагнетаемой жидкости;
n=0; 1; 2; 3;... N-1 - номера предыдущих замеров;
t0 - время начала закачки (начальный замер n=0), с;
t1;... tn - время первого,... n замеров, с;
tN - время текущего замера, с;
ΔPC(tO); ...ΔPC(tn)- репрессия на пласт в начале закачки и в момент времени tn предшествующего n замера, Па;
ΔPC(tN)- репрессия на пласт в момент tN текущего N замера, Па;
Q0, . . . Qn - объемный расход α-Й жидкости в забойных условиях в начале закачки и в момент предшествующего n замера, м3/с;
Y(tN) - функция репрессии, характеризующая работу, затраченную на нестационарное течение в призабойной зоне единицы расхода α-Й жидкости, в текущий момент времени tN с начала процесса, Па•с;
ε- гидропроводность пласта, м2•м/Па•c:
k - проницаемость пласта для пластовой жидкости, м2;
h - эффективная толщина продуктивного пласта, принимающего нагнетаемую жидкость, м;
μ- вязкость пластовой жидкости, Па•с.
Одновременно с функцией репрессии Y(tN) вычисляют накопленный объем жидкости в забойных условиях W(tN), поступившего в пласт к моменту времени tN с начала закачки, по формуле:
Полученные значения Y(tN) и W(tN) наносят на график.
Полученные значения Y(tN) и W(tN) наносят на график.
На фиг. 5 представлен график зависимости функции репрессии Y(tN) от накопленного объема жидкости W(tN) на примере закачки в скважину гелеобразующего состава: водного раствора сополимера "Комета" и смолы "ДЭГ", где по оси абсцисс отложены величины накопленного объема W(tN), м3, по оси ординат - величины функции репрессии Y(tN), МПа•с. На фиг.5 приняты следующие условные обозначения: 1 - первый прямолинейный участок при закачке в пласт 6,7 м3 гелеобразующего состава, 2 - второй прямолинейный участок при дальнейшей закачке в пласт 1,2 м3 гелеобразующего состава, 3 - третий прямолинейный участок при дальнейшей закачке в пласт 4,4 м3 гелеобразующего состава, 4 - четвертый прямолинейный участок при продавке в пласт 4,2 м3 пластовой воды.
При наличии цифровой регистрации устьевых параметров и системы компьютерного анализа определение величин Y(tN), W(tN) и построение графика зависимости:
Y(tN)=Y[W(tN)] (14)
производят непосредственно в процессе технологического воздействия в реальном времени.
Y(tN)=Y[W(tN)] (14)
производят непосредственно в процессе технологического воздействия в реальном времени.
Производят аппроксимацию отдельных участков графика зависимости (14) прямолинейными отрезками. В интервале времени [tj, tj+1] линейной аппроксимации определяют наклон прямолинейного участка Bj. Величину коэффициента скин-эффекта Sj, отражающего состояние призабойной зоны скважины в интервале времени [tj, tj+1] технологической операции определяют по формуле:
где Sj - коэффициент скин-эффекта, отражающий дополнительные фильтрационные сопротивления потоку жидкости вследствие загрязнения и несовершенства вскрытия призабойной зоны скважины, в интервале времени [tj, tj+1] технологического воздействия;
rC - радиус скважины, м;
χ- пьезопроводность продуктивного пласта, м2/с;
Bj - наклон графика зависимости (14) в интервале времени [tj, tj+1] технологического воздействия, Па•с/м3.
где Sj - коэффициент скин-эффекта, отражающий дополнительные фильтрационные сопротивления потоку жидкости вследствие загрязнения и несовершенства вскрытия призабойной зоны скважины, в интервале времени [tj, tj+1] технологического воздействия;
rC - радиус скважины, м;
χ- пьезопроводность продуктивного пласта, м2/с;
Bj - наклон графика зависимости (14) в интервале времени [tj, tj+1] технологического воздействия, Па•с/м3.
После достижения запланированной величины скин-эффекта изменяют режим закачки вплоть до ее прекращения.
При определении гидропроводности пласта ε проводят закачку пластовой жидкости в добывающую или нагнетательную скважину. До проведения операции на скважине задают произвольный ряд M значений гидропроводности пласта εm
ε1< ε2 <...< εm< ...< εM, (16)
заведомо включающих истинную величину гидропроводности пласта εИСТ
ε1< εИСТ< εM. (17)
Организуют процесс импульсной нестационарной закачки пластовой жидкости в скважину. При этом на устье выполняют замеры и регистрацию устьевых давлений, плотности и объемного расхода нагнетаемой пластовой жидкости. Для каждого замера в момент времени t по этим данным в реальном времени процесса рассчитывают потери давления PТР(t) на жидкостное трение в насосно-компрессорных трубах, гидростатическое давление PГ(t) столба нагнетаемой жидкости, динамическое забойное давление РС(t) по формуле (9), репрессию на пласт ΔPC(t) по формуле (10).
ε1< ε2 <...< εm< ...< εM, (16)
заведомо включающих истинную величину гидропроводности пласта εИСТ
ε1< εИСТ< εM. (17)
Организуют процесс импульсной нестационарной закачки пластовой жидкости в скважину. При этом на устье выполняют замеры и регистрацию устьевых давлений, плотности и объемного расхода нагнетаемой пластовой жидкости. Для каждого замера в момент времени t по этим данным в реальном времени процесса рассчитывают потери давления PТР(t) на жидкостное трение в насосно-компрессорных трубах, гидростатическое давление PГ(t) столба нагнетаемой жидкости, динамическое забойное давление РС(t) по формуле (9), репрессию на пласт ΔPC(t) по формуле (10).
Рассчитывают объемный расход нагнетаемой жидкости Q(t) в забойных условиях. Затем для каждого из принятых значений εm гидропроводности пласта определяют значения производной ΔYm/ΔXm(tN) функции репрессии на пласт по формуле
где N, N-1 - номера текущего и предыдущего замеров (N=2; 3; 4;...) устьевого давления, плотности и объемного расхода нагнетаемой жидкости;
i=0; 1; 2;... N-2 - номера предшествующих замеров;
tN, tN-1 - время текущего и предыдущего замеров, с;
t0; t1;... ti - время предшествующих замеров, с;
∋PC(tN), ∋PC(tN1)- репрессия на пласт в текущем и предыдущем замерах, Па;
QN, QN-1 - объемный расход жидкости в забойных условиях в текущем и предыдущем замерах, м3/с;
Qi - объемный расход жидкости в забойных условиях в предшествующих замерах, м3/с;
8m(tN) - функция репрессии, характеризующая работу, затраченную на нестационарное течение единицы расхода жидкости в пласте гидропроводностью Hm, в момент времени tN с начала процесса, Па•с;
Hm - принятая в расчетах гидропроводность пласта, м2•м/Па•с:
km - принятая в расчетах проницаемость пласта для пластовой жидкости, м2;
h - эффективная толщина продуктивного пласта, принимающего нагнетаемую пластовую жидкость, м;
П - вязкость пластовой жидкости, Па•с.
где N, N-1 - номера текущего и предыдущего замеров (N=2; 3; 4;...) устьевого давления, плотности и объемного расхода нагнетаемой жидкости;
i=0; 1; 2;... N-2 - номера предшествующих замеров;
tN, tN-1 - время текущего и предыдущего замеров, с;
t0; t1;... ti - время предшествующих замеров, с;
∋PC(tN), ∋PC(tN1)- репрессия на пласт в текущем и предыдущем замерах, Па;
QN, QN-1 - объемный расход жидкости в забойных условиях в текущем и предыдущем замерах, м3/с;
Qi - объемный расход жидкости в забойных условиях в предшествующих замерах, м3/с;
8m(tN) - функция репрессии, характеризующая работу, затраченную на нестационарное течение единицы расхода жидкости в пласте гидропроводностью Hm, в момент времени tN с начала процесса, Па•с;
Hm - принятая в расчетах гидропроводность пласта, м2•м/Па•с:
km - принятая в расчетах проницаемость пласта для пластовой жидкости, м2;
h - эффективная толщина продуктивного пласта, принимающего нагнетаемую пластовую жидкость, м;
П - вязкость пластовой жидкости, Па•с.
Одновременно с ∋8m/∋&m(tN) для того же момента времени tN по формуле (13) определяют накопленный объем жидкости в забойных условиях W(tN), поступившей в пласт к моменту времени tN с начала закачки.
Полученные значения наносят на график.
На фиг. 6 представлен график зависимости производной ∋8m/∋&mtN функции репрессии на пласт от накопленного объема жидкости в забойных условиях W(tN) на примере закачки в скважину пластовой жидкости, где по оси абсцисс отложены величины накопленного объема жидкости, м3, по оси ординат - величины производной функции репрессии на пласт. На фиг.6 приняты следующие условные обозначения:
график производной, когда в расчетах принята гидропроводность пласта 5,1 мкм2•м/мПа•с;
-■- график производной, когда в расчетах принята гидропроводность пласта 20,4 мкм2•м/мПа•с;
-Δ- график производной, когда в расчетах принята гидропроводность пласта 10,3 мкм2•м/мПа•с.
график производной, когда в расчетах принята гидропроводность пласта 5,1 мкм2•м/мПа•с;
-■- график производной, когда в расчетах принята гидропроводность пласта 20,4 мкм2•м/мПа•с;
-Δ- график производной, когда в расчетах принята гидропроводность пласта 10,3 мкм2•м/мПа•с.
Графики производной ∋8/∋& существенно зависят от принятой величины гидропроводности пласта Hm. Чем ближе значения Hm к истинной величине гидропроводности пласта HИСТ, тем ближе графики производной ∋8/∋& к прямой, параллельной оси абсцисс. Если истинное значение HИСТ включено в диапазон (17), то среди полученных кривых зависимости
устанавливаются одна - две линии, ближе остальных отвечающих условию:
∋8/∋& >t, HИСТ≅ = const. (21)
Далее известным методом последовательного приближения находят величину гидропроводности пласта H, при которой производная ∋8/∋& может быть принята постоянной наилучшим образом. Выбор оптимального выполнения условия (21) достигают численными методами с использованием аппарата практической физики. Величина, обеспечивающая выполнение условия наилучшим образом, и является искомым значением гидропроводности пласта H.
устанавливаются одна - две линии, ближе остальных отвечающих условию:
∋8/∋& >t, HИСТ≅ = const. (21)
Далее известным методом последовательного приближения находят величину гидропроводности пласта H, при которой производная ∋8/∋& может быть принята постоянной наилучшим образом. Выбор оптимального выполнения условия (21) достигают численными методами с использованием аппарата практической физики. Величина, обеспечивающая выполнение условия наилучшим образом, и является искомым значением гидропроводности пласта H.
До определения параметров призабойной зоны предлагаемым способом на скважине организуют предварительные исследования с целью уточнения гидропроводности пласта ε и установления факта существенного загрязнения призабойной зоны (S>20÷30).
Если полученная тем или иным известным способом величина коэффициента скин-эффекта S≥20÷30, реализуют предлагаемый способ.
Указанный предел обусловлен современным техническим уровнем операций по закачке жидкостей в пласты, гарантирует достоверное определение параметров призабойной зоны при регистрации расхода и давления закачки на устье и может быть снижен применением устьевой станции контроля технологических процессов.
Для реализации предлагаемого способа на устье скважины организуют основной процесс импульсной нестационарной закачки пластовой жидкости, который характеризуется колебаниями расхода от минимальных величин, обеспечивающих стабильную закачку с противодавлением на устье скважины, до максимальных, обеспечивающих при этом недопущение развития искусственной трещинности в призабойной зоне пласта. Это достигается выполнением следующего условия:
где PC макс - максимально допустимое забойное давление в процессе закачки пластовой жидкости, МПа;
σраск- давление раскрытия трещин в призабойной зоне пласта, МПа.
где PC макс - максимально допустимое забойное давление в процессе закачки пластовой жидкости, МПа;
σраск- давление раскрытия трещин в призабойной зоне пласта, МПа.
Установлено, что для получения достоверных результатов необходимо провести закачку на нескольких (4÷6 и более) режимах нагнетания с резкой сменой расхода с большего на меньший и наоборот.
Продолжительность закачки Δθ на каждом режиме устанавливают опытным путем или приближенно оценивают так:
где S - значение коэффициента скин-эффекта, определенное при предварительных испытаниях скважины;
χ- пьезопроводность пласта, м2/с.
где S - значение коэффициента скин-эффекта, определенное при предварительных испытаниях скважины;
χ- пьезопроводность пласта, м2/с.
В формуле (23) коэффициент S безразмерен, а размерность продолжительности закачки на каждом режиме такова: |Δθ| = c.
На основе выполненных оценок на устье организуют основной процесс импульсной нестационарной закачки пластовой жидкости так, чтобы кривая переменного расхода являлась ступенчатой функцией времени t нагнетания:
где t - текущее время от начала процесса основной закачки пластовой жидкости, с;
Z=1, 2,... - порядковый номер режима основной закачки;
время начала и окончания Z режима основной закачки (начало первого режима закачки ), с;
средний расход в течение Z режима основной закачки (приближенное равенство означает, что в процессе основной закачки пластовой жидкости допускаются колебания расхода до 20÷30% от средней величины расхода на данном режиме), м3/с.
На основе выполненных оценок на устье организуют основной процесс импульсной нестационарной закачки пластовой жидкости так, чтобы кривая переменного расхода являлась ступенчатой функцией времени t нагнетания:
где t - текущее время от начала процесса основной закачки пластовой жидкости, с;
Z=1, 2,... - порядковый номер режима основной закачки;
время начала и окончания Z режима основной закачки (начало первого режима закачки ), с;
средний расход в течение Z режима основной закачки (приближенное равенство означает, что в процессе основной закачки пластовой жидкости допускаются колебания расхода до 20÷30% от средней величины расхода на данном режиме), м3/с.
В процессе закачки на скважине замеряют и регистрируют устьевое давление, плотность и объемный расход пластовой жидкости с интервалом в 5÷60 с (т. е. с периодом опроса 5÷60 с). Для каждого замера в момент времени t по этим данным в реальном времени процесса рассчитывают потери давления PТР(t) на жидкостное трение в насосно-компрессорных трубах, гидростатическое давление РC(t) столба нагнетаемой пластовой жидкости, динамическое забойное давление РC(t) по
формуле (9), репрессию на пласт ΔPC(t) по формуле (10), объемный расход пластовой жидкости Q(t) в забойных условиях. Затем для каждого N замера, выполненного в текущем временном интервале на Z режиме закачки, определяют функцию репрессии ΨZ(ΔtZ), характеризующую нестационарное течение нагнетаемой жидкости в призабойной зоне на данном режиме, по формуле:
(25)
где N=2; 3; 4... - номер текущего замера;
i=0; 1; 2;... N-1 - номера предшествующих замеров;
ΔPC(tN), ΔPC(tN-1)- репрессия на пласт в текущем и предыдущем замерах, Па;
QN, QN-1 - объемный расход жидкости в забойных условиях в текущем и предыдущем замерах, м3/с;
Qi - объемный расход жидкости в забойных условиях в предшествующих замерах, м3/с;
tN - время текущего замера, с;
t0, t1,... tN-1 - время предшествующих замеров, с;
∋tZ- временной интервал текущего режима основной закачки при
Ф - пьезопроводность пласта, м2/с;
rc - радиус скважины, м.
формуле (9), репрессию на пласт ΔPC(t) по формуле (10), объемный расход пластовой жидкости Q(t) в забойных условиях. Затем для каждого N замера, выполненного в текущем временном интервале на Z режиме закачки, определяют функцию репрессии ΨZ(ΔtZ), характеризующую нестационарное течение нагнетаемой жидкости в призабойной зоне на данном режиме, по формуле:
(25)
где N=2; 3; 4... - номер текущего замера;
i=0; 1; 2;... N-1 - номера предшествующих замеров;
ΔPC(tN), ΔPC(tN-1)- репрессия на пласт в текущем и предыдущем замерах, Па;
QN, QN-1 - объемный расход жидкости в забойных условиях в текущем и предыдущем замерах, м3/с;
Qi - объемный расход жидкости в забойных условиях в предшествующих замерах, м3/с;
tN - время текущего замера, с;
t0, t1,... tN-1 - время предшествующих замеров, с;
∋tZ- временной интервал текущего режима основной закачки при
Ф - пьезопроводность пласта, м2/с;
rc - радиус скважины, м.
Величина функции репрессии < Z(∋tZ) безразмерна.
Расчеты по формуле (25) выполняют последовательно для всех замеров устьевых параметров. Для каждого режима Z закачки на основе выполненных замеров устьевых параметров и расчетов по приведенным формулам строят график.
На фиг. 7 представлен график зависимости функции репрессии <Z(∋tZ) от временного интервала ∋tZ на примере закачки в скважину пластовой жидкости, где по оси абсцисс отложены величины ln∋tZ, по оси ординат - величины функции репрессии <Z(∋tZ), соответствующие данному временному интервалу ∋tZ.
На фиг.7 приняты следующие условные обозначения: Z=1, 2... 10 - графики функции репрессии в период времени ∋tZ закачки пластовой жидкости в нефтедобывающую скважину на Z режиме с расходом
При наличии цифровой регистрации устьевых параметров и системы компьютерного анализа определение величин ln∋tZ, <Z(∋tZ) и построение графиков зависимости ΨZ(ΔtZ) = Ф(lnΔtZ) производят непосредственно в процессе закачки жидкости в реальном времени tN текущего замера.
На фиг.7 приняты следующие условные обозначения: Z=1, 2... 10 - графики функции репрессии в период времени ∋tZ закачки пластовой жидкости в нефтедобывающую скважину на Z режиме с расходом
При наличии цифровой регистрации устьевых параметров и системы компьютерного анализа определение величин ln∋tZ, <Z(∋tZ) и построение графиков зависимости ΨZ(ΔtZ) = Ф(lnΔtZ) производят непосредственно в процессе закачки жидкости в реальном времени tN текущего замера.
Таким образом, каждому из режимов основной закачки соответствует своя линия (фиг. 7). В общем случае на каждом из полученных графиков выделяют начальный наклонный прямолинейный участок (пример дан в табл. 1), отражающий нестационарное течение нагнетаемой жидкости в загрязненной призабойной зоне на данном Z режиме закачки и описываемый уравнением прямой линии:
ΨZ(ΔtZ) = aZ+bZ•lnΔtZ. (27)
Известным математическим методом наименьших квадратов находят наклон bZ и начальный участок аZ выделенного прямолинейного отрезка на каждом Z режиме закачки. После этого определяют:
гидропроводность призабойной зоны скважины εПЗС
пьезопроводность призабойной зоны скважины χПЗС
Поскольку все прямые уравнения (9) имеют общую точку пересечения, используя найденные коэффициенты aZ, bZ, aZ-1, bZ-1 для двух смежных режимов (Z, Z-1) закачки, определяют коэффициент скин-эффекта S:
после чего рассчитывают радиус RПЗС зоны загрязнения:
В формулах (28)-(31) размерности величин таковы: [ε] = м2•м/Па•c; [χ] = м2/c; [R]=м, коэффициенты aZ, bZ, S безразмерны.
ΨZ(ΔtZ) = aZ+bZ•lnΔtZ. (27)
Известным математическим методом наименьших квадратов находят наклон bZ и начальный участок аZ выделенного прямолинейного отрезка на каждом Z режиме закачки. После этого определяют:
гидропроводность призабойной зоны скважины εПЗС
пьезопроводность призабойной зоны скважины χПЗС
Поскольку все прямые уравнения (9) имеют общую точку пересечения, используя найденные коэффициенты aZ, bZ, aZ-1, bZ-1 для двух смежных режимов (Z, Z-1) закачки, определяют коэффициент скин-эффекта S:
после чего рассчитывают радиус RПЗС зоны загрязнения:
В формулах (28)-(31) размерности величин таковы: [ε] = м2•м/Па•c; [χ] = м2/c; [R]=м, коэффициенты aZ, bZ, S безразмерны.
Примеры конкретного выполнения
Пример 1. На нагнетательной линии перед устьем скважины организуют измерительный участок согласно фиг.1 и 2 длиной 6 м, позволяющей фиксировать перепады давлений при течении жидких сред с минимальными гидравлическими сопротивлениями.
Пример 1. На нагнетательной линии перед устьем скважины организуют измерительный участок согласно фиг.1 и 2 длиной 6 м, позволяющей фиксировать перепады давлений при течении жидких сред с минимальными гидравлическими сопротивлениями.
Измерительный участок выполняют в виде калиброванной трубы 1 с внутренним диаметром 62 мм, на которой монтируют два датчика расхода 2 марки ПЭА1, датчик давления 3 марки "МИДА" и дифференциальный манометр 4 типа "Сапфир" с импульсными трубками 5 и 6, соединенными с началом и концом измерительного участка. Замеры давления, расхода и перепада давлений при закачке рабочего агента проводят на измерительном участке 1. Измерительный участок 1 выполнен длиной, позволяющей фиксировать перепады давлений при течении жидких сред с минимальными гидравлическими сопротивлениями. Устройство соединено через нагнетательную линию 7 со скважиной 8.
Выходы датчика давления 3 марки "МИДА" и дифференциального манометра 4 типа "Сапфир" соединены электрическими кабелями 9 и 10 с блоками искрозащиты 11 типа "Корунд" и 12 типа "Взлет", размещенными в выносном блоке 13, и далее с блоком сбора информации 14. Выходы датчиков расхода 2 марки ПЭА1 соединены электрическими кабелями 15 и 16 с вторичными блоками расходомеров 17 типа "Взлет" БИИ и 18 "Днепр-7" БП и далее с блоком сбора информации 14. Блок сбора информации 14 соединен с компьютером 19 типа Ноутбук.
При нагнетании рабочего агента через измерительный участок 1 в скважину 8 аналоговые сигналы с датчика давления 3 и дифференциального манометра 4 посредством электрических кабелей 9 и 10 через блоки искрозащиты 11 и 12 поступают в выносной блок 13 и далее в блок сбора информации 14. В блоках искрозащиты 11 и 12 производится гальваническая развязка электрических цепей.
Частотные сигналы с датчиков расхода 2 посредством электрических кабелей 15 попадают на вторичные блоки расходомеров 17 и 18, откуда с помощью соединительных кабелей 16 поступают на вход соответствующих каналов блока сбора информации 14.
В блоке сбора информации 14 сигналы, поступающие на входы измерительных каналов, преобразуются в цифровую форму и передаются в компьютер 19, где с помощью программного обеспечения поступившая информация визуализируется и заносится в память компьютера 19.
При эксплуатации скважины проводят обработку призабойной зоны в нефтедобывающей скважине глубиной 2230 м с целью изоляции водопритоков.
На устье скважины организуют процесс импульсной нестационарной закачки реагента с колебаниями расхода и давления с хаотичными изменениями величин по амплитуде и частоте. Расход изменяется по амплитуде от 0,084 до 7,6 л/с, по частоте - от 0,002 до 0,02 Гц. Давление изменяется по амплитуде от 1 до 10÷15 МПа при той же частоте.
Процесс обработки скважины заключается в закачке в призабойную зону пласта порций гелеобразующего состава (α = 1) и его продавке пластовой водой (α = 2). В качестве гелеобразующего состава используют водный раствор сополимера "Комета" и смолы "ДЭГ", образующих псевдопластичную систему. Закачку ведут с начальным расходом 5,3 л/с.
При закачке гелеобразующего состава на скважине выполняют замеры и регистрацию устьевого давления, перепада давлений на измерительном участке, плотности и объемного расхода нагнетаемого раствора с периодом опроса 5 с. Для каждого замера расхода нагнетаемой жидкости Q1(t) и перепада давлений на измерительном участке ΔPИЗМ(t) в реальнoм времени процесса рассчитывают вспомогательные параметры G1, U1 по формулам (1). Так, для t=1150 с насосно-компрессорные трубы были полностью заполнены водным раствором сополимера "Комета" и смолы "ДЭГ", при этом устьевые замеры расхода, устьевого давления и перепада давлений на измерительном участке соответственно равны:
Q1(t)=829,44 м3/сут;
РУСТ(t)=13,614 МПа
ΔPИЗМ(t) = 0,01441 МПа.
Тогда из формулы (1) для t= 1150 с вспомогательные параметры G1, U1 равны:
где dИЗМ=0,062 м - внутренний диаметр измерительного участка;
LИЗМ= 6 м - длина измерительного участка (расстояние между осями импульсных трубок на измерительном участке).
Q1(t)=829,44 м3/сут;
РУСТ(t)=13,614 МПа
ΔPИЗМ(t) = 0,01441 МПа.
Тогда из формулы (1) для t= 1150 с вспомогательные параметры G1, U1 равны:
где dИЗМ=0,062 м - внутренний диаметр измерительного участка;
LИЗМ= 6 м - длина измерительного участка (расстояние между осями импульсных трубок на измерительном участке).
Величины вспомогательных параметров G1, U1, рассчитанные по формулам (1) для момента t, наносят на график зависимости (фиг.3)
U1=U1(G1),
где по оси абсцисс откладывают величины lgG, по оси ординат - величины lgU.
U1=U1(G1),
где по оси абсцисс откладывают величины lgG, по оси ординат - величины lgU.
После получения первых 40 значений U1=U1(G1) производят аппроксимацию полученного массива точек корреляционной зависимостью:
U1=10-13,981•G1 1,5525
В дальнейшем по мере поступления новых данных (значений пар GJ и UJ) параметры функциональной зависимости U1=U1(G1) практически не изменились.
U1=10-13,981•G1 1,5525
В дальнейшем по мере поступления новых данных (значений пар GJ и UJ) параметры функциональной зависимости U1=U1(G1) практически не изменились.
После установления вида корреляционной зависимости (2) для каждого замера расхода Q1(t) гелеобразующего состава в реальном времени процесса по формуле (3) вычисляют вспомогательный параметр Так, для t=1150 с:
где dНКТ=0,059 м - внутренний диаметр насосно-компрессорных труб.
где dНКТ=0,059 м - внутренний диаметр насосно-компрессорных труб.
Принимая из корреляционной зависимости (2) U1= U1(G1) определяют величину
Для каждого замера расхода Q(t) в реальном времени процесса по формуле (6) рассчитывают коэффициент λ[(fluid1),Δt] гидравлических сопротивлений потоку в насосно-компрессорных трубах гелеобразующего состава. Так, для t= 1150 с при расходе Q1(t)=829,44 м3/сут:
где вспомогательный параметр; dНКТ=0.059м - внутренний диаметр насосно-компрессорных труб; ρУСT(fluid1) = 1000 кг/м3- плотность гелеобразующего состава в устьевых условиях, кг/м3; Q1(t)=829,44 м3/сут - расход жидкости в момент t=1150 с; коэффициент гидравлических сопротивлений потоку в насосно-компрессорных трубах гелеобразующего состава при расходе Q1(t)=829,44 м3/сут.
Для каждого замера расхода Q(t) в реальном времени процесса по формуле (6) рассчитывают коэффициент λ[(fluid1),Δt] гидравлических сопротивлений потоку в насосно-компрессорных трубах гелеобразующего состава. Так, для t= 1150 с при расходе Q1(t)=829,44 м3/сут:
где вспомогательный параметр; dНКТ=0.059м - внутренний диаметр насосно-компрессорных труб; ρУСT(fluid1) = 1000 кг/м3- плотность гелеобразующего состава в устьевых условиях, кг/м3; Q1(t)=829,44 м3/сут - расход жидкости в момент t=1150 с; коэффициент гидравлических сопротивлений потоку в насосно-компрессорных трубах гелеобразующего состава при расходе Q1(t)=829,44 м3/сут.
Определенные из уравнения (6) значения коэффициента λ[(fluid1),Δt] гидравлических сопротивлений потоку в насосно-компрессорных трубах гелеобразующего состава наносят на график зависимости λ[(fluid1),Δt] = Ф(Q1(t)) (фиг. 4). По оси абсцисс откладывают величины lg Q1(t), по ординат - величины lgλ[(fluid1),Δt].
После получения первых 40 точек производят аппроксимацию полученного массива. Корреляционная зависимость λ[(fluid1),Δt] = Ф(Q1(t)) имеет вид
λ[(fluid1),Δt] = 0,61873•Q .
В дальнейшем по мере поступления новых данных параметры функциональной зависимости U1=U1(G1) практически не изменились.
После получения первых 40 точек производят аппроксимацию полученного массива. Корреляционная зависимость λ[(fluid1),Δt] = Ф(Q1(t)) имеет вид
λ[(fluid1),Δt] = 0,61873•Q
В дальнейшем по мере поступления новых данных параметры функциональной зависимости U1=U1(G1) практически не изменились.
Для каждого замера расхода Q1(t) по корреляционной зависимости λ[(fluid1),Δt] = 0,61873•Q в реальном времени процесса рассчитывают коэффициент гидравлических сопротивлений в насосно-компрессорных трубах потока гелеобразующего состава (водного раствора сополимера "Комета" и смолы "ДЭГ", образующих псевдопластичную систему).
По этим данным для каждого замера расхода Q1(t) в реальном времени процесса по формуле (8) рассчитывают потери давления РТР(t) гелеобразующего состава на жидкостное трение в насосно-компрессорных трубах. Так, при расходе Q1(t)= 829,44 м3/сут потери давления гелеобразующего состава на жидкостное трение равны:
где λ[(fluid1),Δt]- коэффициент гидравлических сопротивлений гелеобразующего состава в насосно-компрессорных трубах при расходе 829,44 м3/сут;
L=2230 м - длина насосно-компрессорных труб от устья до башмака.
где λ[(fluid1),Δt]- коэффициент гидравлических сопротивлений гелеобразующего состава в насосно-компрессорных трубах при расходе 829,44 м3/сут;
L=2230 м - длина насосно-компрессорных труб от устья до башмака.
Тогда динамическое забойное давление РС(t) в текущий момент времени t= 1150 с при расходе 829,44 м3/сут по формуле (9) равно:
PC(t)=PУСТ(t)+PГ(t)-PТР(t)=13,614+21,876-7,124=28,366 МПа;
где: PУСТ(t)= 13,614 МПа - устьевое давление в момент t=1150 с закачки гелеобразующего состава при расходе Q1(t)=829,44 м3/сут;
PГ(t)= 21,876 МПа - гидростатическое давление столба гелеобразующего состава;
PТР(t)=7,124 МПа - потери давления гелеобразующего состава на жидкостное трение при расходе Q1(t)=829.44 м3/сут.
PC(t)=PУСТ(t)+PГ(t)-PТР(t)=13,614+21,876-7,124=28,366 МПа;
где: PУСТ(t)= 13,614 МПа - устьевое давление в момент t=1150 с закачки гелеобразующего состава при расходе Q1(t)=829,44 м3/сут;
PГ(t)= 21,876 МПа - гидростатическое давление столба гелеобразующего состава;
PТР(t)=7,124 МПа - потери давления гелеобразующего состава на жидкостное трение при расходе Q1(t)=829.44 м3/сут.
Отсюда репрессия на пласт ΔPC(t) в момент t=1150 с закачки гелеобразующего состава при расходе Q1(t)=829,44 м3/сут по формуле (10) равна:
ΔPC(t)=PC(t)-РПЛ=28,366-14,952=14,414 МПа,
где РПЛ=14,952 МПа - пластовое давление, приведенное к глубине L=2230 м башмака насосно-компрессорных труб.
ΔPC(t)=PC(t)-РПЛ=28,366-14,952=14,414 МПа,
где РПЛ=14,952 МПа - пластовое давление, приведенное к глубине L=2230 м башмака насосно-компрессорных труб.
Пример 2. На нагнетательной линии перед устьем скважины организуют измерительный участок, как в примере 1.
При эксплуатации скважины глубиной 2230 м проводят обработку призабойной зоны с целью изоляции водопритоков. Процесс обработки заключается в закачке в призабойную зону скважины порций гелеобразующего состава (α = 1) и его продавке пластовой водой (α = 2). В качестве гелеобразующего состава используют водный раствор сополимера "Комета" и смолы "ДЭГ", образующих псевдопластичную систему. Закачку ведут с начальным расходом 5,3 л/с.
На устье скважины организуют процесс импульсной нестационарной закачки реагента. Процесс импульсной нестационарной закачки реагента характеризуется значительными колебаниями расхода и давления с хаотичными изменениями величин по амплитуде и частоте. Расход изменяется по амплитуде от 0,084 до 13,6 л/с, по частоте - от 0,002 до 0,02 Гц. Давление изменяется по амплитуде от 1 до 10÷15 МПа при той же частоте.
В качестве текущей проводимости используют величину, определенную по результатам кратковременного импульсного нестационарного испытания данной скважины на приемистость пластовой жидкостью. Предварительные испытания данной скважины на приемистость пластовой водой показали, что текущая проницаемость пласта k составляет 0,163 мкм2, проводимость k•h равна 2,45 мкм2•м, коэффициент скин-эффекта оценен как 12,89. Вязкость пластовой жидкости составляет 1,02 мПа•с, таким образом, гидропроводность пласта ε по формуле (19) равна:
Пьезопроводность пласта χ составляет 0,05 м2/c, радиус скважины rC равен 0,084 м.
Пьезопроводность пласта χ составляет 0,05 м2/c, радиус скважины rC равен 0,084 м.
Процесс обработки заключается в закачке в призабойную зону скважины порций гелеобразующего состава и его продавке пластовой водой. При этом на скважине выполняют замеры и регистрацию устьевых давлений, плотности и объемного расхода нагнетаемых жидкостей с периодом опроса 5 с. Для каждого момента времени t по этим данным в реальном времени процесса рассчитывают потери давления РТР(t) на жидкостное трение в насосно-компрессорных трубах, гидростатическое давление PГ(t) столба нагнетаемого реагента, динамическое забойное давление РС(t) по формуле (9), репрессию на пласт ΔPC(t) по формуле (10), объемный расход реагента Q(t) в забойных условиях. Затем для каждого N замера (в момент времени tN) по формуле (11) рассчитывают величину функции репрессии Y, а по формуле (13) - накопленный объем реагента W в забойных условиях, поступившего в пласт к этому моменту времени.
Полученные значения Y и W наносят на график (фиг.5). В реальном времени проводят аппроксимацию отдельных участков полученного графика Y=Y(W) прямолинейными отрезками и определяют их наклон. Первый участок соответствует закачке в призабойную зону 6,7 м3 гелеобразующего состава, при этом его наклон B1 составлял:
B1=1167,9 МПа•с/м3=1167,9•106 Пa•c/м3,
а коэффициент скин-эффекта S1 по формуле (15):
Эта величина показывает, что проводимость призабойной зоны в результате закачки 6,7 м3 гелеобразующего состава несколько снизилась в процессе дальнейшего нагнетания реагента наклон второго прямолинейного участка, аппроксимирующего кривую Y=Y(W) в диапазоне 6,8≤W≤8,0 м3, возрос и составил:
B2=1988,7 МПа•с/м3=1988,7•106 Па•с/м3.
B1=1167,9 МПа•с/м3=1167,9•106 Пa•c/м3,
а коэффициент скин-эффекта S1 по формуле (15):
Эта величина показывает, что проводимость призабойной зоны в результате закачки 6,7 м3 гелеобразующего состава несколько снизилась в процессе дальнейшего нагнетания реагента наклон второго прямолинейного участка, аппроксимирующего кривую Y=Y(W) в диапазоне 6,8≤W≤8,0 м3, возрос и составил:
B2=1988,7 МПа•с/м3=1988,7•106 Па•с/м3.
Величина коэффициента скин-эффекта S2, соответствующая второму участку с наклоном 1988,7•106 Па•с/м3, равна S2=28,605.
Полученная величина указывает на проходящий в призабойной зоне скважины процесс закупорки до проектной величины 28-30. В этой связи после закачки в пласт 8,0 м3 гелеобразующего состава на устье прекращают нагнетание реагента в насосно-компрессорные трубы и начинают качать продавочную жидкость.
На графике Y= Y(W) (фиг.5) этому соответствуют участки 3 и 4 с практически совпадающими наклонами 1958,8 и 2022,2 МПа•с/м3. Участок 3 отражает продавку гелеобразующего состава из насосно-компрессорных труб в призабойную зону продавочной жидкостью (пластовой водой), коэффициент скин-эффекта на этом участке S3 равен 28,154. Следовательно, проектное снижение проводимости призабойной зоны достигнуто, дальнейшей закупорки призабойной зоны скважины не происходит и закачка гелеобразующего состава прекращена правильно. Это подтверждает коэффициент скин-эффекта на 4 участке: S4=29,11, что соответствует проектному показателю.
Непосредственно перед проведением изоляционных работ гидродинамические исследования не проводились, поэтому в известных способах использовалась величина проводимости пласта по результатам ранее выполненных гидродинамических исследований k•h=4,59 мкм2•м. Вязкость нагнетаемого реагента составляла 15 мПа•с.
В результате известные способы показали, что закупорка призабойной зоны не достигнута, а коэффициент скин-эффекта находится в пределах [-0,5--0,15].
Пример 3. На нагнетательной линии перед устьем скважины организуют измерительный участок как в примере 1 и определяют гидропроводность пласта.
Проводят закачку пластовой жидкости в нефтедобывающую скважину глубиной 2240 м. Для оценки точности определения гидропроводности пласта предлагаемым способом проводят предварительные исследования скважины методом восстановления давления, в соответствии с которым гидропроводность пласта составляет 10,2 мкм2•м/(мПа•с). Таким образом, для оценки точности определения гидропроводности пласта принято:
εИСТ= 10,2 мкм2•м/(мПа•с).
До проведения операции на скважине задают произвольный ряд значений гидропроводности пласта εm
1 мкм2•м/(мПа•c) ≤ εm ≤ 30 мкм2•м/(мПа•c);
заведомо включающих истинную величину гидропроводности пласта
εист= 10,2 мкм2•м/(мПа•c).
Процесс определения гидропроводности пласта заключается в закачке в пласт 3 м3 пластовой жидкости. Закачку ведут с начальным расходом 5,8 л/с. На устье скважины организуют процесс импульсной нестационарной закачки пластовой жидкости с колебаниями расхода от 5,2 до 6,4 л/с и частотой 0,02 Гц, аналогично изменяется давление нагнетания. При этом на скважине выполняют замеры и регистрацию с интервалом в 5 с устьевых давлений, плотности и объемного расхода нагнетаемой пластовой жидкости. Для каждого замера в момент времени t по этим данным в реальном времени процесса рассчитывают потери давления РТР(t) на жидкостное трение в насосно-компрессорных трубах, гидростатическое давление PГ(t) столба нагнетаемой жидкости, динамическое забойное давление РС(t) по формуле (9), репрессию на пласт ΔPC(t) по формуле (10).
εИСТ= 10,2 мкм2•м/(мПа•с).
До проведения операции на скважине задают произвольный ряд значений гидропроводности пласта εm
1 мкм2•м/(мПа•c) ≤ εm ≤ 30 мкм2•м/(мПа•c);
заведомо включающих истинную величину гидропроводности пласта
εист= 10,2 мкм2•м/(мПа•c).
Процесс определения гидропроводности пласта заключается в закачке в пласт 3 м3 пластовой жидкости. Закачку ведут с начальным расходом 5,8 л/с. На устье скважины организуют процесс импульсной нестационарной закачки пластовой жидкости с колебаниями расхода от 5,2 до 6,4 л/с и частотой 0,02 Гц, аналогично изменяется давление нагнетания. При этом на скважине выполняют замеры и регистрацию с интервалом в 5 с устьевых давлений, плотности и объемного расхода нагнетаемой пластовой жидкости. Для каждого замера в момент времени t по этим данным в реальном времени процесса рассчитывают потери давления РТР(t) на жидкостное трение в насосно-компрессорных трубах, гидростатическое давление PГ(t) столба нагнетаемой жидкости, динамическое забойное давление РС(t) по формуле (9), репрессию на пласт ΔPC(t) по формуле (10).
Рассчитывают объемный расход нагнетаемой жидкости Q(t) в забойных условиях. Затем для каждого из принятых значений εm гидропроводности пласта определяют значение производной ΔYm/ΔXm(tN) по формуле (16). Одновременно с ΔYm/ΔXm(tN) для того же момента времени tN определяют накопленный объем жидкости в забойных условиях W(tN), поступившей в пласт к моменту времени tN с начала закачки, по формуле (13). Полученные значения наносят на график (фиг. 6), где по оси абсцисс откладывают величины W, по оси ординат - соответствующие им значения ΔYm/ΔXm(tN).
Графики производной ΔYm/ΔXm(tN) существенно зависят от принятой величины гидропроводности пласта εm. Чем ближе значения εm к истинной величине гидропроводности пласта εист, тем ближе графики производной ΔYm/ΔXm(tN) к прямой, параллельной оси абсцисс. Среди полученных кривых зависимости ΔYm/ΔXm(tN) = ΔYm/ΔXm[W(tN)] установлены две линии, ближе остальных отвечающих условию (21):
ΔY/ΔX[t,εИСT] = const.
Далее известным методом последовательного приближения находят величину гидропроводности пласта ε = 10,3 мкм2•м/(мПа•c), при которой производная ΔY/ΔX может быть принята постоянной наилучшим образом. Выбор оптимального выполнения условия (21) достигают численными методами с использованием аппарата практической физики. Величина ε, обеспечивающая выполнение условия (21) наилучшим образом, и является искомым значением гидропроводности пласта, а погрешность ее определения равна 1%.
Графики производной ΔYm/ΔXm(tN) существенно зависят от принятой величины гидропроводности пласта εm. Чем ближе значения εm к истинной величине гидропроводности пласта εист, тем ближе графики производной ΔYm/ΔXm(tN) к прямой, параллельной оси абсцисс. Среди полученных кривых зависимости ΔYm/ΔXm(tN) = ΔYm/ΔXm[W(tN)] установлены две линии, ближе остальных отвечающих условию (21):
ΔY/ΔX[t,εИСT] = const.
Далее известным методом последовательного приближения находят величину гидропроводности пласта ε = 10,3 мкм2•м/(мПа•c), при которой производная ΔY/ΔX может быть принята постоянной наилучшим образом. Выбор оптимального выполнения условия (21) достигают численными методами с использованием аппарата практической физики. Величина ε, обеспечивающая выполнение условия (21) наилучшим образом, и является искомым значением гидропроводности пласта, а погрешность ее определения равна 1%.
Пример 4. На нагнетательной линии перед устьем скважины организуют измерительный участок как в примере 1 и определяют параметры призабойной зоны скважины.
Предлагаемый способ реализуют на нефтедобывающей скважине глубиной 2240 м.
Для оценки точности определения параметров призабойной зоны скважины предлагаемым способом до проведения работ по реализации предлагаемого способа на скважине дополнительно выполняют гидродинамические исследования методом восстановления забойного давления и гидропрослушивания, определяя при этом гидропроводность ε,εПЗП и пьезопроводность χ,χПЗП пласта и призабойной зоны, коэффициент скин-эффекта S и радиус зоны загрязнения RПЗП:
ε = 10,2 мкм2•м/(мПа•c);
εПЗП= 0,51 мкм2•м/(мПа•c);
χ = 1410 см2/c;
χПЗП= 70,6 см2/c;
S=56,9;
RПЗП=1,68 м.
ε = 10,2 мкм2•м/(мПа•c);
εПЗП= 0,51 мкм2•м/(мПа•c);
χ = 1410 см2/c;
χПЗП= 70,6 см2/c;
S=56,9;
RПЗП=1,68 м.
До определения параметров призабойной зоны предлагаемым способом на скважине организуют предварительные исследования с целью уточнения гидропроводности пласта. Для этого проводят импульсную нестационарную закачку пластовой жидкости в пласт. Полученная при этом величина гидропроводности пласта совпадает с результатами гидродинамических исследований. Установлено также существенное загрязнение призабойной зоны (S>20÷30). Поэтому далее реализуют предлагаемый способ, при этом достоверное определение параметров призабойной зоны достигают регистрацией параметров процесса (расхода, плотности жидкости и давления нагнетания) на устье скважины.
Для реализации предлагаемого способа на устье нефтедобывающей скважины организуют основной процесс импульсной нестационарной закачки пластовой жидкости. Основной процесс импульсной нестационарной закачки характеризуется колебаниями расхода от минимальных величин 0,58 л/с, обеспечивающих стабильную закачку с противодавлением на устье скважины, до максимальных 5,79 л/с, обеспечивающих при этом недопущение развития искусственной трещиноватости в призабойной зоне пласта, что достигается выполнением условия (22) для максимального забойного давления в процессе закачки пластовой жидкости: PC макс<30,6 МПа,
где РС макс - максимально допустимое забойное давление в процессе закачки пластовой жидкости, МПа.
где РС макс - максимально допустимое забойное давление в процессе закачки пластовой жидкости, МПа.
Для получения достоверных результатов выполняют закачку пластовой жидкости на 10 режимах нагнетания с резкой сменой расхода с большего на меньший и наоборот (табл. 1). Продолжительность закачки Δθ на каждом режиме приближенно оценивают по формуле (23):
для реализации предлагаемого способа продолжительность закачки на каждом режиме принята Δθ = 200c (табл.1).
для реализации предлагаемого способа продолжительность закачки на каждом режиме принята Δθ = 200c (табл.1).
Таким образом, на основе выполненных оценок на устье организуют основной процесс импульсной нестационарной закачки пластовой жидкости с резкой сменой расходов от максимальных до минимальных значений и обратно (табл.1) каждые 200 с так, что кривая переменного расхода образует некоторую ступенчатую функцию (24) времени t нагнетания (табл. 1).
При закачке пластовой жидкости для определения параметров призабойной зоны на скважине замеряют и регистрируют с интервалом в 10 с (т.е. с периодом опроса 10 с) устьевое давление, плотность и объемный расход нагнетаемого реагента. Для каждого замера в момент времени t по этим данным в реальном времени процесса рассчитывают потери давления РТР(t) на жидкостное трение в насосно-компрессорных трубах, гидростатическое давление РГ(t) столба нагнетаемой жидкости, динамическое забойное давление РС(t) по формуле (9). Далее рассчитывают репрессию на пласт ΔPC(t) по формуле (10). Для каждого текущего N замера, сделанного в текущем временном интервале на Z режиме закачки, рассчитывают значение функции репрессии ΨZ(ΔtZ), характеризующей нестационарное течение нагнетаемой жидкости в призабойной зоне скважины на данном режиме.
Расчеты выполняют последовательно для всех выполняемых замеров устьевых параметров. Для каждого режима Z закачки на основе выполненных замеров устьевых параметров и расчетов строят график, где по оси абсцисс откладывают величины lnΔtZ, по оси ординат - соответствующие данному временному интервалу ΔtZ величины функции репрессии ΨZ(ΔtZ). На фиг.7 представлены графики функции репрессии ΨZ(ΔtZ), характеризующей нестационарное течение нагнетаемой жидкости в загрязненной призабойной зоне скважины в течение Z(Z=1; 2;... 9; 10) режима закачки, последовательно для всех 10 режимов импульсной нестационарной закачки пластовой жидкости в нефтедобывающую скважину при определении параметров призабойной зоны пласта предлагаемым способом в примере 1. Z=1; 2; ... 9; 10 - графики зависимости функции ΨZ(ΔtZ) = Ф(lnΔtZ) от времени ΔtZ закачки пластовой жидкости в нефтедобывающую скважину на Z режиме с расходом (табл. 1).
Таким образом, каждому из 10 режимов основной закачки соответствует своя линия (фиг.7). На каждом из 10 полученных графиков в интервале 20c ≤ ΔtZ ≤ 140c выделяют начальный наклонный прямолинейный участок, отражающий нестационарное течение нагнетаемой жидкости в загрязненной призабойной зоне на данном Z режиме закачки и описываемый уравнением прямой линии (27) с весьма высокими (0,96÷0,99) коэффициентами корреляции. Методом наименьших квадратов находят наклон bZ и начальный участок aZ выделенного прямолинейного отрезка на каждом Z режиме закачки (табл. 1). Далее определяют гидропроводность εПЗП и пьезопроводность χПЗП призабойной зоны пласта по формулам (28), (29):
Аналогично определяют для остальных режимов закачки (табл. 1). Используя найденные коэффициенты aZ, bZ, aZ-1, bZ-1 для двух нежных режимов Z, Z-1 закачки, по формулам (30):
после чего по формуле (31) рассчитывают радиус RПЗП зоны загрязнения:
Аналогично определяют S и RПЗП для остальных режимов нагнетания. Итоги определений параметров призабойной зоны на 10 режимах закачки приведены в табл. 1, здесь же даны средние величины параметров.
Аналогично определяют для остальных режимов закачки (табл. 1). Используя найденные коэффициенты aZ, bZ, aZ-1, bZ-1 для двух нежных режимов Z, Z-1 закачки, по формулам (30):
после чего по формуле (31) рассчитывают радиус RПЗП зоны загрязнения:
Аналогично определяют S и RПЗП для остальных режимов нагнетания. Итоги определений параметров призабойной зоны на 10 режимах закачки приведены в табл. 1, здесь же даны средние величины параметров.
Из сопоставления с результатами гидродинамических исследований скважины известным методом восстановления давления следует, что точность предлагаемого способа вполне достаточна для использования в нефтепромысловой практике. В рассматриваемом случае погрешности определения гидропроводности и пьезопроводности призабойной зоны составляют 7,4%; коэффициента скин-эффекта 5,6%; радиуса зоны загрязнения 3,6%.
Применение предложенного способа позволит повысить точность оценки эффективности воздействия.
Claims (5)
1. Способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, включающий импульсную нестационарную закачку реагента, замер на устье скважины давления закачки и расхода реагента, пересчет данных замеров на забойные условия, определение накопленного расхода и работы, затрачиваемой на нестационарное течение в призабойной зоне скважины единицы расхода реагента, расчет коэффициента скин-эффекта по этим показателям с учетом текущей проводимости пласта, использование в качестве текущей проводимости величины, определенной по результатам кратковременного импульсного нестационарного испытания данной скважины на приемистость пластовой жидкостью, изменение режима закачки реагента при достижении необходимых фильтрационных свойств призабойной зоны скважины, определенных по скин-эффекту, рассчитанному по накопленному расходу и работе течения единицы расхода реагента в призабойной зоне скважины с учетом текущей проводимости пласта, отличающийся тем, что на нагнетательной линии перед устьем скважины организуют измерительный участок длиной, позволяющей фиксировать перепады давлений при течении жидких сред с минимальными гидравлическими сопротивлениями, в виде калиброванной трубы, на которой монтируют датчики расхода, датчик давления и дополнительно дифференциальный манометр с импульсными трубками, соединенными с началом и концом измерительного участка, и производят замеры давления, расхода и перепада давлений при закачке рабочего агента в скважину.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для каждого замера в условиях импульсной нестационарной закачки пластовой жидкости во время каждого режима закачки определяют функцию репрессии, характеризующую нестационарное течение в призабойной зоне скважины на протяжении данного режима закачки жидкости, для каждого режима строят график зависимости функции репрессии от логарифма времени закачки на данном режиме, на каждом из полученных графиков выделяют начальный наклонный прямолинейный участок, методом наименьших квадратов находят параметры выделенных прямолинейных участков, по которым определяют гидропроводность и пьезопроводность загрязненной призабойной зоны, а также ее радиус и коэффициент скин-эффекта.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что определяют накопленный расход и производную функции репрессии, характеризующей работу, затрачиваемую на нестационарное течение в пласте единицы расхода пластовой жидкости, строят график зависимости производной функции репрессии от накопленного расхода для диапазона значений гидропроводности, заведомо включающих гидропроводность продуктивного пласта, среди множества полученных кривых производной выбирают линию, ближе остальных отвечающую условию постоянства производной, по которой определяют гидропроводность продуктивного пласта.
4. Устройство для определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта, включающее датчик давления и датчики расхода, подключенные к приспособлению для регистрации параметров среды, отличающееся тем, что оно снабжено дифференциальным манометром с импульсными трубками, вторичными блоками расходомеров и размещенным на нагнетательной линии перед устьем скважины измерительным участком, длиной, позволяющей фиксировать перепады давлений при течении жидких сред с минимальными гидравлическими сопротивлениями, в виде калиброванной трубы, на которой смонтированы датчики расхода, дифференциальный манометр с импульсными трубками, соединенными с началом и концом измерительного участка, и датчик давления, а приспособление для регистрации параметров среды выполнено в виде выносного узла с размещенными в нем блоками искрозащиты и блока сбора информации, соединенного с компьютером, при этом выходы датчиков расхода через вторичные блоки расходомеров подключены к входам блока сбора информации, с другими входами которого через блоки искрозащиты выносного узла соединены выходы датчика давления и дифференциального манометра.
5. Устройство по п. 4, отличающееся тем, что на измерительном участке дополнительно размещены датчики для определения плотности и температуры.
Priority Applications (7)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2001112187/03A RU2179637C1 (ru) | 2001-05-08 | 2001-05-08 | Способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта и устройство для его осуществления |
DE60212382T DE60212382D1 (de) | 2001-05-08 | 2002-04-30 | Verfahren zum kennzeichnen von bohrlochparametern, bohrlochbodenzone und formation und einrichtung zum durchführen dieser methode |
CNB028015711A CN1292147C (zh) | 2001-05-08 | 2002-04-30 | 油井、油井底区域和地层参数的确定方法以及实施该方法的设备 |
US10/311,351 US7013724B2 (en) | 2001-05-08 | 2002-04-30 | Method for characterizing parameters of wells, well bottom zone and formation, and device for carrying out said method |
CA002415500A CA2415500A1 (en) | 2001-05-08 | 2002-04-30 | Method for characterising parameters of wells, well bottom zone and formation, and device for carrying out said method |
EP02731033A EP1394356B1 (en) | 2001-05-08 | 2002-04-30 | Method for characterising parameters of wells, well bottom zone and formation, and device for carrying out said method |
PCT/RU2002/000212 WO2002090716A1 (fr) | 2001-05-08 | 2002-04-30 | Procede pour determiner les caracteristiques d'un puits, de la zone de fond de puits et d'une formation et dispositif pour mettre en oeuvre ce procede |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2001112187/03A RU2179637C1 (ru) | 2001-05-08 | 2001-05-08 | Способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта и устройство для его осуществления |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2179637C1 true RU2179637C1 (ru) | 2002-02-20 |
Family
ID=20249278
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2001112187/03A RU2179637C1 (ru) | 2001-05-08 | 2001-05-08 | Способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта и устройство для его осуществления |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US7013724B2 (ru) |
EP (1) | EP1394356B1 (ru) |
CN (1) | CN1292147C (ru) |
CA (1) | CA2415500A1 (ru) |
DE (1) | DE60212382D1 (ru) |
RU (1) | RU2179637C1 (ru) |
WO (1) | WO2002090716A1 (ru) |
Cited By (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN100357763C (zh) * | 2005-11-24 | 2007-12-26 | 中国海洋石油总公司 | 井下勘探用电阻率电导率传感器 |
RU2522579C1 (ru) * | 2013-04-16 | 2014-07-20 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Способ комплексной оценки состояния призабойной зоны пласта |
RU2535324C2 (ru) * | 2012-12-24 | 2014-12-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения параметров забоя и призабойной зоны скважины |
RU2559247C1 (ru) * | 2014-07-28 | 2015-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ экспресс-определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин, применяемый при освоении скважин, и система его реализующая |
RU2605972C2 (ru) * | 2014-07-28 | 2017-01-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | Система определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин |
RU2640518C2 (ru) * | 2012-09-06 | 2018-01-09 | Робит Ойй | Способ исследования буровых скважин, бурильная система и устройство для исследования скважин |
RU2651647C1 (ru) * | 2017-01-10 | 2018-04-23 | Общество с ограниченной ответственностью "РН-Юганскнефтегаз" | Способ определения параметров ближней зоны пласта |
RU2808507C2 (ru) * | 2022-03-18 | 2023-11-28 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения распределения объема закачанных в скважину жидкостей по зонам пласта вдоль ствола скважины |
Families Citing this family (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7548681B2 (en) * | 2006-11-30 | 2009-06-16 | Schlumberger Technology Corporation | Prevention of optical fiber darkening |
FR2931189B1 (fr) * | 2008-05-16 | 2010-05-14 | Total Sa | Procede d'estimation de parametres physiques d'une formation geologique |
RU2483200C1 (ru) * | 2011-12-21 | 2013-05-27 | Рустэм Наифович Камалов | Способ гидродинамического воздействия на призабойную зону пласта |
RU2597037C2 (ru) | 2012-06-28 | 2016-09-10 | Лэндмарк Графикс Корпорейшн | Способ и система выбора скважин для добычи углеводородов, подлежащих реконструкции |
CN106499384A (zh) * | 2016-11-16 | 2017-03-15 | 中煤科工集团西安研究院有限公司 | 煤层气定向井注入/压降试井测试装置及其方法 |
RU2669980C1 (ru) * | 2017-12-18 | 2018-10-17 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром геологоразведка" | Способ определения гидродинамических параметров продуктивных пластов |
CN109989744B (zh) * | 2017-12-29 | 2022-05-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | 碳酸盐岩多套储集体油井生产压差的计算方法和装置 |
CN110005402B (zh) * | 2017-12-29 | 2022-05-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | 碳酸盐岩油井生产压差的计算方法和装置 |
GB2575630B (en) | 2018-07-15 | 2022-08-31 | Geomec Eng Ltd | Tubing condition monitoring |
CN110056336B (zh) * | 2019-05-31 | 2020-01-07 | 西南石油大学 | 一种页岩气缝网压裂施工压力曲线自动诊断方法 |
CN112145167B (zh) * | 2020-11-10 | 2022-02-22 | 西南石油大学 | 一种基于施工数据的压裂动态井底压力计算方法 |
CN113700460B (zh) * | 2021-09-30 | 2022-07-19 | 西安健尚智能科技有限公司 | 一种降低油井无效水循环并调整注水井配注量的方法 |
Family Cites Families (13)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3771360A (en) * | 1971-09-27 | 1973-11-13 | Shell Oil Co | Vertical permeability test |
DE3022133A1 (de) * | 1980-06-10 | 1981-12-17 | Dresser Industries, Inc., 75221 Dallas, Tex. | Verfahren und vorrichtung zum feststellen von druckimpulsen beim bohren einer oelquelle |
US4424859A (en) * | 1981-11-04 | 1984-01-10 | Sims Coleman W | Multi-channel fluid injection system |
US4414846A (en) | 1982-02-09 | 1983-11-15 | Jack Schrenkel | Gas well monitoring device |
US4715022A (en) * | 1985-08-29 | 1987-12-22 | Scientific Drilling International | Detection means for mud pulse telemetry system |
SU1469110A1 (ru) * | 1987-02-13 | 1989-03-30 | Бугульминский Комплексный Отдел Всесоюзного Нефтегазового Научно-Исследовательского Института | Способ определени параметров скважины |
CA2019343C (en) * | 1989-08-31 | 1994-11-01 | Gary R. Holzhausen | Evaluating properties of porous formations |
RU2055984C1 (ru) | 1992-07-28 | 1996-03-10 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт | Устройство для измерения расхода и направления движения потока жидкости |
US5890549A (en) * | 1996-12-23 | 1999-04-06 | Sprehe; Paul Robert | Well drilling system with closed circulation of gas drilling fluid and fire suppression apparatus |
US6061634A (en) * | 1997-04-14 | 2000-05-09 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for characterizing earth formation properties through joint pressure-resistivity inversion |
RU2151856C1 (ru) * | 1999-12-29 | 2000-06-27 | Чикин Андрей Егорович | Способ эксплуатации скважины |
RU2151859C1 (ru) * | 1999-12-29 | 2000-06-27 | Чикин Андрей Егорович | Способ разработки продуктивного пласта |
RU2151855C1 (ru) * | 1999-12-29 | 2000-06-27 | Чикин Андрей Егорович | Способ эксплуатации скважины |
-
2001
- 2001-05-08 RU RU2001112187/03A patent/RU2179637C1/ru not_active IP Right Cessation
-
2002
- 2002-04-30 EP EP02731033A patent/EP1394356B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2002-04-30 DE DE60212382T patent/DE60212382D1/de not_active Expired - Lifetime
- 2002-04-30 US US10/311,351 patent/US7013724B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2002-04-30 WO PCT/RU2002/000212 patent/WO2002090716A1/ru active IP Right Grant
- 2002-04-30 CN CNB028015711A patent/CN1292147C/zh not_active Expired - Fee Related
- 2002-04-30 CA CA002415500A patent/CA2415500A1/en not_active Abandoned
Cited By (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN100357763C (zh) * | 2005-11-24 | 2007-12-26 | 中国海洋石油总公司 | 井下勘探用电阻率电导率传感器 |
RU2640518C2 (ru) * | 2012-09-06 | 2018-01-09 | Робит Ойй | Способ исследования буровых скважин, бурильная система и устройство для исследования скважин |
RU2535324C2 (ru) * | 2012-12-24 | 2014-12-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения параметров забоя и призабойной зоны скважины |
RU2522579C1 (ru) * | 2013-04-16 | 2014-07-20 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Способ комплексной оценки состояния призабойной зоны пласта |
RU2559247C1 (ru) * | 2014-07-28 | 2015-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ экспресс-определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин, применяемый при освоении скважин, и система его реализующая |
RU2605972C2 (ru) * | 2014-07-28 | 2017-01-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | Система определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин |
RU2651647C1 (ru) * | 2017-01-10 | 2018-04-23 | Общество с ограниченной ответственностью "РН-Юганскнефтегаз" | Способ определения параметров ближней зоны пласта |
RU2808507C2 (ru) * | 2022-03-18 | 2023-11-28 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения распределения объема закачанных в скважину жидкостей по зонам пласта вдоль ствола скважины |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP1394356A4 (en) | 2005-07-13 |
EP1394356B1 (en) | 2006-06-14 |
CN1292147C (zh) | 2006-12-27 |
DE60212382D1 (de) | 2006-07-27 |
WO2002090716A1 (fr) | 2002-11-14 |
US7013724B2 (en) | 2006-03-21 |
US20030173079A1 (en) | 2003-09-18 |
CN1462329A (zh) | 2003-12-17 |
EP1394356A1 (en) | 2004-03-03 |
CA2415500A1 (en) | 2003-01-08 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2179637C1 (ru) | Способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта и устройство для его осуществления | |
US4726219A (en) | Method and system for determining fluid pressures in wellbores and tubular conduits | |
US4821564A (en) | Method and system for determining fluid pressures in wellbores and tubular conduits | |
RU2270335C2 (ru) | Способ определения давления смыкания трещины подземного пласта (варианты) | |
RU2362875C2 (ru) | Способ определения давления в подземных пластах | |
US20150083405A1 (en) | Method of conducting diagnostics on a subterranean formation | |
EP3821108B1 (en) | Tubing condition monitoring | |
RU2680566C1 (ru) | Способ определения профиля притока в низкодебитных горизонтальных скважинах с многостадийным гидроразрывом пласта | |
BR112019011401A2 (pt) | avaliação de propriedades físicas de um material atrás de um revestimento utilizando ondas acústicas guiadas | |
RU2189443C1 (ru) | Способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта | |
CN113396270A (zh) | 再压裂效率监测 | |
US2413435A (en) | Method of determining permeability of earth formations penetrated by well bores | |
EP0800612A1 (en) | Method for determining closure of a hydraulically induced in-situ fracture | |
RU2651647C1 (ru) | Способ определения параметров ближней зоны пласта | |
US11085259B2 (en) | Systems and processes for improved drag reduction estimation and measurement | |
RU2243372C1 (ru) | Способ гидродинамических исследований горизонтальных скважин | |
RU2151855C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
RU2151856C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
RU2061862C1 (ru) | Способ исследования нефте- и водонасыщенных пластов | |
RU2571321C1 (ru) | Способ определения динамического уровня жидкости в затрубном пространстве обводненной газовой скважины | |
RU2108460C1 (ru) | Способ установления пластового давления на нефтяной залежи | |
RU2703055C1 (ru) | Система долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине, оборудованной ЭЦН | |
RU2151859C1 (ru) | Способ разработки продуктивного пласта | |
RU1774989C (ru) | Способ определени давлени насыщени нефти газом | |
RU2704068C1 (ru) | Способ оценки межпластовых внутриколонных перетоков в скважине |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20040509 |
|
HK4A | Changes in a published invention | ||
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130509 |
|
NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20140120 |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170509 |