RU2683435C1 - Способ подбора оптимального режима работы нефтяной скважины - Google Patents
Способ подбора оптимального режима работы нефтяной скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2683435C1 RU2683435C1 RU2018103785A RU2018103785A RU2683435C1 RU 2683435 C1 RU2683435 C1 RU 2683435C1 RU 2018103785 A RU2018103785 A RU 2018103785A RU 2018103785 A RU2018103785 A RU 2018103785A RU 2683435 C1 RU2683435 C1 RU 2683435C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- oil
- pressure
- flow rate
- fluid
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 16
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title claims abstract description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 39
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 38
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 17
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 13
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims abstract description 8
- 230000001360 synchronised effect Effects 0.000 claims abstract description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 27
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 6
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 5
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 5
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 4
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 3
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 2
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 2
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 2
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000001595 flow curve Methods 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 238000013517 stratification Methods 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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтяных скважин в неоднородных коллекторах. Обеспечивает повышение темпов отбора нефти из продуктивного пласта. Способ включает остановку скважины, спуск в скважину глубинных дебитомеров и манометров, снятие кривых восстановления давления. Согласно изобретению, при проведении исследований в ствол остановленной скважины выше верхнего интервала перфорации на 10-50 метров спускают связку из двух манометров, синхронизированных по времени и расположенных друг от друга на расстоянии 10 метров, а также дебитометра, скважинный насос запускают в работу, отбирают жидкость из скважины до снижения уровня не ниже подвески насоса в течение 1-2 часов, насос останавливают и указанными двумя манометрами регистрируют кривые восстановления давления с точностью не менее 100 Па и дебит жидкости с помощью дебитометра в течение 10-15 часов, после чего обводненность В при различных значениях полученного давления рассчитывают по формуле в %:где Р- показания давления нижнего манометра, атм.,Р- показания давления верхнего манометра, атм.,ρ- плотность пластовой воды, г/см,ρ- плотность пластовой нефти, г/см,сопоставляя данные об уровне жидкости в скважине, дебите жидкости и полученных расчетных значениях обводненности, отнесенных к каждому временному промежутку, рассчитывают дебит нефти qпо формуле в т/сут:где q- дебит жидкости, замеренный глубинным дебитометром, т/сут,по полученным данным строят график зависимости дебита нефти от уровня жидкости в скважине и определяют диапазон значений динамического уровня с наибольшими значениями дебита нефти, в соответствии с полученными оптимальными значениями динамического уровня жидкости в скважине, позволяющими достигать максимального значения дебита нефти, подбирают режим работы штангового глубинного насоса. 2 ил.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтяных скважин в неоднородных коллекторах.
Известен способ определения обводненности продукции нефтедобывающей скважины, включающий отделение от продукции скважины газа, проведение выдержки до состояния расслоения на нефть и воду, измерение высоты столба жидкости, по взаиморасположению линий раздела сред жидкость - газ и вода - нефть определение объемного значения обводненности. В известном способе определение проводят в скважине, которую снабжают колонной насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом и обратным клапаном на конце, для определения обводненности выбирают скважину, расположенную в районе середины нефтяной залежи, с режимами добычи, близкими к средним по залежи, скважину эксплуатируют не менее времени выхода на рабочий режим, а перед отделением от продукции скважины газа и выдержки до состояния расслоения на нефть и воду останавливают скважину и проводят технологическую выдержку (патент РФ №2520251, кл. Е21В 47/10, Е21В 43/38, Е21В 49/08, опубл. 20.06.2014).
В известном способе определение обводненности продукции скважины характеризуется длительным периодом ожидания во время ее остановки, что в большинстве случаев недопустимо для высокодебитных по нефти скважин. Кроме того, в способе не предусмотрено определение обводненности при различных депрессиях на пласт, т.к. с увеличением депрессии, доля воды в потоке может увеличиваться ввиду разных вязкостей нефти и воды. В результате, обводненность работающей и остановленной скважин может значительно отличаться.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ вывода на эффективный режим работы системы пласт-скважина-насос с помощью индикаторной диаграммы, заключающийся в определении коэффициента продуктивности пласта с помощью индикаторной диаграммы, построенной по дебиту добываемой жидкости. Согласно изобретению, при дебите воды в продукции скважины выше 20% используют индикаторную диаграмму по жидкости и одновременно индикаторную диаграмму по нефти, с помощью частотно-регулируемого привода изменяют режим работы системы пласт-скважина-насос в сторону увеличения или уменьшения депрессии в скважине и определяют дебиты по жидкости, нефти и характер изменения этих параметров, при этом за эффективный режим работы системы пласт-скважина-насос принимают такой режим, при котором обеспечивают устойчивость работы этой системы по дебиту нефти (патент РФ №2283425, кл. Е21В 43/12, опубл. 10.09.2006 - прототип).
Недостатком известного способа является невысокая точность определения дебита нефти при изменении депрессии на пласт ввиду, во-первых, разницы в плотности воды и нефти, во-вторых, выделения из нефти растворенного газа при подъеме продукции. В результате, эффективность подбора оптимального режима работы скважины остается низкой, что приводит к невысоким темпам отбора нефти.
В предложенном изобретении решается задача повышения темпов отбора нефти из продуктивного пласта.
Задача решается тем, что в способе подбора оптимального режима работы нефтяной скважины, включающем остановку скважины, спуск в скважину глубинных дебитомеров и манометров, снятие кривых восстановления давления, согласно изобретению, при проведении исследований в ствол остановленной скважины выше верхнего интервала перфорации на 10-50 метров спускают связку из двух манометров, синхронизированных по времени и расположенных друг от друга на расстоянии 10 метров, а также дебитометра, скважинный насос запускают в работу, отбирают жидкость из скважины до снижения уровня не ниже подвески насоса в течение 1-2 часов, насос останавливают и указанными двумя манометрами регистрируют кривые восстановления давления с точностью не менее 100 Па и дебит жидкости с помощью дебитометра в течение 10-15 часов, после чего обводненность В при различных значениях полученного давления рассчитывают по формуле в %:
где Рниж - показания давления нижнего манометра, атм.,
Рверх - показания давления верхнего манометра, атм.,
ρв - плотность пластовой воды, г/см3,
ρн - плотность пластовой нефти, г/см3,
сопоставляя данные об уровне жидкости в скважине, дебите жидкости и полученных расчетных значениях обводненности, отнесенных к каждому временному промежутку, рассчитывают дебит нефти qH по формуле в т/сут:
где qж - дебит жидкости, замеренный глубинным дебитометром, т/сут,
по полученным данным строят график зависимости дебита нефти от уровня жидкости в скважине и определяют диапазон значений динамического уровня с наибольшими значениями дебита нефти, в соответствии с полученными оптимальными значениями динамического уровня жидкости в скважине, позволяющими достигать максимального значения дебита нефти, подбирают режим работы штангового глубинного насоса.
Сущность изобретения.
На темпы отбора нефти из продуктивного неоднородного пласта существенное влияние оказывает эффективность системы эксплуатации скважин. Как известно, нефтяные пласты в большинстве случаев являются неоднородными как по толщине, так и по площади. Неоднородность чаще всего объясняется различием в проницаемости коллектора и/или вязкости нефти. Существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно эксплуатировать указанные коллектора. В предложенном изобретении решается задача повышения темпов отбора нефти из продуктивного пласта. Задача решается следующим образом.
На фиг. 1 представлена схема скважины с установленным в ней оборудованием.
Обозначения: 1 - скважина, 2 - обсадная колонна, 3 - цементное кольцо, 4 - нефтенасыщенный пласт, 5 - перфорационные отверстия, 6 - скважинный штанговый насос, 7 - насосно-компрессорные трубы, 8 - динамический уровень жидкости, 9 - верхний манометр, 10 - нижний манометр, 11 - кабель, 12 - дебитометр.
Способ реализуют следующим образом.
Скважина 1 обсажена обсадной колонной 2, зацементирована цементным кольцом 3 и вторично вскрыта в неоднородном нефтенасыщенном пласте 4 (фиг. 1) перфорационными отверстиями 5. Дебит нефти скважины 1 составляет q0, обводненность - В.
Скважинный штанговый насос 6, спущенный на насосно-компрессорных трубах 7 ниже динамического уровня жидкости 8, останавливают. Медленно стравливают межтрубное давление во избежание образования пены. Монтируют оборудование для исследований. Для этого предварительно тарированные автономные манометры 9 (верхний) и 10 (нижний) подключает к компьютеру и синхронизирует по времени. После приведения показаний манометров 9 и 10 к нулевой линии (показаниям на устье), их спускают в скважину 1 на кабеле 11 выше верхнего интервала перфорации 5 на Н=10-50 м. Связку из двух манометров располагают друг от друга на расстоянии h=10 м. Помимо этого для замера притока жидкости вместе с манометрами 9 и 10 спускают глубинный дебитометр 12.
Согласно исследованиям, при размещении манометра 10 на расстоянии Н менее 10 м от верхнего интервала перфорации 5, снижается точность замеров, а при Н более 50 м начинают сказываться эффекты, связанные с выделением растворенного нефтяного газа и разделением нефти и воды ввиду их разных плотностей. Расстояние h между манометрами 9 и 10, равное 10 м, позволяет фиксировать гидростатическую ступень, т.е. разница гидростатических давлений при плотности среды в 1000 кг/м3 (пресная вода) будет равна 1 атм. Учитывая, что плотность воды в большинстве нефтяных месторождениях больше 1000 кг/м3, а плотность нефти меньше 1000 кг/м3, по разнице показаний двух манометров 9 и 10 определяется содержание воды и нефти в общем объеме притекающей жидкости.
Далее запускают в работу скважинный насос 6, которым в течение 1-2 ч снижают динамический уровень жидкости 8 в скважине 1 до уровня не ниже подвески насоса 6. В течение этого времени регистрируют давления манометрами 9 и 10 с точностью не менее 100 Па и дебит жидкости дебитометром 12. Затем насос останавливается, фиксируется время остановки и продолжается регистрация восстановления давления, дебита жидкости и уровня жидкости 8 в течение 10-15 ч. Таким образом, получают кривые восстановления давления (КВД), т.е. зависимость давления (показаний манометров) от времени. Кроме того, в результате исследований имеются данные о дебите жидкости и динамическом уровне жидкости 8 в скважине 1 в зависимости от времени.
Согласно исследованиям, при продолжительности отбора жидкости скважинным насосом 6 в течение менее 1 ч, для большинства коллекторов уровень жидкости 8 оказывается значительно выше подвески насоса 6, что приводит к потере части анализируемых данных, тогда как при продолжительности отбора жидкости более 2 ч, приток практически прекращается ввиду снижения уровня жидкости 8 до подвески насоса 6, что может привести к его поломке. При продолжительности регистрации восстановления давлений в течение менее 10 ч, в большинстве скважин уровень жидкости 8 не успевает восстановиться, а при более 15 ч - не имеет смысла, т.к. дальнейшего восстановления уровня жидкости 8 практически не наблюдается. Точность замеров давления не менее 100 Па необходима для определения плотности жидкости до третьего знака после запятой в г/см3.
Обводненность В скважины 1 при различных значениях полученных давлений рассчитывают по формуле (1) в %:
где Рниж - показания давления нижнего манометра 10, атм.,
Рверх - показания давления верхнего манометра 9, атм.,
ρв - плотность пластовой воды, г/см3,
ρн - плотность пластовой нефти, г/см3.
Затем, сопоставляя данные об уровне жидкости в скважине, дебите жидкости и полученных расчетных значениях обводненности, отнесенных к каждому временному промежутку (например, замеры проводились каждую минуту), рассчитывают дебит нефти qн в т/сут по формуле (2):
где qж - дебит жидкости, замеренный глубинным дебитометром 12, т/сут,
В - обводненность скважины 1, рассчитанная по формуле (1), %.
По полученным данным строят график зависимости дебита нефти от уровня жидкости в скважине (фиг. 2) и определяют диапазон значений динамического уровня с наибольшими значениями дебита нефти.
Следует отметить, что форма кривой дебита нефти, приведенная на фиг. 2, является типичной для неоднородных коллекторов. При минимальных значениях отбора жидкости из скважины (и соответствующего уровня жидкости) дебит нефти также минимален, тогда как при максимальных отборах жидкости дебит нефти низок ввиду различия между плотностью отбираемых нефти и воды. Вода быстрее фильтруется к забою скважины в отличие от нефти, что особенно ощутимо в неоднородных по проницаемости коллекторах (например, слоистых) и/или в коллекторах с повышенной вязкостью нефти. При этом оптимальное значение темпов отбора (дебита жидкости) и, соответственно, максимальное значение дебита нефти при невысокой обводненности, находится в пределах двух указанных крайних случаях.
В соответствии с полученными оптимальными значениями динамического уровня жидкости 8 в скважине 1, позволяющими достигать максимального значения дебита нефти, подбирают режим работы штангового глубинного насоса 6. В данном режиме ведут эксплуатацию скважины 1.
Результатом внедрения данного способа является повышение темпов отбора нефти из продуктивного пласта.
Примеры конкретного выполнения способа.
Пример 1. Скважина 1 обсажена обсадной колонной 2, зацементирована цементным кольцом 3 и вторично вскрыта в неоднородном нефтенасыщенном пласте 4 (фиг. 1) перфорационными отверстиями 5. Глубина залегания кровли пласта составляет 1714 м. Верхние интервалы перфорации 5 соответствуют данной глубине. Пласт состоит из трех терригенных пропластков с проницаемостью 210-450 мД. Между пропластками имеются слои глин толщиной в среднем 1 м. Толщина нефтенасыщенных пропластков составляет 2-4 м, вязкость нефти в пластовых условиях в среднем 15 мПа⋅с, плотность пластовой нефти в пластовых условиях ρн=0,820 г/см3, плотность пластовой воды в пластовых условиях ρв=1,095 г/см3.
Текущий дебит нефти скважины 1 составляет q0=1,8 т/сут, обводненность В=90,3%.
Скважинный штанговый насос 6, спущенный на насосно-компрессорных трубах 7 ниже динамического уровня жидкости 8, останавливают. Медленно стравливают межтрубное давление во избежание образования пены. Монтируют оборудование для исследований. Для этого предварительно тарированные в метрологическом отделе автономные манометры 9 (верхний) и 10 (нижний) подключает к компьютеру и синхронизирует по времени. Глубинные манометры используют типа АЦМ-6. После приведения показаний манометров 9 и 10 к нулевой линии (показаниям на устье) посредствам их выдержки на устье в течение 10 минут, манометры спускают в скважину 1 на кабеле 11 выше верхнего интервала перфорации 5 на Н=10 м. Связку из двух манометров располагают друг от друга на расстоянии h=10 м. Таким образом, нижний манометр 10 устанавливают на глубине 1704 м, а верхний 9 - на глубине 1694 м. Помимо этого для замера притока жидкости вместе с манометрами 9 и 10 спускают глубинный дебитометр 12 типа РГД-2М. При спуске приборов используют запись файла времени от глубины спуска приборов. Фиксируют время достижения необходимой глубины.
Далее запускают в работу скважинный насос 6, которым в течение 1 ч снижают динамический уровень жидкости 8 в скважине 1 до уровня не ниже подвески насоса 6. В течение этого времени регистрируют давления манометрами 9 и 10 с точностью 100 Па и дебит жидкости дебитометром 12. Затем насос останавливают, фиксируют время остановки и продолжают регистрацию давления, дебита жидкости и уровня жидкости 8 в течение 10 ч.
Таким образом, получают кривые восстановления давления (КВД), т.е. зависимость давления (показаний манометров) от времени. Кроме того, в результате исследований имеются данные о дебите жидкости и динамическом уровне жидкости 8 в скважине 1 в зависимости от времени.
Обводненность В скважины 1 при различных значениях полученных давлений рассчитывают по формуле (1). Затем, сопоставляя данные об уровне жидкости в скважине, дебите жидкости и полученных расчетных значениях обводненности, отнесенных к каждому временному промежутку (замеры проводились каждые три минуты), рассчитывают дебит нефти qH по формуле (2).
По полученным данным строят график зависимости дебита нефти от уровня жидкости в скважине (фиг. 2). По графику определяют, что оптимальный диапазон значений динамического уровня составляет 1130-1190 м, при котором достигается наибольший дебит нефти 3 т/сут.
В соответствии с полученными оптимальными значениями динамического уровня жидкости 8 в скважине 1, подбирают режим работы штангового глубинного насоса 6. В данном режиме ведут эксплуатацию скважины 1.
Пример 2. Выполняют как пример 1. Пласты имеют иные геолого-физические характеристики. Связку из двух манометров 9 и 10 спускают выше верхнего интервала перфорации на 50 м. Снижение динамического уровня жидкости 8 в скважине 1 до уровня не ниже подвески насоса 6 выполняют в течение 2 ч. Регистрацию кривых восстановления давления осуществляют в течение 15 ч.
В результате проведенных работ и подбора оптимального режима работы штангового глубинного насоса 6, удалось повысить дебит нефти с 1,8 т/сут до 3,0 т/сут, т.е. прирост составил 1,2 т/сут. Обводненность продукции скважины 1 снизилась с 90,3% до 81,4%, т.е. уменьшение составило 8,9%. По прототипу при прочих равных условиях прирост дебита нефти составил 0,6 т/сут, снижение обводненности - 2,7%.
Предлагаемый способ позволяет повысить темпы отбора нефти из скважины и уменьшить ее обводненность за счет подбора оптимальных режимов работы насоса в результате анализа данных исследований скважины с применением двух глубинных манометров.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения темпов отбора нефти из продуктивного пласта.
Claims (10)
- Способ подбора оптимального режима работы нефтяной скважины, включающий остановку скважины, спуск в скважину глубинных дебитомеров и манометров, снятие кривых восстановления давления, отличающийся тем, что при проведении исследований в ствол остановленной скважины выше верхнего интервала перфорации на 10-50 метров спускают связку из двух манометров, синхронизированных по времени и расположенных друг от друга на расстоянии 10 метров, а также дебитометра, скважинный насос запускают в работу, отбирают жидкость из скважины до снижения уровня не ниже подвески насоса в течение 1-2 часов, насос останавливают и указанными двумя манометрами регистрируют кривые восстановления давления с точностью не менее 100 Па и дебит жидкости с помощью дебитометра в течение 10-15 часов, после чего обводненность В при различных значениях полученного давления рассчитывают по формуле в %:
-
- где Рниж - показания давления нижнего манометра, атм.,
- Рверх - показания давления верхнего манометра, атм.,
- ρв - плотность пластовой воды, г/см3,
- ρн - плотность пластовой нефти, г/см3,
- сопоставляя данные об уровне жидкости в скважине, дебите жидкости и полученных расчетных значениях обводненности, отнесенных к каждому временному промежутку, рассчитывают дебит нефти qH по формуле в т/сут:
-
- где qж - дебит жидкости, замеренный глубинным дебитометром, т/сут,
- по полученным данным строят график зависимости дебита нефти от уровня жидкости в скважине и определяют диапазон значений динамического уровня с наибольшими значениями дебита нефти, в соответствии с полученными оптимальными значениями динамического уровня жидкости в скважине, позволяющими достигать максимального значения дебита нефти, подбирают режим работы штангового глубинного насоса.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018103785A RU2683435C1 (ru) | 2018-01-31 | 2018-01-31 | Способ подбора оптимального режима работы нефтяной скважины |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018103785A RU2683435C1 (ru) | 2018-01-31 | 2018-01-31 | Способ подбора оптимального режима работы нефтяной скважины |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2683435C1 true RU2683435C1 (ru) | 2019-03-28 |
Family
ID=66089677
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018103785A RU2683435C1 (ru) | 2018-01-31 | 2018-01-31 | Способ подбора оптимального режима работы нефтяной скважины |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2683435C1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2724728C1 (ru) * | 2019-09-30 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ подбора оптимального режима работы нефтяной скважины |
| CN114560540A (zh) * | 2022-04-13 | 2022-05-31 | 北京天绿恒力科技有限公司 | 饮用水用二氧化氯消毒*** |
| CN114622869A (zh) * | 2020-12-10 | 2022-06-14 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种确定低产液油井间抽制度的方法 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2014448C1 (ru) * | 1991-04-30 | 1994-06-15 | Туркменский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Способ оптимизации режима работы газлифтной скважины |
| RU2074955C1 (ru) * | 1993-10-27 | 1997-03-10 | Сейфулла Рамиз Гурбанов | Способ управления работой насосной скважины |
| RU2283425C2 (ru) * | 2004-04-08 | 2006-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Дарси Ойл Инжиниринг" | Способ вывода на эффективный режим работы системы пласт-скважина-насос с помощью индикаторной диаграммы |
| RU2011111467A (ru) * | 2011-03-25 | 2012-09-27 | Республиканское унитарное предприятие "Производственное объединение "Белоруснефть" (BY) | Способ гидродинамических исследований нефтяных скважин, оборудованных электроцентробежными насосами с преобразователем частоты тока |
| RU2610941C1 (ru) * | 2015-12-02 | 2017-02-17 | Ильдар Зафирович Денисламов | Способ оценки обводненности продукции нефтедобывающей скважины |
| EA026205B1 (ru) * | 2013-09-03 | 2017-03-31 | Тоо "Алстронтелеком" | Способ вывода на эффективный режим работы скважины, оборудованной глубинным насосом, по записи индикаторной кривой |
-
2018
- 2018-01-31 RU RU2018103785A patent/RU2683435C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2014448C1 (ru) * | 1991-04-30 | 1994-06-15 | Туркменский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Способ оптимизации режима работы газлифтной скважины |
| RU2074955C1 (ru) * | 1993-10-27 | 1997-03-10 | Сейфулла Рамиз Гурбанов | Способ управления работой насосной скважины |
| RU2283425C2 (ru) * | 2004-04-08 | 2006-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Дарси Ойл Инжиниринг" | Способ вывода на эффективный режим работы системы пласт-скважина-насос с помощью индикаторной диаграммы |
| RU2011111467A (ru) * | 2011-03-25 | 2012-09-27 | Республиканское унитарное предприятие "Производственное объединение "Белоруснефть" (BY) | Способ гидродинамических исследований нефтяных скважин, оборудованных электроцентробежными насосами с преобразователем частоты тока |
| EA026205B1 (ru) * | 2013-09-03 | 2017-03-31 | Тоо "Алстронтелеком" | Способ вывода на эффективный режим работы скважины, оборудованной глубинным насосом, по записи индикаторной кривой |
| RU2610941C1 (ru) * | 2015-12-02 | 2017-02-17 | Ильдар Зафирович Денисламов | Способ оценки обводненности продукции нефтедобывающей скважины |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2724728C1 (ru) * | 2019-09-30 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ подбора оптимального режима работы нефтяной скважины |
| CN114622869A (zh) * | 2020-12-10 | 2022-06-14 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种确定低产液油井间抽制度的方法 |
| CN114560540A (zh) * | 2022-04-13 | 2022-05-31 | 北京天绿恒力科技有限公司 | 饮用水用二氧化氯消毒*** |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2362875C2 (ru) | Способ определения давления в подземных пластах | |
| RU2683435C1 (ru) | Способ подбора оптимального режима работы нефтяной скважины | |
| CN107563899B (zh) | 油气井产能预测方法及装置 | |
| CN104504604B (zh) | 一种定性气井井筒积液的方法 | |
| RU2610941C1 (ru) | Способ оценки обводненности продукции нефтедобывающей скважины | |
| RU2513796C1 (ru) | Способ одновременно-раздельной эксплуатации обводненной скважины, оборудованной электроцентробежным насосом | |
| CN110397425A (zh) | 煤层气生产井井底流压控制***及控制方法 | |
| RU2371576C1 (ru) | Способ одновременно-раздельного исследования и разработки многопластовых месторождений (варианты) | |
| RU2394153C1 (ru) | Способ эксплуатации высокообводненной нефтяной скважины | |
| CN109162707A (zh) | 一种钻井过程中漏层位置判断方法 | |
| US2360742A (en) | Apparatus for determining production potentials of oil wells | |
| CN105804713B (zh) | 一种快速确定注水井各小层井口注水启动压力的方法 | |
| RU2540720C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта скважинами с горизонтальным окончанием | |
| RU2539445C1 (ru) | Способ определения пластового давления в нефтяной скважине, оборудованной погружным электронасосом | |
| RU2700738C1 (ru) | Способ повышения достоверности контроля обводненности продукции нефтедобывающих скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами | |
| Millikan et al. | Bottom-hole pressures in oil wells | |
| RU2283425C2 (ru) | Способ вывода на эффективный режим работы системы пласт-скважина-насос с помощью индикаторной диаграммы | |
| US2340993A (en) | Method of testing wells | |
| CN111094697A (zh) | 注入井的改进或与之相关的改进 | |
| RU2202039C2 (ru) | Способ освоения, исследования и эксплуатации скважин | |
| RU2243372C1 (ru) | Способ гидродинамических исследований горизонтальных скважин | |
| RU2544204C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта горизонтальными скважинами | |
| RU2724728C1 (ru) | Способ подбора оптимального режима работы нефтяной скважины | |
| RU2685379C1 (ru) | Способ определения давления насыщения нефти газом в скважине | |
| US3410137A (en) | Well pressure data testing method |