RU2524728C1 - Differentiation of well production at mixing of two seam products - Google Patents
Differentiation of well production at mixing of two seam products Download PDFInfo
- Publication number
- RU2524728C1 RU2524728C1 RU2013111169/03A RU2013111169A RU2524728C1 RU 2524728 C1 RU2524728 C1 RU 2524728C1 RU 2013111169/03 A RU2013111169/03 A RU 2013111169/03A RU 2013111169 A RU2013111169 A RU 2013111169A RU 2524728 C1 RU2524728 C1 RU 2524728C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- production
- total
- reference component
- well
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 35
- 230000004069 differentiation Effects 0.000 title claims abstract description 7
- 238000002156 mixing Methods 0.000 title claims abstract description 7
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 27
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 21
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims abstract description 6
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 5
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 claims abstract description 3
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 claims abstract description 3
- 239000012535 impurity Substances 0.000 claims abstract description 3
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 claims abstract 2
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 20
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 claims description 11
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 25
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 10
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 239000003643 water by type Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 22
- 239000000047 product Substances 0.000 description 20
- 238000011161 development Methods 0.000 description 12
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 12
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 6
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 3
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 3
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 3
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 2
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 238000012886 linear function Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 238000004587 chromatography analysis Methods 0.000 description 1
- 238000010835 comparative analysis Methods 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000004904 shortening Methods 0.000 description 1
- 230000009897 systematic effect Effects 0.000 description 1
- 229910052720 vanadium Inorganic materials 0.000 description 1
- LEONUFNNVUYDNQ-UHFFFAOYSA-N vanadium atom Chemical compound [V] LEONUFNNVUYDNQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной отрасли, а именно к методам пообъектного учета продукции каждой из эксплуатационных скважин при одновременном (совместном) поступлении в каждую из них продукции из двух пластов. Предназначено для оценки текущего состояния разработки месторождения и потребности в корректировке проектных геолого-технических мероприятий (ГТМ).The invention relates to the oil industry, and in particular to methods of object-by-product accounting of the products of each of the production wells with simultaneous (joint) entry into each of them of products from two layers. Designed to assess the current state of field development and the need for adjusting design geological and technical measures (geological and technical measures).
Не останавливаясь на нюансах ГТМ по оптимизации отработки месторождения, залежи, пласта и/или их отдельных блоков, зон и участков и в тонкостях существующих способов (методов) интенсификации добычи, следует отметить, что наиболее экономически интересна, но и сложна в реализации, отработка двух (и более) продуктивных пластов посредством одной сетки эксплуатационных скважин с одновременным отбором продукции из них; раздельная отработка пластов, каждого по отдельной сетке скважин, требует больших объемов и обустройства и буровых работ, последовательная отработка сначала одного пласта, а затем другого, одной и той же сеткой скважин значительно затягивает срок отработки месторождения в целом и требует значительных затрат на перевод скважин с одного пласта на другой. Одновременная отработка двух пластов месторождения одной сеткой скважин, то есть параллельный отбор продукции из обоих пластов в каждую из эксплуатационных скважин при всех его очевидных преимуществах (минимизируются затраты на обустройство, сокращается срок отработки месторождения, существенно упрощается техника и технология промысловых работ), требует качественного учета и контроля отбора продукции, иначе хозяйствующий субъект рискует существенно увеличить долю «неизвлекаемых» запасов с очень дальней перспективой их извлечения. К отмеченному следует добавить, что отбор флюида (продукции) из породы-коллектора требует при оптимальной отработке месторождения, как минимум, восполнения пластовой энергии, тем более это восполнение необходимо, если требуется интенсификация фильтрационно-миграционных процессов в пласте; поэтому так важен покомпонентный (по нефти, по пластовой воде, по попутному газу) учет извлеченной продукции для объективной оценки энергетического состояния объекта эксплуатации в процессе его отработки и соблюдение баланса отбора продукции с подачей (закачкой) в пласт замещающего агента. Объемы закачки в пласт замещающего продукцию агента, как правило, превышают в разы объемы его добычи.Without dwelling on the nuances of the geological and technical measures for optimizing the development of a deposit, deposit, formation and / or their individual blocks, zones and sections and in the intricacies of existing methods (methods) for intensifying production, it should be noted that it is the most economically interesting, but also difficult to implement, the development of two (and more) productive formations through a single grid of production wells with simultaneous selection of products from them; separate development of formations, each with a separate well grid, requires large volumes and arrangement and drilling, sequential development of one reservoir first and then another, using the same well grid, significantly delays the life of the field as a whole and requires significant costs for moving wells from one layer to another. Simultaneous mining of two layers of the field with one well network, i.e., parallel selection of products from both layers into each of the production wells with all its obvious advantages (minimizing the cost of development, shortening the life of the field, significantly simplifying the technique and technology of field work), requires high-quality accounting and control over the selection of products, otherwise the business entity risks significantly increasing the share of “non-recoverable” reserves with a very long-term prospect for their extraction. It should be added that the selection of fluid (production) from the reservoir rock requires, at the optimum development of the field, at least replenishment of reservoir energy, moreover, this replenishment is necessary if intensification of filtration-migration processes in the reservoir is required; Therefore, component-wise (in oil, in produced water, in associated gas) accounting of extracted products is so important for an objective assessment of the energy state of the operation object in the process of its development and balancing of product selection with the supply (injection) of a replacement agent into the formation. The volumes of injection into the reservoir of a substitute agent, as a rule, are several times higher than the volumes of its production.
Современный уровень технологии учета совместно добываемых по одному стволу скважины продукций двух пластов характеризуются информацией в следующих патентных документах: SU 715781 А, 15.02.1980; SU 1122815 А, 07.11.1984; SU 1422983 А, 27.05.2000; SU 1730440 А, 30.04.1992; RU 2090912 С1, 20.09.1997; RU 2151279 С1, 03.04.1998; RU 2172403 С2, 20.08.2001; RU 2181882 С1, 27.04.2002; RU 2449118 С2, 13.07.2010; RU 2461709 С1, 20.04.2011; US 2009044617 А1, 19.02.2001; US 2010193187 А1, 05.08.2010.The current level of technology for accounting for jointly produced products of two layers along one wellbore is characterized by information in the following patent documents: SU 715781 A, 02/15/1980; SU 1122815 A, 11/07/1984; SU 1422983 A, 05.27.2000; SU 1730440 A, 04/30/1992; RU 2090912 C1, 09/20/1997; RU 2151279 C1, 04/03/1998; RU 2172403 C2, 08.20.2001; RU 2181882 C1, 04/27/2002; RU 2449118 C2, 07/13/2010; RU 2461709 C1, 04/20/2011; US 2009044617 A1, 02/19/2001; US201019393187 A1, 08/05/2010.
Основой известных способов являются, как правило, сведения о физико-химических характеристиках пластовых флюидов в их изначальном (глубинном) состоянии, полученные путем отбора представительных проб, выбор в составе этих флюидов наиболее характерных (для каждого из пластов), так называемых реперных, составляющих, отслеживание содержания этих составляющих в общей добыче и вычисление количества продукции каждого пласта в долевом, процентном, объемном, весовом, массовом исчислении к общему количеству извлеченной продукции. Такими реперными составляющими в известной информации отмечены ванадий, сероводород, характерные ионы солей общей минерализации пластовых вод нефтяных месторождений и т.п.The basis of the known methods are, as a rule, information on the physicochemical characteristics of formation fluids in their initial (deep) state, obtained by sampling representative samples, the selection of the most characteristic (for each of the formations) so-called reference components constituting these fluids tracking the content of these components in total production and calculating the amount of production of each layer in the share, percentage, volume, weight, mass calculation to the total number of extracted products. Vanadium, hydrogen sulfide, characteristic ions of salts of the general mineralization of formation water of oil fields, etc., are noted by such reference components in the known information.
К существенным недостаткам известных способов пообъектного (по пластам) учета продукции можно (и нужно) отнести необходимость специализированных лабораторий и квалифицированного персонала, то есть значительных материальных и трудовых затрат, при этом достоверность результатов, оперативность геолого-технического анализа этих результатов и коррекция параметров отработки пластов месторождения носит весьма условный характер. Эта ситуация отмечена, кстати, в существующих методических указаниях РД-153-39.0-110-01, М., Минэнерго РФ, 2002, раздел 5.2.2. В документе для контроля за текущим состоянием разработки месторождения предусматривается шесть, как минимум, вариантов решения задачи распределения отборов продукции по пластам при их совместной эксплуатации, при этом прямо указывается на допустимость «…новых методических решений, если они повышают обоснованность выводов для корректировки геолого-технических условий (ГТУ) объекта разработки».Significant disadvantages of the known methods for object-by-layer (by strata) accounting of products include (and should) include the need for specialized laboratories and qualified personnel, that is, significant material and labor costs, while the reliability of the results, the speed of geological and technical analysis of these results, and the correction of the parameters of working out the strata deposits is very conditional. This situation is noted, incidentally, in the existing guidelines RD-153-39.0-110-01, M., Ministry of Energy of the Russian Federation, 2002, section 5.2.2. The document provides for the monitoring of the current state of development of the field at least six options for solving the problem of distributing product withdrawals by layers during their joint operation, while directly indicating the admissibility of “... new methodological solutions if they increase the validity of conclusions for adjusting geological and technical conditions (GTU) of the development object. "
Наиболее близким к предлагаемому способу дифференциации добычи скважины при одновременной работе двух пластов и смешении ее в процессе извлечения на поверхность (иначе - прототипом) является способ [RU 2461709 С1 20.01.2011], включающий лабораторное определение содержания реперного компонента (сероводорода) в продукции (флюиде) каждого из двух пластов путем отбора и исследования глубинных представительных проб на стадии начала разработки месторождения, а затем по периодически отбираемой устьевой пробе отслеживают содержание этого компонента в смеси продукции обоих пластов; определение количества продукции каждого из пластов сводится, при этом к несложному вычислению их по общеизвестным формулам (смешения, разведения, разбавления) двух сред. Существенными отличиями известного способа является использование конкретного реперного компонента (сероводорода) и то, что его содержание в устьевой пробе продукции двух пластов осуществляют портативным газоанализатором согласно «формуле» изобретения.Closest to the proposed method for differentiating well production while simultaneously operating two layers and mixing it during extraction to the surface (otherwise, a prototype) is the method [RU 2461709 C1 01.20.2011], including laboratory determination of the content of the reference component (hydrogen sulfide) in the product (fluid ) of each of the two strata by sampling and studying deep representative samples at the stage of the beginning of field development, and then the content of this component is monitored by a wellhead sample periodically Mesi two layers of products; determination of the amount of production of each of the layers is reduced, while at the same time simple calculation of them according to well-known formulas (mixing, dilution, dilution) of two media. Significant differences of the known method is the use of a specific reference component (hydrogen sulfide) and the fact that its content in the wellhead sample of the production of two layers is carried out by a portable gas analyzer according to the "formula" of the invention.
К недостаткам известного способа-прототипа следует отнести его узкую специализацию, то есть применение только для сероводородсодержащих нефтяных месторождений. Кроме того, это техническое решение позволяет учитывать продукцию скважины весьма приблизительно, тем более, что современные портативные газоанализаторы сероводорода работают с погрешностью ± %, а контроль и учет добытой пластовой воды также весьма условен без поправок на ее минерализацию и содержание мехпримесей.The disadvantages of the known prototype method include its narrow specialization, that is, the use only for hydrogen sulfide-containing oil fields. In addition, this technical solution allows one to take into account well production very approximately, especially since modern portable hydrogen sulfide gas analyzers work with an error of ±%, and monitoring and accounting for produced formation water is also very conditional without adjustments for its mineralization and content of solids.
Требуемый технический регламент (иначе - цель изобретения) заключается в придании известному решению большей универсальности, точности при минимизации трудовых затрат на его реализацию.The required technical regulation (otherwise, the purpose of the invention) is to give the well-known solution greater versatility, accuracy while minimizing labor costs for its implementation.
Решение задачи (цель) предлагаемого изобретения достигается тем, что в известном способе дифференциации добычи скважины при смешении в ней продукции двух пластов путем предварительного отбора глубинных проб продукции из каждого продуктивного пласта с определением содержания в них реперного компонента (критерия сравнения), последующего отбора устьевой представительной пробы продукции скважины и определения искомых величин добычи по каждому из пластов путем вычислений, в качестве реперного компонента для дифференциации добытой нефти и воды по пластам принимают стабильный реперный компонент, включающий в себя суммарное содержание определенных (конкретных) углеводородов в добываемой продукции, содержание которых существенно различно для нефтей, а дифференциацию добычи пластовых вод осуществляют по стабильному реперному компоненту - общей минерализации, при этом оценку общей минерализации пластовой воды осуществляют после ее полного удаления из устьевой пробы с последующим испарением воды из штатной навески, взвешивают сухой остаток, который затем растворяют в дистиллированной воде, отделяют не растворенные в ней мехпримеси, вес которых не учитывают при определении общей минерализации воды.The solution of the problem (goal) of the present invention is achieved by the fact that in the known method of differentiating a well’s production by mixing the products of two formations in it by preliminary selection of deep product samples from each productive formation with determination of the content of the reference component in them (comparison criterion), subsequent selection of the representative wellhead samples of well production and determination of the desired production values for each of the reservoirs by calculation, as a benchmark component for the differentiation of oil produced and water in the reservoirs adopt a stable benchmark component, which includes the total content of certain (specific) hydrocarbons in the produced products, the content of which is significantly different for oils, and differentiation of reservoir water production is carried out according to the stable benchmark component - total mineralization, while assessing the total mineralization of the reservoir water is carried out after it is completely removed from the wellhead sample, followed by evaporation of water from a standard sample, the dry residue is weighed, which is then dissolved in di tillirovannoy water is not separated mechanical impurities dissolved therein, the weight of which is not considered when determining the total mineralization of water.
Сопоставительный анализ предлагаемого способа дифференциации добычи скважины при смешении в ней продукции двух пластов, как совокупности существенных признаков (в том числе и отличительных), с решениями, известными из нормативно-технической и патентной документации позволяет утверждать, что объект соответствует всем критериям изобретения, в том числе критериям «новизна» и «неочевидность».A comparative analysis of the proposed method for differentiating a well’s production by mixing in it the products of two formations, as a combination of essential features (including distinctive ones), with solutions known from the regulatory, technical and patent documentation allows us to state that the object meets all the criteria of the invention, including including the criteria of “novelty” and “non-obviousness”.
Реализация предлагаемого способа может быть проиллюстрирована графически (см. фиг.1), где «зависимость содержания реперного компонента в устьевой пробе продукции скважины (продукции двух пластов)» есть не что иное, как линейная зависимость, выражаемая математически формулой y=kx+c; т.е. график представляет собой линейную функцию с постоянными эмпирическими величинами k=0,0866 и c=0,0372, а «зависимость общей минерализации попутнодобываемой воды в устьевой пробе продукции скважины (продукции двух пластов)» есть не что иное, как линейная зависимость, выражаемая математически формулой y=kx+c; т.е. график представляет собой линейную функцию с постоянными эмпирическими величинами k=1,92 и c=6,14.The implementation of the proposed method can be illustrated graphically (see figure 1), where "the dependence of the content of the reference component in the wellhead sample of well production (production of two layers)" is nothing more than a linear relationship, expressed mathematically by the formula y = kx + c; those. the graph is a linear function with constant empirical values k = 0.0866 and c = 0.0372, and “the dependence of the total mineralization of produced water in the wellhead sample of well production (production of two layers)” is nothing more than a linear dependence, expressed mathematically the formula y = kx + c; those. the graph is a linear function with constant empirical values k = 1.92 and c = 6.14.
Для того чтобы определить долю нефти каждого из пластов в общем дебите скважины с ОРЭ двух объектов, в числе прочих сведений необходимо знать показания счетчика-расходомера с замерной установки о дебите скважины; мгновенные значения, часовые, суточные и т.п. показания по любой из скважин на промысле находятся в распоряжении так называемых ЦИТС (центральных инженерно-технологических служб) нефтедобывающего предприятия. Кроме того, необходимо регулярно (периодически) квалифицированно отбирать и анализировать устьевую пробу продукции, что также не представляет сложности при наличии устройства [RU, патент на полезную модель №100806, 27.08.2010], надежного в эксплуатации и обеспечивающего пробам максимальную представительность при их отборе, а хроматография углеводородов пробы на содержание в ней реперного компонента (С1+…С5) может быть произведена как в стационарных условиях, так и в условиях передвижной лаборатории.In order to determine the proportion of oil of each of the layers in the total flow rate of the well from the WEM of two objects, among other information, it is necessary to know the readings of the flow meter from the meter about the flow rate of the well; instantaneous values, hourly, daily, etc. readings for any of the wells in the field are at the disposal of the so-called CITS (central engineering and technological services) of the oil producing enterprise. In addition, it is necessary to regularly (periodically) competently select and analyze the wellhead sample of products, which is also not difficult if there is a device [RU, utility model patent No. 100806, 08/27/2010], reliable in operation and providing samples with maximum representativeness when sampling them and chromatography of the hydrocarbons of the sample for the content of the reference component (C1 + ... C5) in it can be performed both under stationary conditions and in a mobile laboratory.
Исходя из того, что изначально известны: интервал перфорации пласта, состав и степень минерализации пластовой воды, компонентный состав нефти, наличие (или отсутствие) в воде и нефти иных (не углеводородных) газов и/или элементов (веществ), пластовое давление и гидродинамические характеристики системы «пласт-флюид», а также пространственная ориентация, взаиморасположение и геометрическая форма всех характерных элементов месторождения, размещения продукции в пластах и ориентация ствола конкретной скважины относительно каждого из них при существующих (известных) средствах и методах контроля (и учета) проблемы по дифференциации добычи не должно быть, однако систематический непрерывный и высокоточный контроль и учет требует колоссальных материальных затрат, а периодический выборочный (по месту и времени) контроль и учет с привлечением минимально необходимых средств не дает качественной (объективной) оценки состояния месторождения (тем более по пластам).Based on what is initially known: the interval of perforation of the formation, the composition and degree of mineralization of formation water, the component composition of oil, the presence (or absence) of other (non-hydrocarbon) gases and / or elements (substances) in water and oil, reservoir pressure and hydrodynamic the characteristics of the reservoir-fluid system, as well as the spatial orientation, relative position and geometric shape of all the characteristic elements of the field, the placement of products in the reservoirs and the orientation of the wellbore of a particular well relative to each of them existing (known) means and methods of control (and accounting) should not be a problem in differentiating production, however, systematic continuous and high-precision control and accounting requires enormous material costs, and periodic selective (in place and time) monitoring and accounting with the use of the minimum necessary funds It does not provide a qualitative (objective) assessment of the state of the field (especially in formations).
В связи с вышеизложенным в качестве поясняющего суть изобретения материала предлагаем конкретный пример его реализации. Так, например, одно из нефтяных месторождений Западной Сибири характеризуется следующим образом. Промышленные запасы нефти заключены (сосредоточены) в двух объектах, находящихся в эксплуатации уже более двадцати лет. Нефть пласта А (глубина залегания 1400…1450 метров) по неоднократным анализам глубинных проб характеризуется следующими параметрами (газовый фактор - 106 нм3/т, плотность - 0,835 т/м3, компоненты (% масс.) C1 - 4,70, С2 - 4,42, С3 - 1,59, С4 - 2,85, С5 - 2,79, СO2 - 0,03, N2 - 0,13, C6+ вышекипящие (условный компонент - остаток) - 83,49), нефть пласта Б (глубина залегания 1200…1220 метров) характеризуется следующими параметрами (газовый фактор - 51 нм3/т, плотность - 0,855 т/м3, компоненты (% масс) d - 3,09, С2 - 0,06, С3 - 0,13, С4 - 0,23, С5 - 0,20, СO2 - 0,02, N2 - 0,05, C6+ вышекипящие (условный компонент - остаток) - 96,22). Минерализация пластовых (подстилающих) вод составляет для пласта А 8,06 г/л, а для пласта Б 6,14 г/л, при этом в добывающих скважинах отбор продукции осуществляется (по результатам геолого-промысловых и геофизических исследований) только из верхней части пласта А (порядка двадцати метров по стволу скважины) и пласта Б (пятнадцать метров) соответственно. В связи с решением о нецелесообразности проведения изоляционных работ по отсечению обводнившихся интервалов перфорации стволов скважин продукция одной из них по пласту А характеризуется обводненностью в 20%, а продукция другой, соседней, скважины (по пласту Б) характеризуется обводненностью в 60%, при этом дебиты этих скважин по жидкости составляют соответственно 30 и 40 т/сутки. Одна из скважин, по которой осуществляют так называемую одновременно-раздельную эксплуатацию (ОРЭ), характеризуется дебитом по жидкости 50 т/сутки (по состоянию на 01.07.2012) при обводненности смеси продукции пластов в 70%. Отобрав очередную представительную устьевую пробу на этой скважине, установили, что реперный компонент (С1+…С5) составил 0,09% масс. в общем количестве добываемого пластового флюида, при этом общая минерализация отделенной пластовой воды составила 7,87 г/л, а содержание мехпримесей составляет 0,41 г/л. Анализ частиц мехпримесей после удаления водорастворимых фрагментов показал, что вынос материала породы-коллектора практически отсутствует (следы), а основная масса мехпримесей - это продукт коррозии металла труб и интенсивность процесса коррозии в пересчете составляет 0,41 г/л·Qводы (35 м3/сутки или 35000 л/сутки)=14350 г/сутки или 14,35 кг/сутки или 5,238 т/год, что чревато (при локальной интенсивной коррозии) нарушением герметичности колонны остановкой скважины и проведением ремонтно-изолировочных работ в стволе или капитальным ремонтом. Возвращаясь к дифференциации добычи по анализу устьевой отобранной пробы, изначальным параметрам нефтей и пластовых вод обоих объектов (А и Б) устанавливаем по общеизвестным формулам из общей химии (см. точку G на фиг.1), что скважина выдает на поверхность 9 т/сутки нефти пласта А, 6 тонн/сутки нефти пласта Б, воды пласта А 3,5 тонн/сутки, воды пласта Б 31,5 тонн/сутки, что соответствует обводнености по пласту А 28% масс., по пласту Б 84% масс., доля добычи воды пласта А в смеси попутнодобываемой воды 0,9% масс. (см. точку М на фиг.2).In connection with the foregoing, as a clarifying essence of the invention of the material, we offer a specific example of its implementation. So, for example, one of the oil fields in Western Siberia is characterized as follows. Industrial oil reserves are located (concentrated) in two facilities that have been in operation for more than twenty years. According to repeated analyzes of deep samples, oil from reservoir A (depth of 1400 ... 1450 meters) is characterized by the following parameters (gas factor - 106 nm 3 / t, density - 0.835 t / m 3 , components (% wt.) C 1 - 4.70, C 2 - 4.42, C 3 - 1.59, C4 - 2.85, C 5 - 2.79, CO 2 - 0.03, N 2 - 0.13, C 6+ higher boiling (the conditional component is the remainder ) - 83.49), reservoir B oil (depth of 1200 ... 1220 meters) is characterized by the following parameters (gas factor - 51 nm 3 / t, density - 0.855 t / m 3 , components (% of mass) d - 3.09, C 2 - 0.06, C 3 - 0.13, C 4 - 0.23, C 5 - 0.20, CO 2 - 0.02, N 2 - 0.05, C 6+ higher boiling (conditional component - remainder) - 96.22) . Mineralization of formation (underlying) water for reservoir A is 8.06 g / l, and for reservoir B 6.14 g / l, while production is carried out in production wells (according to the results of geological and geophysical studies) only from the upper part formation A (about twenty meters along the wellbore) and formation B (fifteen meters), respectively. In connection with the decision on the inappropriateness of conducting isolation work to cut off waterlogged intervals of perforation of well bores, the production of one of them in reservoir A is characterized by a water cut of 20%, and the production of another, neighboring well (in reservoir B) is characterized by a water cut of 60%, while of these wells by fluid are respectively 30 and 40 tons / day. One of the wells, through which the so-called simultaneous-separate operation (ORE) is carried out, is characterized by a fluid flow rate of 50 tons / day (as of July 1, 2012) with a water cut of the formation production mixture of 70%. Having selected the next representative wellhead sample at this well, it was found that the reference component (C1 + ... C5) was 0.09% of the mass. in the total amount of produced formation fluid, while the total mineralization of the separated formation water was 7.87 g / l, and the content of solids is 0.41 g / l. Analysis of particles of solids after removal of water-soluble fragments showed that the removal of material from the reservoir rock is practically absent (traces), and the bulk of the solids is the product of corrosion of the pipe metal and the intensity of the corrosion process in terms of 0.41 g / l · Q of water (35 m 3 / day or 35000 l / day) = 14350 g / day or 14.35 kg / day or 5.238 t / year, which is fraught (with local intense corrosion) by a violation of the tightness of the column by stopping the well and carrying out repair and insulation work in the well or major by repair. Returning to the differentiation of production by analyzing the wellhead of the selected sample, we establish the initial parameters of the oils and formation water of both objects (A and B) from well-known formulas from general chemistry (see point G in figure 1) that the well produces 9 tons / day to the surface oil of formation A, 6 tons / day of oil of formation B, water of formation A 3.5 tons / day, water of formation B 31.5 tons / day, which corresponds to water cut in formation A 28% wt., formation B 84% wt. , the proportion of water produced in reservoir A in a mixture of produced water is 0.9% of the mass. (see point M in figure 2).
С достаточной для промысловой практики точностью контроль отработки месторождения с ОРЭ пластов вышеизложенным способом достаточно проводить не чаще раза в месяц, способ не сложен в реализации, промышленно применим и подлежит охране патентом на изобретение согласно заявлению автора.With sufficient accuracy for field practice, it is sufficient to carry out monitoring of the development of a field with an open reservoir layer using the above method no more than once a month, the method is not difficult to implement, is industrially applicable and is subject to patent protection according to the author’s application.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013111169/03A RU2524728C1 (en) | 2013-03-12 | 2013-03-12 | Differentiation of well production at mixing of two seam products |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013111169/03A RU2524728C1 (en) | 2013-03-12 | 2013-03-12 | Differentiation of well production at mixing of two seam products |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2524728C1 true RU2524728C1 (en) | 2014-08-10 |
Family
ID=51355100
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013111169/03A RU2524728C1 (en) | 2013-03-12 | 2013-03-12 | Differentiation of well production at mixing of two seam products |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2524728C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2625822C2 (en) * | 2016-01-11 | 2017-07-19 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method of dual-completion production facility production current separate accounting |
| RU2778814C1 (en) * | 2022-01-31 | 2022-08-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for selective sampling of reservoir production of one well |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5058012A (en) * | 1989-02-07 | 1991-10-15 | Marathon Oil Company | Method of extrapolating reservoir performance |
| RU2128280C1 (en) * | 1997-03-24 | 1999-03-27 | Научно-технологический центр "Надымгазпром" | Method for diagnosing water discharged from gas wells using chemical analysis data |
| RU2217588C2 (en) * | 2001-04-03 | 2003-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Надымгазпром" | Method establishing water-oil ratio in gas field |
| RU2006135409A (en) * | 2006-10-06 | 2008-04-20 | Тимергалей Кабирович Апасов (RU) | METHOD FOR EVALUATING THE STATE OF DEVELOPMENT OF OIL AND GAS DEPOSITS, INDICATORS OF WELL OPERATION WITH DETERMINING FORECASTS AND OPPORTUNITIES FOR OPTIMIZATION OF SELECTION AND PUMPING, CALCULATION OF SEPARATE RESPONSIBILITY |
| RU2461709C1 (en) * | 2011-04-20 | 2012-09-20 | Загит Раифович Рабартдинов | Method for determination of rates of two jointly operated oil formations |
-
2013
- 2013-03-12 RU RU2013111169/03A patent/RU2524728C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5058012A (en) * | 1989-02-07 | 1991-10-15 | Marathon Oil Company | Method of extrapolating reservoir performance |
| RU2128280C1 (en) * | 1997-03-24 | 1999-03-27 | Научно-технологический центр "Надымгазпром" | Method for diagnosing water discharged from gas wells using chemical analysis data |
| RU2217588C2 (en) * | 2001-04-03 | 2003-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Надымгазпром" | Method establishing water-oil ratio in gas field |
| RU2006135409A (en) * | 2006-10-06 | 2008-04-20 | Тимергалей Кабирович Апасов (RU) | METHOD FOR EVALUATING THE STATE OF DEVELOPMENT OF OIL AND GAS DEPOSITS, INDICATORS OF WELL OPERATION WITH DETERMINING FORECASTS AND OPPORTUNITIES FOR OPTIMIZATION OF SELECTION AND PUMPING, CALCULATION OF SEPARATE RESPONSIBILITY |
| RU2461709C1 (en) * | 2011-04-20 | 2012-09-20 | Загит Раифович Рабартдинов | Method for determination of rates of two jointly operated oil formations |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2625822C2 (en) * | 2016-01-11 | 2017-07-19 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method of dual-completion production facility production current separate accounting |
| RU2778814C1 (en) * | 2022-01-31 | 2022-08-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for selective sampling of reservoir production of one well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Duvert et al. | CO2 evasion along streams driven by groundwater inputs and geomorphic controls | |
| Lagneau et al. | Industrial deployment of reactive transport simulation: an application to uranium in situ recovery | |
| Wang et al. | Evolution of deep parent fluids of geothermal fields in the Nimu–Nagchu geothermal belt, Tibet, China | |
| Donner et al. | Arsenic speciation in the lower Athabasca River watershed: a geochemical investigation of the dissolved and particulate phases | |
| Brookfield et al. | Integration of field measurements and reactive transport modelling to evaluate contaminant transport at a sulfide mine tailings impoundment | |
| CN104251812B (en) | High-acidity gas field wellbore string material optimization evaluation system and method | |
| Panfilov et al. | Reactive transport in the underground leaching of uranium: Asymptotic analytical solution for multi-reaction model | |
| Sori et al. | Comprehensive review of experimental studies, numerical modeling, leakage risk assessment, monitoring, and control in geological storage of carbon dioxide: Implications for effective CO2 deployment strategies | |
| Cowie et al. | Use of natural and applied tracers to guide targeted remediation efforts in an acid mine drainage system, Colorado Rockies, USA | |
| WO2023183546A1 (en) | Real-time analysis of production chemicals at wellsites | |
| Janoszek et al. | Modelling of gas flow in the underground coal gasification process and its interactions with the rock environment | |
| Adua Awejori et al. | Integrated experimental and modeling study of geochemical reactions of simple fracturing fluids with Caney Shale | |
| Gomes et al. | Impact of Reservoir Reactions on Thermodynamic Scale Predictions | |
| Samanta et al. | Major ion chemistry of two cratonic rivers in the tropics: weathering rates and their controlling factors | |
| Tayyebi et al. | Machine learning-based prediction of scale formation in produced water as a tool for environmental monitoring | |
| RU2524728C1 (en) | Differentiation of well production at mixing of two seam products | |
| Ji et al. | Research progress on identification of mine water inrush sources: A visual analysis perspective | |
| Smith et al. | Zama acid gas EOR, CO2 sequestration, and monitoring project | |
| Aritan et al. | The corrosion effect on supports used in underground mining operations generated by low-rank salt-bearing coals: the Central Anatolia case | |
| Vandenberg et al. | Use of water quality models for design and evaluation of pit lakes | |
| Hirmas et al. | Determination of calcite and dolomite content in soils and paleosols by continuous coulometric titration | |
| Van Luyen et al. | Assessing the influence of the mining operations on the state of streams in the northern part of the Red River Basin (Viet Nam) | |
| Marrugo-Hernandez et al. | Downhole kinetics of reactions involving alcohol-based hydraulic fracturing additives with implications in delayed H2S production | |
| Jensen et al. | Bromine and stable isotopic profiles of formation waters from potash mine-shafts, Saskatchewan, Canada | |
| Pereira et al. | Modeling the saturation pressure of systems containing crude oils and CO2 using the SRK equation of state |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20210313 |