RU2016124674A - Оптимизированная кислотная обработка добывающей скважины вблизи водоносного пласта - Google Patents
Оптимизированная кислотная обработка добывающей скважины вблизи водоносного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2016124674A RU2016124674A RU2016124674A RU2016124674A RU2016124674A RU 2016124674 A RU2016124674 A RU 2016124674A RU 2016124674 A RU2016124674 A RU 2016124674A RU 2016124674 A RU2016124674 A RU 2016124674A RU 2016124674 A RU2016124674 A RU 2016124674A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- distribution function
- acid pump
- producing well
- acid
- deviation
- Prior art date
Links
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 title 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims 34
- 238000005315 distribution function Methods 0.000 claims 24
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 19
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims 12
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims 10
- 238000000034 method Methods 0.000 claims 9
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims 9
- 238000004088 simulation Methods 0.000 claims 5
- 238000013459 approach Methods 0.000 claims 3
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims 2
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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/27—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures by use of eroding chemicals, e.g. acids
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
-
- 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
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Operations Research (AREA)
- Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
- Control Of Non-Electrical Variables (AREA)
Claims (43)
1. Способ определения оптимальной накачки кислоты для добывающей скважины вблизи водоносного пласта, реализуемый на компьютере, включающий:
инициализацию функции распределения накачки кислоты на основании равномерного профиля накачки кислоты;
определение распределения притока в добывающую скважину и места прорыва воды при достижении фронтом воды добывающей скважины при моделировании распространения фронта на основании функции распределения накачки кислоты, причем моделирование применяют для определения изменения фронта воды по мере его приближения к добывающей скважине;
настройку функции распределения накачки кислоты на основании результатов моделирования относительно опорного положения вдоль длины добывающей скважины, причем опорное положение соответствует точке вдоль добывающей скважины, в которой распространение фронта определяется как минимальное;
определение того, находится ли отклонение между формой фронта воды, соответствующей настроенной функции распределения накачки кислоты, и целевым профилем, соответствующим опорному положению, в пределах заданного диапазона сходимости;
выполнение в случае, если определено, что отклонение не находится в пределах заданного диапазона сходимости, повторного моделирования и настройки функции распределения накачки кислоты до тех пор, пока не будет определено, что отклонение находится в пределах заданного диапазона сходимости; и
определение в случае, если определено, что отклонение находится в пределах заданного диапазона сходимости, оптимальной накачки кислоты для добывающей скважины с помощью настроенной функции распределения накачки кислоты.
2. Способ по п. 1, в котором настройка функции распределения накачки кислоты включает:
уменьшение значений функции распределения накачки кислоты в точках, в которых фронт воды продвинулся за пределы опорного положения.
3. Способ по п. 1, в котором заданное значение сходимости составляет 10-5 от расстояния между добывающей скважиной и фронтом воды.
4. Способ по п. 1, в котором опорное положение сохраняют неизменным при последующих итерациях моделирования и выполняют настройку функции распределения устройства контроля потока в случае определения того, что отклонение находится вне пределов заданного диапазона сходимости.
5. Способ по п. 1, в котором добывающая скважина находится в однородном продуктивном пласте.
6. Способ по п. 1, в котором добывающая скважина находится в неоднородном продуктивном пласте.
7. Способ по п. 6, в котором проницаемость незагрязненных слоев неоднородного продуктивного пласта изменяется вдоль длины добывающей скважины.
8. Способ по п. 1, в котором оптимальная накачка кислоты учитывает неоднородность продуктивного пласта и снижение давления от пятки к носку добывающей скважины.
9. Способ по п. 8, в котором посредством оптимальной накачки кислоты снижают вероятность прорыва воды из близлежащего водоносного пласта и повышают объем добычи углеводородов.
10. Система для определения оптимальной накачки кислоты для добывающей скважины вблизи водоносного пласта, содержащая:
по меньшей мере один процессор; и
запоминающее устройство, соединенное с процессором и содержащее хранимые в нем считываемые процессором команды, которые при их исполнении процессором обуславливают выполнение процессором множества операций, включающего операции:
инициализации функции распределения накачки кислоты на основании равномерного профиля накачки кислоты;
определения распределения притока в добывающую скважину и места прорыва воды при достижении фронтом воды добывающей скважины при моделировании распространения фронта на основании функции распределения накачки кислоты, причем моделирование применяют для определения изменения фронта воды по мере его приближения к добывающей скважине;
настройки функции распределения накачки кислоты на основании результатов моделирования относительно опорного положения вдоль длины добывающей скважины, причем опорное положение соответствует точке вдоль добывающей скважины, в которой распространение фронта определяется как минимальное;
определения того, находится ли отклонение между формой фронта воды, соответствующей настроенной функции распределения накачки кислоты, и целевым профилем, соответствующим опорному положению, в пределах заданного диапазона сходимости;
выполнения в случае, если определено, что отклонение находится вне пределов заданного диапазона сходимости, повторного моделирования и настройки функции распределения накачки кислоты до тех пор, пока не будет определено, что отклонение находится в пределах заданного диапазона сходимости; и
определения в случае, если определено, что отклонение находится в пределах заданного диапазона сходимости, оптимальной накачки кислоты для добывающей скважины с помощью настроенной функции распределения накачки кислоты.
11. Система по п. 10, в которой операция настройки, выполняемая процессором, включает операции:
уменьшения значений функции распределения накачки кислоты в точках, в которых фронт воды продвинулся за пределы опорного положения.
12. Система по п. 10, в которой заданное значение сходимости составляет 10-5 от расстояния между добывающей скважиной и фронтом воды.
13. Система по п. 10, в которой опорное положение остается неизменным при последующих итерациях моделирования, и настройка функции распределения устройства контроля потока выполняется в случае определении того, что отклонение находится вне пределов заданного диапазона сходимости.
14. Система по п. 10, в которой добывающая скважина находится в однородном продуктивном пласте.
15. Система по п. 10, в которой добывающая скважина находится в неоднородном продуктивном пласте.
16. Система по п. 15, в которой проницаемость незагрязненных слоев неоднородного продуктивного пласта изменяется вдоль длины добывающей скважины.
17. Система по п. 10, в которой оптимальная накачка кислоты учитывает неоднородность продуктивного пласта и снижение давления от пятки к носку добывающей скважины.
18. Система по п. 17, в которой посредством оптимальной накачки кислоты снижена вероятность прорыва воды из близлежащего водоносного пласта и повышен объем добычи углеводородов.
19. Машиночитаемый носитель информации, содержащий хранимые на нем команды, которые при их исполнении компьютером обуславливают выполнение компьютером множества операций, включающего операции:
инициализации функции распределения накачки кислоты на основании равномерного профиля накачки кислоты;
определения распределения притока в добывающую скважину и места прорыва воды при достижении фронтом воды добывающей скважины при моделировании распространения фронта на основании функции распределения накачки кислоты, причем моделирование применяют для определения изменения фронта воды по мере его приближения к добывающей скважине;
настройки функции распределения накачки кислоты на основании результатов моделирования относительно опорного положения вдоль длины добывающей скважины, причем опорное положение соответствует точке вдоль добывающей скважины, в которой распространение фронта определяется как минимальное;
определения того, находится ли отклонение между формой фронта воды, соответствующей настроенной функции распределения накачки кислоты, и целевым профилем, соответствующим опорному положению, в пределах заданного диапазона сходимости;
выполнения в случае, если определено, что отклонение находится вне пределов заданного диапазона сходимости, повторного моделирования и настройки функции распределения накачки кислоты до тех пор, пока не будет определено, что отклонение находится в пределах заданного диапазона сходимости; и
определения в случае, если определено, что отклонение находится в пределах заданного диапазона сходимости, оптимальной накачки кислоты для добывающей скважины с помощью настроенной функции распределения накачки кислоты.
20. Машиночитаемый носитель информации по п. 19, в котором операция настройки, выполняемая процессором, включает операции:
уменьшения значений функции распределения накачки кислоты в точках, в которых фронт воды продвинулся за пределы опорного положения.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201461931255P | 2014-01-24 | 2014-01-24 | |
| US61/931,255 | 2014-01-24 | ||
| PCT/US2014/060273 WO2015112211A1 (en) | 2014-01-24 | 2014-10-13 | Optimized acidizing of a production well near aquifer |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2016124674A3 RU2016124674A3 (ru) | 2018-03-01 |
| RU2016124674A true RU2016124674A (ru) | 2018-03-01 |
Family
ID=53681818
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016124674A RU2016124674A (ru) | 2014-01-24 | 2014-10-13 | Оптимизированная кислотная обработка добывающей скважины вблизи водоносного пласта |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10337307B2 (ru) |
| EP (1) | EP3071786B1 (ru) |
| CN (1) | CN105829644A (ru) |
| AR (1) | AR099167A1 (ru) |
| AU (1) | AU2014379561B2 (ru) |
| CA (1) | CA2934027C (ru) |
| MX (1) | MX2016008504A (ru) |
| RU (1) | RU2016124674A (ru) |
| SG (1) | SG11201605133WA (ru) |
| WO (1) | WO2015112211A1 (ru) |
Families Citing this family (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2015199799A2 (en) * | 2014-05-28 | 2015-12-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method of forming directionally controlled wormholes in a subterranean formation |
| CA3052030C (en) * | 2017-01-30 | 2023-09-19 | Schlumberger Canada Limited | Evaluation of pressure-transient behavior of wells |
| CN110905495B (zh) * | 2019-11-26 | 2021-05-25 | 青海九0六工程勘察设计院 | 一种用于判断地层堵塞的临界水流速的方法 |
| CN112746836B (zh) * | 2021-01-13 | 2022-05-17 | 重庆科技学院 | 基于层间干扰的油井各层产量计算方法 |
Family Cites Families (24)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3123136A (en) * | 1964-03-03 | figures | ||
| US3308885A (en) * | 1965-12-28 | 1967-03-14 | Union Oil Co | Treatment of subsurface hydrocarbon fluid-bearing formations to reduce water production therefrom |
| US3527301A (en) * | 1968-07-29 | 1970-09-08 | Dorothy E Raifsnider | Oil recovery using neat surfactants |
| US5099924A (en) * | 1990-12-20 | 1992-03-31 | Gidley John L | Conditioning of formation for sandstone acidizing |
| US5297628A (en) * | 1991-10-24 | 1994-03-29 | Mobil Oil Corporation | Simultaneous matrix acidizing using acids with different densities |
| US5289888A (en) | 1992-05-26 | 1994-03-01 | Rrkt Company | Water well completion method |
| US5431227A (en) | 1993-12-20 | 1995-07-11 | Atlantic Richfield Company | Method for real time process control of well stimulation |
| US6668922B2 (en) * | 2001-02-16 | 2003-12-30 | Schlumberger Technology Corporation | Method of optimizing the design, stimulation and evaluation of matrix treatment in a reservoir |
| US7657415B2 (en) * | 2002-05-31 | 2010-02-02 | Schlumberger Technology Corporation | Subterranean formation treatment methods using a darcy scale and pore scale model |
| US7658226B2 (en) * | 2005-11-02 | 2010-02-09 | Schlumberger Technology Corporation | Method of monitoring fluid placement during stimulation treatments |
| FR2898382B1 (fr) * | 2006-03-10 | 2008-04-18 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour modeliser et simuler a grande echelle la stimulation des puits carbonates |
| DK2019988T3 (da) * | 2006-05-24 | 2010-06-14 | Maersk Olie & Gas | Strømningssimulering i en brønd eller et rør |
| US7603261B2 (en) * | 2006-07-11 | 2009-10-13 | Schlumberger Technology Corporation | Method for predicting acid placement in carbonate reservoirs |
| FR2904982B1 (fr) * | 2006-08-16 | 2009-04-17 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour optimiser la recuperation assistee d'un fluide en place dans un milieu poreux par suivi de front. |
| US7805248B2 (en) * | 2007-04-19 | 2010-09-28 | Baker Hughes Incorporated | System and method for water breakthrough detection and intervention in a production well |
| US8104535B2 (en) * | 2009-08-20 | 2012-01-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of improving waterflood performance using barrier fractures and inflow control devices |
| US8700371B2 (en) * | 2010-07-16 | 2014-04-15 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for controlling an advancing fluid front of a reservoir |
| US20120278053A1 (en) * | 2011-04-28 | 2012-11-01 | Baker Hughes Incorporated | Method of Providing Flow Control Devices for a Production Wellbore |
| CN103998783B (zh) * | 2011-12-15 | 2018-01-23 | 雷兹生产有限公司 | 水平和垂直井产流体泵送系统 |
| AU2012369161B2 (en) * | 2012-02-10 | 2015-05-28 | Landmark Graphics Corporation | Systems and methods for estimating fluid breakthrough times at producing well locations |
| US10907449B2 (en) | 2013-08-01 | 2021-02-02 | Landmark Graphics Corporation | Algorithm for optimal ICD configuration using a coupled wellbore-reservoir model |
| CA2930115C (en) | 2013-11-15 | 2018-09-04 | Landmark Graphics Corporation | Optimizing flow control device properties for a liquid injection well using a coupled wellbore-reservoir model |
| SG11201603268VA (en) | 2013-11-15 | 2016-05-30 | Landmark Graphics Corp | Optimizing flow control device properties on injector wells in liquid flooding systems |
| US9759052B2 (en) * | 2013-12-04 | 2017-09-12 | Schlumberger Technology Corporation | Swellable polymer particles for producing well treatments |
-
2014
- 2014-10-13 AU AU2014379561A patent/AU2014379561B2/en not_active Ceased
- 2014-10-13 CN CN201480068473.3A patent/CN105829644A/zh active Pending
- 2014-10-13 MX MX2016008504A patent/MX2016008504A/es unknown
- 2014-10-13 CA CA2934027A patent/CA2934027C/en not_active Expired - Fee Related
- 2014-10-13 SG SG11201605133WA patent/SG11201605133WA/en unknown
- 2014-10-13 WO PCT/US2014/060273 patent/WO2015112211A1/en active Application Filing
- 2014-10-13 EP EP14880148.3A patent/EP3071786B1/en not_active Not-in-force
- 2014-10-13 RU RU2016124674A patent/RU2016124674A/ru not_active Application Discontinuation
- 2014-10-13 US US15/104,164 patent/US10337307B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2015
- 2015-01-22 AR ARP150100185A patent/AR099167A1/es unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2016124674A3 (ru) | 2018-03-01 |
| SG11201605133WA (en) | 2016-07-28 |
| EP3071786A1 (en) | 2016-09-28 |
| CA2934027C (en) | 2018-10-23 |
| AR099167A1 (es) | 2016-07-06 |
| MX2016008504A (es) | 2016-09-13 |
| US20160312593A1 (en) | 2016-10-27 |
| CN105829644A (zh) | 2016-08-03 |
| EP3071786B1 (en) | 2018-11-14 |
| EP3071786A4 (en) | 2017-08-23 |
| CA2934027A1 (en) | 2015-07-30 |
| AU2014379561B2 (en) | 2017-07-20 |
| AU2014379561A1 (en) | 2016-06-16 |
| US10337307B2 (en) | 2019-07-02 |
| WO2015112211A1 (en) | 2015-07-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2016118589A (ru) | Оптимизация характеристик устройств регулирования потока как на добывающей, так и на нагнетательной скважине в совместных системах жидкостного заводнения нагнетательной и добывающей скважин | |
| RU2016124674A (ru) | Оптимизированная кислотная обработка добывающей скважины вблизи водоносного пласта | |
| GB2528821A (en) | Algorithm for optimal ICD configuration using a coupled wellbore-reservoir model | |
| WO2012148688A3 (en) | A method of providing flow control devices for a production wellbore | |
| RU2016120202A (ru) | Адаптация мультипористых моделей | |
| RU2015143556A (ru) | Способы и системы сопоставления истории месторождений для улучшенной оценки продуктивности месторождений | |
| JP2017073142A5 (ru) | ||
| JP2016509271A5 (ru) | ||
| WO2013059585A4 (en) | Methods, computer readable medium, and apparatus for determining well characteristics and pore architecture utilizing conventional well logs | |
| NZ721038A (en) | Ground improvement method | |
| MX2017000678A (es) | Determinacion de uno o mas parametros de un diseño de terminacion de pozo con base en datos de perforacion que corresponden a variables de energia especifica mecanica. | |
| EA201590773A1 (ru) | Способ диагностики для прогнозирования ответа на ингибитор фактора некроза опухоли альфа (tnf альфа) | |
| CN105241798A (zh) | 一种复杂碳酸盐岩储层渗透率的定量表征方法 | |
| RU2017101704A (ru) | Способ контроля управляющего устройства транспортного средства | |
| GB2535648A (en) | Pseudo-phase production simulation: a signal processing approach to assess quasi-multiphase flow production via successive analogous step-function | |
| RU2016116315A (ru) | Оптимизация характеристик устройств управления потоком в нагнетательных скважинах в системах нагнетания жидкости | |
| EA201692247A1 (ru) | Подземный насос с режимом очистки насоса | |
| RU2015102215A (ru) | Усовершенствованный способ управления насосной станцией в пределах системы циркуляции текучей среды, соответствующие система циркуляции и насосная станция для реализации указанного способа | |
| WO2013185779A3 (en) | Biomarkers for prostate cancer | |
| Ferrando et al. | Open source computations of planing hull resistance | |
| RU2015134392A (ru) | Способ моделирования подземного объема | |
| RU2017128802A (ru) | Управление операциями дозаправки транспортного средства | |
| MX2016002053A (es) | Inversion de permeabilidad relativa a partir de los datos de produccion en el transcurso del tiempo utilizando aproximaciones de permeabilidad relativa escalonada que no varia con la relacion de viscosidad. | |
| GB2534778A (en) | Optimizing flow control device properties for accumulated liquid injection | |
| MX2016010033A (es) | Unidad de control de bombeo y metodo para calcular un parametro de tiempo variable de fondo del pozo. |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| FA94 | Acknowledgement of application withdrawn (non-payment of fees) |
Effective date: 20181108 |