Многозондовый прибор индукционного каротажа для исследования горизонтальных скважин в. И. Дворкин, А. Р. Лаздин, А. А. Царегородцев
| Вид материала | Документы |
- Конференция spe технологии бурения и заканчивания горизонтальных скважин, многоствольных, 145.7kb.
- И газового каротажа в процессе бурения скважин, 114.47kb.
- Компьютерные технологии и программы используемые в геофизике: 12 res2dinv программное, 289.6kb.
- Разработка и совершенствование технологических решений по повышению эксплуатационных, 285.93kb.
- Для определения, 289.77kb.
- Темы Курсового проекта по энгм № п/п, 65.41kb.
- Инструкция по безопасности производства работ при восстановлении бездействующих нефтегазовых, 2818.35kb.
- Прибор для электромагнитотерапии «рематерп» выпускается под наименованием «рематера»,, 33.39kb.
- Рабочая программа дисциплины теория методов геофизических исследований скважин специальность, 89.36kb.
- Программа 40 часового курса по теме: «Современные технологии и технические средства, 64.91kb.
Список использованных источников:
1. Князев А.Р., Коновалов А.Ю., Савич А.Д., Шумилов А.В. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ «Латераль-расчет-2007» № 2008611039 от 27.02.2008 // М., РОСПАТЕНТ.
2. Килейко Е.С., Козыряцкий Н.Г., Корженевский А.Г., Напольский В.А., Савич А.Д., Шумилов А.В. Руководящий документ РД 440-001-01 «Инструкция по выбору комплекса геофизических исследований и средств доставки приборов на забой в процессе бурения и эксплуатации горизонтальных скважин» // Тверь: Изд. ТК-440. 2002. С. 1-15.
3. Савич А.Д., Шумилов А.В., Элькинд С.Я., Балдин А.В., Новоселов Н.И. Патент на полезную модель «Комплекс для доставки геофизических приборов» № 42062 от 20.11.2004 // М., РОСПАТЕНТ.
4. Савич А.Д., Шумилов А.В., Элькинд С.Я., Балдин А.В., Семенцов А.А., Пинчук М.М. Патент на полезную модель «Комплекс для доставки геофизических приборов к забоям горизонтальных скважин» № 55424 от 10.08.2006 // М., РОСПАТЕНТ.
УДК 550.832.44
РАЗРЕШАЮЩАЯ СПОСОБНОСТЬ СКАНЕРА САС-90
В.И. Стрелков
(ОАО НПФ “Геофизика”, г. Уфа, Башкортостан, Россия),
О.В. Терехов
(ОАО “Башнефтегеофизика”, г. Уфа, Башкортостан, Россия)
Аппаратура САС-90 относится к серии приборов, использующих микроимиджеровые технологии при проведении геофизических исследований скважин. Она, как и её предшественники [1] имеет вращающуюся головку с акустическими датчиками, что позволяет получить акустическое отражение от стенки скважины по всему внутреннему периметру. Измерение временных и амплитудных параметров отражённого сигнала позволяет судить о техническом состоянии обсадной колонны.
При работе в необсаженных скважинах по параметрам отраженных сигналов возможно разделение границ пластов и литологическое расчленение разреза, определение наклона и толщины пластов, а также их пространственная привязка с помощью встроенных феррозондов и датчиков углов наклона. Оценка разрешающей способности акустического сканера САС-90 проводилась из следующих предпосылок. В результате теоретических изысканий было выявлено, что без принципиального конструктивного изменения схемы высокочастотного акустического датчика добиться серьёзного повышения разрешающей способности новой аппаратуры для условий промывочной жидкости, применяемой в скважинах на наших месторождениях, при сохранении условия универсальности прибора – невозможно. Так, повышение частоты излучателя более 1 МГц влечёт увеличение разрешающей способности аппаратуры, но одновременно серьёзно уменьшает энергию волны, что сильно сказывается на требовании к промывочным жидкостям. При этом они должны быть по плотности практически идентичны воде, что зачастую в реальных условиях – невыполнимо. Поэтому, для сохранения области применения данной аппаратуры на уровне предшествующих аналогов, было принято решение в пользу конструктивного изменения датчика излучателя. Отличие нового прибора состоит в том, что его датчик по сути состоит из трёх независимых излучателей-приёмников центры которых смещены относительно друг друга на один миллиметр, что позволило (при помощи компьютерных технологий обработки данных) улучшить разрешающую способность аппаратуры.
Рис. 1. Оценка разрешающей способности САС-90 (р = 1.0 г/см 3)
Рис. 2. Оценка разрешающей способности САС-90 (р = 1.2 г/см 3)
На рис.1 и 2 приведены записи аппаратурой САС-90 на контрольно-поверочной скважине, из которых видно, что конструкторско-технологические решения, принятые при разработке указанной выше аппаратуры, позволили улучшить по сравнению с предшествующими аналогами её разрешающую способность, в то же время, сохранив технический диапазон по плотностям к промывочной жидкости.
Список использованных источников:
1. В.И. Стрелков. Отечественные акустические микроимиджеры/ О.В. Терехов. Мат-лы ХVI Межд. спец. выст. «Газ.Нефть.Технологии-2008». – Уфа: 2008, С.100-104.
УДК 622.276.1/.4.470.52
ПЛАНИРОВАНИЕ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ
С УЧЕТОМ СТРУКТУРЫ ЗАПАСОВ
Л.Р. Ханипова (ТПДН «Ноябрьскнефть», г. Ноябрьск, Россия)
На сегодняшний день большинство нефтяных месторождений находится на поздней стадии разработки, которая характеризуется низким уровнем добычи. Несмотря на это, в пластах-коллекторах остается огромное количество запасов. Эти месторождения достаточно хорошо изучены и имеют многолетнюю историю исследования геологии залежей, петрофизических свойств пластов и физико-химических свойств пластовых флюидов. Как правило, эта информация в недостаточной степени систематизирована.
Для эффективного извлечения остаточных запасов необходимо иметь представление об их распределении и свойствах, т.е. свойствах вмещающих их горных пород и свойствах самих флюидов. При детальном рассмотрении остаточные запасы представляют из себя сложную динамическую структуру, разные части которой (например, охваченные заводнением, неохваченные заводнением, неподвижные запасы) имеют различные свойства на макро- и микроуровнях. Этими свойствами определяются, во-первых, характер распределения той или иной структурной части остаточной нефти в пласте, во-вторых, практические методы, позволяющие определить или оценить это распределение, и, в-третьих, мероприятия по эффективному доизвлечению остаточных запасов.
В данной работе предлагается подход к доизвлечению остаточных запасов, основанный на их структурировании, который состоит из следующих трех частей:
- Описание структуры запасов и свойств ее отдельных компонентов.
- Количественная оценка распределения остаточных запасов с дифференциацией по структурным компонентам.
- Создание долгосрочной стратегии планирования мероприятий (т.е. подбор методов увеличения нефтеотдачи и геолого-технических мероприятий) с целью доизвлечения остаточных запасов, относящихся к различным структурным компонентам.
Предлагаемая структура запасов такова: все геологические запасы залежи в первую очередь делятся на подвижные и неподвижные.
Под подвижными мы будем понимать запасы, способные перемещаться в пласте при воздействии на них данной системы разработки. Этот вид запасов состоит из извлеченных, неизвлеченных и экономически нерентабельных запасов. Неизвлеченные запасы включают в себя частично промытые и неохваченные заводнением запасы. Частично промытые являются запасами, выработанными не до остаточной нефтенасыщенности, и могут быть доизвлечены при продолжении воздействия на них. В зависимости от геометрии зоны, которую они занимают, они делятся на частично промытые по площади и по толщине.
Неохваченные заводнением запасы – это те запасы, которые еще не вступили в контакт с вытесняющим флюидом, но будут в дальнейшем вовлечены в разработку при продолжении воздействия системы разработки на залежь.
Неподвижные запасы включают в себя прочносвязанные и капиллярно-защемленные запасы. Прочносвязанные запасы состоят из компонентов нефти с очень низкой подвижностью, адсорбированных на стенках пор и поровых каналов. Они характерны для случая гидрофобных коллекторов и коллекторов со смешанным типом смачиваемости.
Капиллярно-защемленные запасы образуются в результате отделения от непрерывной нефтяной фазы отдельных капель по мере того, как нефть движется по поровым каналам. Они формируются в гидрофильных коллекторах и коллекторах со смешанным типом смачиваемости.
Рассмотренная структура запасов позволяет дифференцированно подходить к планированию геолого-технических мероприятий для интенсификации разработки и увеличения нефтеотдачи. Но, прежде всего, необходимо определить количество запасов, относящихся к различным компонентам структуры, и оценить их распределение в пласте. Этот этап требует значительных усилий по анализу существующей информации о пласте, и по доизучению свойств пласта, и является залогом успеха последующей работы.
В данной работе рассматриваются месторождения Западно-Сибирской НГП, разрабатываемые ОАО «Газпромнефть-ННГ». Этаж нефтеносности этих месторождений охватывает широкий спектр продуктивных пластов, а именно:
1) Группа ПК – пласты покурской свиты, которые входят в нижнемеловой и верхнемеловой отделы.
2) Пласты группы А нижнемелового отдела.
3) Пласты группы Б нижнемелового отдела.
4) Пласты ачимовской свиты нижнемелового отдела.
5) Пласты юрской системы.
Чтобы дать краткую характеристику, для каждой указанной группы пластов рассматриваются следующие параметры:
- характеристики состояния разработки, а именно геологические и извлеченные запасы;
- геолого-физические характеристики пластов, такие как коэффициенты пористости, проницаемости, глинистости, расчлененности, нефтенасыщенности, эффективной нефтенасыщенной толщины;
- свойства пластовых флюидов – т.е. плотность нефти в поверхностных условиях, вязкость нефти в пластовых условиях и газовый фактор.
Из рассмотренных пяти групп продуктивных пластов основными объектами разработки являются пласты группы Б. Они обладают наибольшими геологическими запасами и наибольшим текущим коэффициентом извлечения нефти.
В качестве представителя этой группы пластов рассматривается пласт БС101 одного из месторождений компании ОАО «Газпромнефть-ННГ». Пласт БС101 относится к мегионской свите, и на данном месторождении он формирует единую залежь пластово-сводового типа с зонами литологического замещения. Разрез пласта сложен песчано-глинистыми разностями, которые в проницаемой его части меняются в широком диапазоне: от глинистых, плохо отсортированных алевролитов (глинистость 17.2%, Md = 0.03 мм) до зрелых мелко- и среднезернистых песчаников (Md = 0.2 – 0.21 мм). Преобладающие типы цементов – глинистый (каолинит, хлорит) и карбонатный.
Согласно оценке структуры запасов, проведенной для данного пласта, в структуре остаточных запасов объекта БС101 наибольшую долю имеют подвижные неизвлеченные запасы, не охваченные заводнением по толщине пласта. Для выработки этой группы запасов предлагается планировать и рассматривать проведение таких видов ГТМ как:
1) Забуривание боковых стволов – для дренирования целиков нефти,
2) Потокоотклоняющие технологии – для снижения проводимости высокопроницаемых пропластков,
3) Выравнивание профилей притока/приемистости – для сбалансированного вовлечения пропластков в работу,
4) ГРП – для интенсификации процесса разработки. Также необходимо отметить, что ГРП способствует вовлечению в работу пропластков, до этого не имевших связи с перфорированным участком колонны.
Предлагаемый в данной работе подход к планированию ГТМ основывается на структурировании остаточных запасов, т.е. выявлении различных частей запасов, обладающих различными свойствами, и оценке их распределения в пласте. Это позволит оптимально подбирать ГТМ для той или иной структурной части остаточных запасов, и более эффективно доизвлекать остаточные запасы месторождений, находящихся на 3-й – 4-й стадии разработки.
УДК 622.276.72
ПРИМЕНЕНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ СОЛЕОТЛОЖЕНИЯ
В СКВАЖИНАХ С БОЛЬШИМ ГАЗОВЫМ ФАКТОРОМ
В ООО «РН-ПУРНЕФТЕГАЗ»
Р.А. Ягудин (ООО «РН-Пурнефтегаз», г. Губкинский, Россия)
Одной из важных причин, снижающей эффективность добычи нефти на месторождениях ООО “РН-Пурнефтегаз”, является отложение неорганических солей, которые интенсивно накапливаются в нефтепромысловом оборудовании. В условиях высоких газовых факторов и депрессий образование карбонатов кальция начинается уже в зоне интервала перфорации, что особенно характерно для Харампурской группы месторождений.
Рз = 100-50 атм.
Рис.1. Влияние забойного давления и высокого газового фактора на интенсивности солеобразования в скважине
В результате существенно снижается наработка на отказ УЭЦН и продуктивность скважины, приводящая в дальнейшем к осложненным ремонтам.
Кроме того, по данной группе месторождений по результатам минералогического анализа выявлено, что некоторые скважины помимо кальцита и кварца осложнены сульфатом бария. Основной причиной выпадения его является смешение несовместимых растворов глушения и попутно-добываемой воды, так как зачастую растворы глушения содержат в качестве примесей сульфат - ионы, которые влияют на образование баритов.
На рис.2 приведена динамика изменения доли солеотлогающего фонда по ООО «РН-Пурнефтегаз». Необходимо отметить, что за 2008 год произошло увеличение на 10% по отношению к 2007 году действующего фонда скважин осложненного отложением солей на рабочих органах погружного оборудования и эксплуатационной колонне скважины. Обусловлено это снижением забойного давления, увеличением доли свободного газа на приеме насоса и увеличением обводненности скважин.
Рис. 2. Динамика изменения доли солеотлагающего фонда скважин
Рис. 3. Технологии защиты от солеотложения
На рис. 3 приведена динамика изменения применяющихся технологий по защите скважин от солеотложения на месторождениях ООО «РН-Пурнефтегаз». Как видно из рисунка, происходит переориентация выбора технологии защиты, которая связана как со значительной стоимостью, так и с малой эффективностью периодических обработок. Низкая эффективность связана с тем, что на большинстве скважин не выполняется условие неполного выноса воды с забоя скважины, которое является необходимым критерием применимости данной технологии. По этой причине было принято решение отказаться от данной технологии.
Однако в период с 2007 по 2008 год на фонде скважин, оборудованных устройствами постоянного дозирования ингибиторов солеотложения (УДЭ) произошло 77 отказов глубинного насосного оборудования (ГНО) с наработкой менее 180 суток, из которых не менее четверти отказов связана с солеотложением. Основная доля отказов по причине солеотложения приходится на Харампурскую группу месторождений (из 15 отказов 9). Это обусловлено тем, что средние Рнас и ГФ по Харампурской группе месторождений составляют 203 атм. и 488 м3/т, что при создании большой депрессии на пласт приводит к большому выделению свободного газа в затрубном пространстве скважины. Выделение больших объемов газа приводит к выносу ингибитора через обратный клапан (ОК) фонтанной арматуры в коллектор, тем самым препятствует попаданию химического реагента на прием насоса.
Для предотвращения подобных ситуаций возможно внедрение скважинных трубопроводов на прием насоса. Но в данном случае существует риск повреждения капиллярной трубки при спуске УЭЦН.
К тому же в условиях большой депрессии на пласт выпадение солей начинается непосредственно в призабойной зоне пласта и в интервале перфорации, что в последующем приводит к длительным ремонтным работам, связанным с восстановлением диаметра колонн и ликвидацией прихвата погружного оборудования скважин.
Поэтому наиболее оптимальной технологией в условиях большой депрессии на пласт и большого газового фактора является технология Squeeze, предусматривающая задавку ингибиторов солеотложения в пласт, т.е. до зоны начала солеобразования. В данном случае сам пласт используется как резервуар для дозирования ингибитора в добываемую продукцию. Закачка включает в себя четыре этапа: подготовку пласта, введение ингибитора в пласт, его продавку и выдержку для установления адсорбционно-десорбционного равновесия.
Рис.4. Зоны рентабельности технологий подачи ингибитора солеотложения
Технология Squeeze в условиях ООО «РН-Пурнефтегаз» была апробирована в 2007 году в рамках системы новых технологий на 3 скважинах. Средняя наработка на отказ по этим скважинам увеличилась до 2,9 раза. В целом были сэкономлены затраты – на 8 ТКРС, 8 комплектов погружного оборудования. Были предотвращены потери по добыче нефти в размере 600 тонн.
В 2008 году были проведены работы по адаптации данной технологии к применению российских реагентов, что существенно снижает себестоимость работ. В этих целях было проведено 11 обработок. Основная доля задавок в пласт проведена по Харампурской группе месторождений (10 закачек из11). Это связано с тем, что скважины данной группы, в ввиду своих технологических и геологических характеристик, подвержены выпадению солей в ПЗП и эксплуатационной колонне.
Таблица 1 Текущие приросты МРП скважин обработанных по технологии Squeeze
| № п/п | Куст | Скв. | Дата | СНО (МРП), сут | Т пр., % | ||
| запуск | СНО до обработки | Текущая наработ-ка | При-рост | ||||
| 1 | 4 | Ю-Х 693 | 12/04/08 | 34 | 53 | 19 | 56% |
| 2 | 5 | Ю-Х 695 | 15/04/08 | 67 | 22 | -45 | -67% |
| 3 | 39 | С-Х 445 | 25/06/08 | 50 | 249 | 199 | 398% |
| 4 | 16 | Ком 12376 | 03/07/08 | 47 | 241 | 194 | 413% |
| 5 | 37б | Ю-Х 476 | 19/07/08 | 54 | 225 | 171 | 317% |
| 6 | 5 | Ю-Х 743 | 08/09/08 | 54 | 174 | 120 | 222% |
| 7 | 12 | Ю-Х 891 | 15/09/08 | 223 | 167 | -56 | -25% |
| 8 | 18 | Ю-Х 914 | 19/09/08 | 200 | 163 | -37 | -19% |
| 9 | 52б | Ю-Х 289 | 12/10/08 | 72 | 140 | 68 | 93% |
| 10 | 10 | Фес 223 | 27/10/08 | 98 | 125 | 27 | 27% |
| 11 | 7 | Фес 116 | 04/12/08 | 108 | 87 | -21 | -19% |
| Среднее по ООО "РН-Пурнефтегаз" | | 92 | 150 | 58 | 63% | ||
На текущий момент по данным обработкам достигнуты следующие технико–экономические показатели:
- доп. NPV + 21,7 млн.р.
- сокращение затрат -11,5 млн.р.
- доп. ПРС, ТРС ЭПО -15,67 рем.
- доп. добыча нефти +3,59 тыс. тонн.
И данные показатели продолжают расти.
