«Геофизика»

Вид материала

Тезисы

Содержание Рис.5. Сравнение результатов акустических замеров DTP и DTS Комплекс оборудования для отбора глубинных проб в процессе исследования скважин Новые разработки геонавигационных систем Оценка фильтрационно-емкостных свойств и характера насыщения сакмаро-артинских отложений онгкм с использованием аппаратурно-мето Современный сканер для нефтегазового комплекса Основные технические характеристики

Подобный материал:

• «Научно-производственная фирма «Геофизика», 290.7kb.
• На основе сейсмических исследований, 251.94kb.
• Повышение эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов нефти месторождений в заключительной, 293.03kb.
• Повышение эффективности эксплуатации скважин электроцентробежными насосами после гидравлического, 237.59kb.
• Геолого-геофизическое доизучение ромашкинского нефтяного месторождения на поздней стадии, 406.7kb.
• Совершенствование метрологического обеспечения нейтронного каротажа нефтегазовых скважин, 347.82kb.
• Развитие системы метрологического обеспечения геофизических исследований в нефтегазовых, 824kb.
• Сейсмогеологическое прогнозирование залежей углеводородов в нижнепермских отложениях, 294.71kb.
• Программа курса для студентов 2-3 курсов специальности 020302 геофизика Составитель, 144.01kb.
• Совершенствование эксплуатации скважин установками электроцентробежных насосов с эжектором, 205.08kb.

Результаты скважинных испытаний. Полевые данные, полученные вышеописанной аппаратурой LWD SoundTrak, были собраны и обработаны на протяжении многих лет в стволах разного диаметра (от 8 ½ до 17-20 дюймов при внешнем диаметре приборов от 6 ¾ до 9 ½ дюймов). Коммерческая эксплуатация приборов осуществлялась при различных, порою очень неблагоприятных режимах бурения, разными долотами и для разных литотипов формаций. Разбуриваемые породы были представлены широким диапазоном скоростей: от быстрых / твердых до медленных / мягких пород, включая глину, глинистые пески, плотные песчаники, карбонаты и т.д.

На рис. 5 представлены результаты скважинных испытаний, где приводятся данные по продольным и поперечным волнам, а также сравнение с данными акустического каротажа на кабеле выполненного прибором XMAC Elite.




Рис.5. Сравнение результатов акустических замеров DTP и DTS

в процессе бурения и каротажa на кабеле


Результаты вычислений записываются в память прибора, а также передаются по бескабельной гидро-импульсной MWD телеметрии на поверхность. Вместе с рассчитанными значениями интервального времени на поверхность также передаются корреляционные коэффициенты для подтверждения качества данных. Проведенная оценка и сопоставление с кривой кабельного каротажа позволяет сделать вывод, что измерения в режиме реального времени оказываются достаточно надежными.

Заключение. Предложена новая концепция акустического каротажа во время бурения (LWD). Инновационная конструкция и методика обработки данных позволяет достичь необходимой точности замеров продольной и поперечной акустических скоростей.

УДК 622.244.6.05

КОМПЛЕКС ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ОТБОРА ГЛУБИННЫХ ПРОБ В ПРОЦЕССЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

ИСПЫТАТЕЛЯМИ ПЛАСТОВ НА ТРУБАХ


В.С. Хакимов, Р.Р. Зарипов, Р.В. Хакимов

(ОАО НПФ "Геофизика", г. Уфа, Башкортостан, Россия)


Основной задачей при испытании разведочных скважин является получение представительных проб пластовых флюидов. Пробы пластовых флюидов необходимы для определения различных физических параметров, таких как сжимаемость и вязкость, которые важны для проведения анализа результатов испытания скважины, а также для анализа соотношения давления-объем-температура (PVT), с помощью которого описывается фазовое состояние углеводородов при различных давлениях и температурах.

Для этих целей в ОАО НПФ «Геофизика» разработаны и успешно используются следующие пробоотборники:

Пробоотборники гидравлические типа ПО (ПО-110, ПО-146), размещаются между испытателем пластов и пакером. Открытие пробоотборной камеры происходит автоматически после открытия впускного клапана испытателя пластов с задержкой во времени с целью предотвращения попадания загрязненной шламом пластовой жидкости, поступающей в трубы в начальный период притока. Камера закрывается при открытии уравнительного клапана испытателя пластов. После подъема испытательного оборудования на поверхность, камера с пробой извлекается из корпуса и при помощи насоса образец флюида переводится в транспортировочный контейнер для дальнейшего анализа в PVT лаборатории.

Клапан пробоотборно-стравливающий типа КПС - пробоотборник корпусной конструкции. Устанавливается между испытателями пластов (например, типа ИПМ и ИПВ). Образец флюида оказывается отсеченным между впускными клапанами испытателей после завершения исследований. Перевод пробы пластового флюида после подъема оборудования на устье из КПС осуществляется с помощью ручного насоса под давлением в контейнер КП-42. Контейнер КП-42 используется для хранения и транспортировки представительной пробы флюида под давлением, без потерь входящих в пробу компонентов, для изучения свойств и фазовых характеристик (PVT) пластового флюида. Контейнер совместим со стандартной аппаратурой исследовательских лабораторий.

При необходимости проведения испытаний нескольких объектов за одну спуско-подъемную операцию можно использовать устройство для селективного испытания пластов типа УСИП 146/168. В состав устройства входит многоцикловый запорно-поворотный клапан и 3-х камерный пробоотборник, который позволяет раздельно отбирать пробы из трех объектов. Открытие и закрытие пробоотборных камер обеспечивается последовательно в каждом втором закрытом периоде испытания пласта (КВД).

Для отбора дегазированных образцов пластового флюида можно рекомендовать:

- отсекатели пластовой пробы типа ОПП, которые состоят из 2-х клапанов (нижнего и верхнего) и контейнера между ними. В качестве контейнера используется бурильная труба или специальный патрубок. Обратный клапан предотвращает смешивание пробы в патрубке с осадочными компонентами пластового флюида, осаждающимися в процессе длительного подъема труб;

- клапан типа ЗПКМ. Конструкция устройства предусматривает отсечение небольшого объема жидкости в конце притока при закрытии клапана в процессе записи КВД. Извлечение из устройства дегазированного образца пластового флюида осуществляется на устье скважины после завершения испытания;

- переводник выпускной ВП-65, который предназначен для отбора проб дегазированной жидкости из полости труб, расположенных между испытателем пластов и клапаном обратным КО-65.

Ниже в таблицах приведены технические характеристики представленного выше оборудования, используемого для отбора проб в составе испытателей пластов на трубах. Максимальная рабочая температура устройств составляет 150°С.

Оборудование/ показатели	Наружный диаметр, мм	Длина, мм	Макс. давление в камере, МПа	Объем пробы, л
ПО-110	110	1400	70	1
ПО-146	146	1300
КПС-95	95	900	60 (при использовании КП-42)	1
КПС-116	116	900		1
КПС-127	127	1300		2
КПС-146	146	1200		2
КПС-155	155	630		1

ПОКАЗАТЕЛИ	КП-42
Наружный диаметр, мм	42
Длина, мм	972
Объем камеры, см3	500
Макс. внутренне давление, МПа	60

ПОКАЗАТЕЛИ	УСИП 146/168
Наружный диаметр, мм	168
Диаметр проходного канала, мм	25
Длина, мм	3600
Количество контейнеров и объем, шт/см³	3/500
Макс. давление в контейнере, МПа	60
Объем дегазированной пробы, л	10

ПОКАЗАТЕЛИ	ОПП-155	КО-65	ВП-65
Наружный диаметр, мм	155	67	67
Длина, мм	610 (сборка из 2 клапанов)	530	330
Объем отсекаемой пробы в полости бур. трубы л/м	Ø 127 мм - (9-10)	Ø 50 мм- (1.0-1.2)	Ø 50 мм -(1.0-1.2)

Рассмотренное пробоотборное оборудование поставляется ОАО НПФ "Геофизика" и позволяет решать широкий круг задач при исследовании пластов испытателями пластов на трубах в различных геолого-технических условиях.

УДК 622.243.272

НОВЫЕ РАЗРАБОТКИ ГЕОНАВИГАЦИОННЫХ СИСТЕМ

ДЛЯ ПРОЦЕССА БУРЕНИЯ


А.Р. Ардаширов

(ОАО НПФ “Геофизика», г. Уфа, Башкортостан, Россия)


В последнее время все больше и больше уделяется внимания сокращению времени бурения, так как это сильно влияет на экономическую эффективность предприятия в целом. Заказчики требуют совместно с инклинометрическими зондами, которые необходимы для пространственной ориентации скважины, спускать в скважину приборы для замера уровня естественной радиоактивности, а так же дополнительно модуль индукционного каротажа. Решение данного вопроса уже найдено на Западе в виде систем измерений в процессе бурения, но такие системы дорогостоящие. Проектирование похожих систем давно ведется в России. Самые распространенные из них подразделяются по видам передачи данных: кабельные, электромагнитные и гидравлические каналы связи. Для примера можно привести систему «Геонавигатор» на кабельном канале связи. Основной плюс данной системы -получение данных со скважинного прибора в реальном масштабе времени, что позволяет оперативно вмешиваться в процесс бурения. Данная система может поставляться в двух компоновках:

Short компоновка

1. Наддолотный модуль
   
2. Модуль «Ориентир»
   
3. Модуль осевой нагрузки «МОН-1»
   
4. Модуль телеметрии
   

Наименование составных частей	Назначение
1	2
Наддолотный модуль с электромагнитным приемником-преобразователем (ОАО НПП «ВНИИГИС»)	Предназначен для измерения числа оборотов долота, зенитного угла и ГК с передачей по электромагнитному каналу связи.
Модуль «Ориентир» инклинометрии гамма-каротажа и внутреннего давления ГКМ42	Предназначен для измерения азимута, зенитного угла, положения отклонителя, для измерения естественной гамма-активности неколлимированным детектором и давления промывочной жидкости над винтовым двигателем.
Модуль осевой нагрузки и затрубного давления МОН1, установленный на муфте	Предназначен для измерения осевой нагрузки и затрубного давления.
Модуль телеметрии	Для опроса модулей и передачи данных на поверхность

Full компоновка

1. Наддолотный модуль
   
2. Модуль «НИМ»
   
3. Модуль «Ориентир»
   
4. Модуль «МОН-1»
   
5. Модуль «НГК-42»
   
6. Модуль телеметрии
   

Наименование составных частей	Назначение
1	2
Наддолотный модуль с электромагнитным прием-ником-преобразователем (ОАО НПП «ВНИИГИС»)	Предназначен для измерения числа оборотов долота, зенитного угла и ГК с передачей по электромагнитному каналу связи.
Навигационный индукционный модуль типа НИМ, включающий прибор ИК, установленный на ложемент-контейнере	Предназначен для измерения удельного электрического сопротивления (УЭС) двумя зондами индукционного каротажа.
Модуль «Ориентир» инклинометрии, гамма-каротажа и внутреннего давления ГКМ42	Предназначен для измерения азимута, зенитного угла, положения отклонителя, для измерения естественной гамма-активности неколлимированным детектором и давления промывочной жидкости над винтовым двигателем.
Модуль осевой нагрузки и затрубного давления МОН1, установленный на муфте	Предназначен для измерения осевой нагрузки и затрубного давления.
Модуль нейтронного гамма-каротажа НГК-42 с каналом ГК	Предназначен для измерения водонасыщенной пористости и измерения естественной гамма-активности горных пород.
Модуль телеметрии	Для опроса модулей и передачи данных на поверхность

У данной системы есть некоторые сложности при эксплуатации, которые пугают сервисные компании. В основном сервисные компании привыкли работать с гидравлическим каналом связи. Разработать такие системы в России довольно сложно в связи с устаревшими технологиями и материалами.

По заказу ООО «АНЕГА-Бурение» ОАО НПФ «Геофизика» начала разработку системы оборудования в процессе бурения на базе гидравлического канала связи «Sperry-sun». Отличительная особенность её состоит в том, что система будет построена с применением пульсатора фирмы «Sperry-sun». Измерительные модули компоновки будут разрабатываться в ОАО НПФ «Геофизика». Это такие модули, как инклинометрический, гамма каротаж, индукционный. Для совмещения системы все механические стыковочные узлы делаются идентичными оригинальной конструкции.

Наземные блоки и программное обеспечение так же разрабатываются в ОАО НПФ «Геофизика» с учетом последних достижений в области электроники и программирования.

Ожидаемые сроки выпуска данного комплекса - начало 2010 года.

УДК 622.276.031.11.43:550.832

ОЦЕНКА ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ И ХАРАКТЕРА НАСЫЩЕНИЯ САКМАРО-АРТИНСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ОНГКМ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ АППАРАТУРНО-МЕТОДИЧЕСКОГО

КОМПЛЕКСА «АМК ГОРИЗОНТ»


А.З. Ямилев, М.М. Кашапов, Л.Г. Леготин, В.Г. Рафиков (ООО НПФ «АМК Горизонт», г. Октябрьский, Башкортостан, Россия)


В настоящее время для интенсификации добычи газа и вовлечения в добычу ранее не разрабатываемых пластов на Оренбургском НГКМ выполняется большой объем горизонтального бурения. Геофизические исследования в горизонтальных скважинах, проводимые ООО «Оренбурггеофизика» cовместно с НПФ «АМК ГОРИЗОНТ» с использованием аппаратурно-методического комплекса «АМК ГОРИЗОНТ» направлены на получение наиболее полной информации, способствующей разработке основной залежи месторождения и достижению наиболее полной выработки запасов.

В продуктивных сакмаро-артинских отложениях газоконденсатной залежи Оренбургского месторождения наибольшее распространение получили карбонатные поровые коллекторы с граничной пористостью более 7%, порово-трещинные коллекторы с граничной пористостью от 3 до 7% с высокой неоднородностью распространения по площади и разрезу. Объекты разработки разобщены плотными карбонатно-глинистыми пропластками. Наличие микротрещиноватости и литологических окон в разделяющих пропластках, разобщающих, в частности, артинские и сакмарские объекты разработки, предопределяют массивный характер залежи газа Оренбургского месторождения с единой газодинамической системой. Текстурно-структурная неоднородность разреза, вскрываемого горизонтальными скважинами, и специфика формирования зоны проникновения фильтратом коллоид-полимерного бурового раствора вносят свои особенности в результаты исследования геофизических скважин.

Включение в комплекс «АМК ГОРИЗОНТ» акустического метода с расширенной полосой частот акустического сигнала, регистрацией параметров волны Лэмба-Стоунли позволяет в разрезе, вскрываемом горизонтальной скважиной, выделять поровые и порово-трещинные коллекторы определенной проницаемости. В горизонтальной скважине, пробуренной на объект разработки в артинских отложениях, по данным АК, вскрыты: пласт в интервале 1680-1750 м пористостью 14-16%, пласты в интервале 1792-1810 м пористостью 7% и в интервале 1810-1885 м пористостью 10% (рис. 1). Наибольшую проницаемость, определенную по затуханию амплитуды волны Лэмба-Стоунли, имеет первый пласт. Между первым и последующими выделенными пластами-коллекторами, в интервале 1750-1790 м расположен непроницаемый пропласток, имеющий пористость 2-3%. Отношение интервальных времен поперечной волны к продольной Δts/Δtp в низкопористом пропластке увеличивается в среднем до величины 1.85 относительно величины 1.75 в пористых интервалах. Относительная стабильность отношения Δts/Δtp в пористых интервалах свидетельствует о преимущественно мономинеральном составе матрицы породы и отсутствии влияния в порах газа, (с его высокой сжимаемостью), на упругие свойства породы.

Горизонтальная скважина по результатам бурения имеет фактически два объекта эксплуатации в виде вскрытых пластов протяженностью по латерали 70м и 95м с расстоянием 8м между ними по абсолютной глубине. Два потенциальных объекта эксплуатации оказались практически связаны между собой наклонным стволом скважины, имеющим по данным профилеметрии номинальный диаметр 149 мм без признаков глинистой корки. Выделенные проницаемые пласты по данным ННКт имеют пониженную пористость: 8,4 и 6% соответственно, что обусловлено, в первую очередь, наличием в порах коллектора околоскважинного пространства газа. Пористость непроницаемого пропластка по данным АК и ННКт совпадает по причине малого объема пор, в которых присутствие газа могло бы повлиять на показания ННКт.

Традиционно выделение газонасыщенных отложений основано на использовании различия их плотности и водородосодержания по результатам временных измерений методами РК после обсадки и расформирования зоны проникновения фильтрата бурового раствора [1]. Применение современных типов коллоид-полимерных буровых растворов способствует снижению проникновения фильтрата бурового раствора в околоскважинное пространство. Своевременное использование аппаратурно-методического комплекса «АМК ГОРИЗОНТ» до окончательного формирования зоны проникновения, позволяет выделять перспективные отложения с оценкой газонасыщенности на стадии строительства скважин, в том числе и горизонтальных. Положительным фактором становится применение коллоид-полимерных буровых растворов с низким проникновением фильтрата бурового раствора. Оперативное определение газонасыщенности строится преимущественно на использовании данных акустического метода и метода ННКт, входящих в комплекс «АМК ГОРИЗОНТ».

Кажущаяся пористость газоносного пласта К_ПN, определяемая как пористость К_ПНК обычным методом ННКт для чистых водоносных пластов, считается равной водородному индексу ВИ газоносного пласта [2]:

К_{П N} = К_{П НК} = К_П [W_В (1– К_Г) + W_Г К_Г] , (1)

где W_Г - водородный индекс газа (для метана W_Г =2.25*σ_г),

W_В – водородный индекс воды, ρ_г – плотность газа,

К_П – фактическая пористость породы.

При известных значениях К_П, К_{П НК}, W_Г, W_В, определяется коэффициент газонасыщения К_Г пласта.

Газонасыщенность пласта, согласно выражению (1) возможно определить при известной фактической пористости породы, вскрываемой горизонтальной скважиной. В качестве фактической пористости горной породы, независящей от характера насыщения порового пространства, выбираются результаты определения пористости К_ПАК по материалам исследования скважины аппаратурой ВАК-90, входящей в состав «АМК ГОРИЗОНТ». Проведенный ранее в ОАО НПП «ВНИИГИС» анализ зависимости Δt_АК - К_ПКЕРН (Δt_СК = 153 мкс/м, Δt_Ж =560 мкс/м) по материалам исследования скважин, пробуренных на этапе освоения ОНГКМ, показал, что регистрируемое интервальное время для известняков в пластовых условиях не зависит от содержания в порах типа флюида - воды, нефти или газа. Выводы по проведенным работам закреплены в методических указаниях по обработке материалов АК [3], в которых рекомендуется не вводить поправку за газонасыщенность при расчетах низкопористых (Кп <15%) карбонатных и песчаных коллекторов, допуская, что упругие свойства в этом случае будут определяться лишь сжимаемостью скелета породы.




Рис. 1. Оценка фильтрационно-емкостных свойств и характера насыщения сакмаро-артинских отложений ОНГКМ с использованием аппаратурно-методического комплекса «АМК ГОРИЗОНТ»

Список использованных источников:


1. Берман Л.Б. Исследование газовых месторождений и подземных хранилищ газа методами промысловой геофизики // Л.Б. Берман, В.С. Нейман - М.: «Недра», 1972, 216 с.

2. Вендельштейн Б.Ю. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов (при подсчете запасов и проектировании разработки месторождений) // Б.Ю. вендельштейн, Р.А. Резванов - М.: «Недра», 1978. 318 с.

3. Методические указания по обработке и интерпретации материалов акустического каротажа нефтяных и газовых скважин. Под редакцией О. Л. Кузнецова. - Москва. МинГео СССР 1986, 119с.

УДК 550.832.44

СОВРЕМЕННЫЙ СКАНЕР ДЛЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА


В.И. Стрелков

(ОАО НПФ “Геофизика”, г. Уфа, Башкортостан, Россия),

О.В. Терехов

(ОАО “Башнефтегеофизика”, г. Уфа, Башкортостан, Россия)


На данном этапе развития нефтедобычи остро встаёт вопрос исследования разрезов скважин месторождений новыми, дополнительными, высокотехнологичными приборами и аппаратурой. Геофизическая техника и аппаратура относится к числу тех производственных областей нефтегазового комплекса без которой немыслимо не только его дальнейшее развитие, но и текущая рентабельная разработка любого месторождения.

Вследствии вышеотмеченного, современная геофизическая аппаратура является сосредоточением научной, конструкторской мысли авторского коллектива лаборатории в которой она создаётся. Здесь надо отметить, что именно это обстоятельство является до настоящего времени залогом дальнейшего поступательного развития отечественных наукоёмких технологий в сервисе геофизических услуг.

Мы предлагаем здесь аппаратуру нового поколения, отвечающую всем современным требованиям и являющуюся примером внедрения наукоёмких технологий для исследования нефтегазовых скважин. Прибор, относящийся к серии микроимиджеровых технологий - акустический сканер САС-90. Отличие его от предыдущих аналогов состоит в том, что его датчик состоит, по сути, из трёх независимых излучателей-приёмников, центры которых смещены относительно друг друга на один миллиметр, что позволяет (с учётом компьютерных технологий) улучшить разрешающую способность аппаратуры. Назначение новой аппаратуры: исследование скважин методом акустического имиджинга, определение пространственной ориентации и толщины пластов, определение технического состояния колонны. Область применения: геофизические исследования в обсаженных и не обсаженных скважинах диаметром от 110 до 300 мм, глубиной до 5000 м, с углом наклона до 18°. Краткое описание прибора, его технические характеристики, спектр решаемых им технических и геологических задач как в обсаженных, так и в необсаженных скважинах приведён ниже.


Основные технические характеристики:

Количество акустических зондов	3
Тип датчика	вращающаяся сканирующая головка
Частота вращения, Гц	10
Количество точек измерения	500
Точность измерения сечения, мм.	1,5
Погрешность измерения угла, град	3
Плотность буровой жидкости, г/см3	1,3
Температура макс, ºС	100
Диаметр, мм	90
Длина, мм	3500
Масса, кг	60
Код телеметрии	Манчестер II
Кабель геофизический	трехжильный
Длина кабеля, м	до 5000
Скорость регистрации, м/час	до 120
Напряжение питания	~150В. 400Гц.
Давление, МПа	80
Потребляемая мощность, Вт	30
Объем внутренней памяти, Гб	0,5