Исследования в горизонтальных скважинах

      Как и в вертикальных скважинах в  горизонтальных газовых и газоконденсатных скважинах газогидродинамические исследования проводятся двумя методами, отличающимися режимом фильтрации, а именно: на стационарных и нестационарных режимах фильтрации. Технология проведения этих исследований в горизонтальных скважинах аналогична технологиям используемым при исследовании вертикальных скважин. Теоретические основы этих методов не идентичны с теорией исследования и обработки полученных результатов в вертикальных скважинах.

      Ниже  приведены основные отличительные  признаки исследования горизонтальных газовых скважин на стационарных и нестационарных режимах фильтрации.

      При исследовании на стационарных режимах фильтрации

      На  результаты исследования горизонтальных скважин на стационарных режимах фильтрации влияют следующие факторы, присущие конструктивным особенностям таких скважин:

• длительность стабилизации забойного давления и дебита на режимах, несопоставимая с продолжительностью их стабилизации в вертикальных скважинах и связанная с формой зоны дренирования, емкостными и фильтрационными свойствами вскрываемых пропластков, расположением и конструкцией горизонтального ствола. Значительные дебиты горизонтальных скважин, в несколько раз превышающие производительность вертикальных, и длительность процесса стабилизации давления и дебита на каждом режиме создают необходимость разработки новых методов исследования таких скважин на стационарных режимах с целью сокращения продолжительности исследования, охраны окружающей среды и природных ресурсов углеводородов;
• переменность забойного давления по длине горизонтального 
  ствола при сравнительно больших дебитах скважин и длинах горизонтального ствола, что затрудняет точность определения производительности таких скважин и параметров пласта по результатам их исследования;
• асимметричность расположения горизонтального ствола по толщине пласта и относительно контуров питания по геологическим и технологическим причинам;
• отсутствие математически доказанного радиуса контура питания R_к, связанного с формой зоны дренирования и полнотой вскрытия вдоль или поперек удельной площади, приходящейся на долю исследуемой скважины;
• степень участия в притоке газа к горизонтальному стволу, связанный с вскрытием каждого пропластка и их емкостными и фильтрационными свойствами, а также удельными запасами газа в них;
• различие законов фильтрации по длине горизонтального ствола в зависимости от потерь давления на горизонтальном участке скважины при наличии и отсутствии фонтанных труб на этом участке и конструкции этих труб;
• величина пластового давления, используемая при обработке результатов исследования и зависящая от расположения горизонтального ствола по толщине, высоты этажа газоносности, фильтрационных свойств вскрываемого пласта (пропластков) и параметра анизотропии;
• точность определения забойного давления с учетом амплитуды колебания по вертикали горизонтального ствола и профиля вскрытия скважиной пласта при имеющейся последовательности залегания пропластков с различными фильтрационными свойствами.

      Перечисленные выше факторы должны быть учтены при  планировании работ по исследованию горизонтальных скважин и обработке результатов, полученных методом установившихся отборов. С влиянием этих и многих других факторов связаны погрешности определяемых параметров скважин и пластов при использовании данных исследования на стационарных режимах.

      При исследовании на нестационарных режимах фильтрации

      На  результаты исследования горизонтальных скважин на нестационарных режимах фильтрации влияют следующие факторы, связанные с конструктивными особенностями таких скважин:

• наличие низкопроницаемых и непроницаемых пропластков при вскрытии горизонтальным стволом одного из пропластков и значительность параметра анизотропии;
• близость непроницаемых границ, т.е. кровли и подошвы, или контакта газ-вода (газ-нефть при вскрытии газонефтяных пластов), отражающихся на форме кривых восстановления давления, в особенности при асимметричном расположении ствола по толщине;
• изменчивость забойного давления вдоль горизонтального ствола, а следовательно, и интенсивность восстановления давления на различных участках ствола;
• значительность длины вскрытия пропластков с различными емкостными и фильтрационными свойствами, влияющей на интенсивности восстановления и стабилизации забойного давления при останове и пуске горизонтальных скважин.

      Влияние перечисленных выше факторов на результаты исследования горизонтальных скважин на нестационарных режимах фильтрации были изучены с использованием моделей фрагментов и численного решения задач по определению параметров пласта по данным кривых восстановления и стабилизации забойного давления и дебита после пуска скважины. Теоретические основы методов определения параметров горизонтальной скважины и пласта по данным их исследования на стационарных и нестационарных режимах фильтрации изложены в соответствующих разделах данного пособия. Поэтому в данном разделе излагаются основополагающие принципы замеров различных параметров для использования их при обработке результатов исследования горизонтальных скважин. Кроме того, в данном разделе проанализированы факторы, искажающие достоверность определяемых параметров. Из представленного материала следует, что в настоящее время в недостаточной степени изучены методы определения параметров пластов и горизонтальных скважин, и поэтому предлагаемое учебное пособие должно носить временный характер. При этом следует подчеркнуть, что получение новых сравнительно простых, но с достаточной степени точных формул для определения параметров пластов и горизонтальных скважин по результатам газогидродинамических методов сопряжено с большими математическими трудностями в силу сложности формы зоны, дренируемой горизонтальной скважиной, вскрытием пластов, анизотропией залежи, потерями давления подлине ствола, т.е. изменчивостью забойного давления по длине ствола и т.д.

www.freepapers.ru

Геофизические исследования горизонтальных скважин История развития горизонтального

Геофизические исследования горизонтальных скважин

История развития горизонтального бурения в Татарстане Строительство горизонтальных скважин в Татарстане было начато в середине 70 -х годов. Первые семь скважин пробурены в 1976 гг. на турнейские отложения Сиреневского и Тавельского месторождений. Однако в связи с отсутствием опыта эксплуатации таких скважин, проведения обработки прискважинных зон и ремонта строительство ГС было приостановлено.

История развития горизонтального бурения в Татарстане Промышленный этап строительства горизонтальных скважин начался в 1991 году. Для проведения геофизических исследований наибольшее распространение получили технологии типа «Горизонталь-1, 4, 5» .

Технология «Горизонталь» Основные недостатки: - частые случаи выхода из строя геофизического кабеля - к недостатку можно отнести ненадёжность контактной муфты (Горизонталь 5) - расположение геофизических приборов в специальных защитных контейнерах вносит дополнительную погрешность в результаты исследований - большая технологическая трудоёмкость, большие затраты времени на проведение исследований - высокая аварийность при проведении исследовательских работ

Технологический комплекс «Лотераль-2005» Обеспечивает: - доставку прибора к забою ГС на НКТ малого диаметра и геофизическом кабеле - электрическую связь с помощью закрепленного на геофизическом кабеле специального устройства «мокрый контакт» - проведение полного комплекса исследований стандартными геофизическими приборами - возможность доставки к забоям ГС гибких зондов с использованием специального контейнера Недостатки: - вероятность обрыва кабеля и затруднение доставки к забою вследствие большого веса НКТ наполненных промывочной жидкостью - не гарантированная стыковка «мокрого контакта»

Автономный аппаратурно-методический комплекс (АМК) “Горизонт- 180”, “Горизонт -100” Предназначен для геофизических исследований боковых стволов, наклонно-направленных и горизонтальных скважин автономными комплексными приборами на бурильных трубах методами ГК, НГК, КС, ПС и инклинометрии Особенности и преимущества • проведение измерений в скважинах, которые затруднительно или невозможно исследовать аппаратурой на кабеле; • сокращение времени исследования скважин; • проведение измерений при одних и тех же геологических условиях; • цифровая регистрация и обработка информации; • применение для геологической интерпретации автоматизированных систем обработки данных ГИС на базе ПЭВМ.

Состав АМК “ГОРИЗОНТ-100 (180)”: • скважинный прибор 100 (180) мм; • устройство сопряжения; • персональный компьютер; • термоплоттер; • программное и методическое обеспечение; • глубиномер; • индикатор нагрузки талевого каната буровой лебедки; • вспомогательное оборудование. Технические характеристики Диапазон измерений: Кажущееся уд. сопротивления (КС), Ом м (0 - 2000)± 5% Потенциал собственной поляризации (ПС), В ± 0, 5 (± 5%) Уровень естественного гамма-излучения (ГК), мкр/ч 0 -100 Уровень радиоактивного гамма-излучения (НГК), имп/мин (0 -6000)± 2% Азимут, град (0 -360)± 1, 5 Зенитный угол, град (0 -180)± 0, 2 Максимальная рабочая температура, °С 80 Максимальное рабочее давление, МПА. 60 Минимальный радиус изгиба корпуса скважинного прибора, м 60 (80*) Время непрерывной работы скважинного прибора, часов 7 Габаритные размеры скважинного прибора (диаметр х длина), мм 180 x 8000(100 x 7500*) Масса скважинного прибора, кг 450(180*) * Параметры для АМК Торизонт-100”.

Автономный аппаратурно-методический комплекс (АМК) “Горизонт- 90 -ВАК” Предназначен для геофизических исследований горизонтальных скважин и боковых стволов автономным комплексным скважинным прибором, спускаемым на буровом инструменте. Технические характеристики Максимальная рабочая температура, °С 80 Максимальное рабочее давление, МПа 60 Длина скважинного прибора, мм 7000 Длина скважинного прибора без центраторов, мм 90 Масса скважинного прибора, кг, не более 170 Измерительные зонды, м И 3. 2 П 1 0. 5 П 2 Центрирование прибора рессорное Диаметр исследуемых скважин, мм 120+300 Мощность, потребляемая скважинным прибором, Вт 6 Время непрерывной работы в скважине, час не менее 2. 5 Длительность обработки волновой картины, мс 4 Длительность измерения амплитуды ВАК, мкс 8 Динамический диапазон измерения амплитуды, дб 100 Информационная емкость ОЗУ Мбайт 8

Жесткий геофизический кабель Технология геофизических исследований горизонтальных скважин значительно упростилась с появлением жесткого геофизического кабеля. ЖГК сохраняет полную преемственность со стандартной технологией исследования вертикальных скважин и позволяет выполнить широкий перечень работ различными типами приборов в необсаженном стволе при протяженности горизонтального участка до 200 -250 метров, а колонне или НКТ до 300 -350 метров, при затратах времени, соизмеримых со временем проведения аналогичных исследований в вертикальной скважине.

Coiled Tubing Технологическая схема монтажа оборудования для доставки геофизических приборов в скважину с применением гибкой трубы

Объект исследования: карбонатные породы верхнетурнейского подъяруса. В интервале глубин 1505. 0 -1870. 0 м ствол скважины необсажен. Прибор КСА-Т 7 в интервал исследования доставлялся с помощью гибкой трубы. По кривым термоиндикации (СТИ), влагометрии (ВМ), термометрии, зарегистрированным в остановленной и работающей скважине, однозначно выделяется отдающие интервалы коллекторов.

Технологический комплекс «Геолинк» При проведении ГИ на ЖГК, при непрохождении прибора до забоя, монтируется сборка: 1. Геофизический прибор. 2. Комплект удлинителей, каждый из которых представляет собой герметичную тонкостенную трубу с проходной жилой. 3. Жесткий геофизический кабель. Преимущества: - полые тонкостенные трубы обеспечивают доставку приборов на забой - надежный электрический контакт с жестким кабелем - большой диапазон выбора длинны тонкостенных труб необходимой для проведения ГИС

4241 г инклинометрия

4241 г

2935 мзг инклинометрия

2935 мзг-1 ствол

2935 мзг-2 ствол

2935 мзг-3 ствол

Технологическая схема монтажа оборудования для доставки геофизических приборов в горизонтальную часть ствола скважины с использованием жесткого геофизического кабеля

Жесткий геофизический кабель Технологическая схема поэтапного исследования горизонтального ствола сложного профиля с использованием жесткого геофизического кабеля. В случае невозможности поэтапного исследования, используются технологии АМК «Горизонт» и АГС «Горизонталь»

Для определения интервалов обводнения и выделения отдающих интервалов в необсаженной горизонтальной части ствола скважин применяется комплекс методов ИК и потокометрии. Исследования проводятся в остановленной скважине и на притоке. Для выделения нефтенасыщенных и обводненных интервалов используется прием нормировки текущего замера ИК на базовый замер, выполненный однотипной аппаратурой ИК при бурении в скважины. Для уменьшения количества спуско-подъемных операций в горизонтальной части ствола исследования проводятся с использованием специальной комплексной скважинной аппаратуры ИК-ПМ 42. Аппаратура состоит из двух модулей: электрического каротажа и потокометрии, что позволяет одновременно регистрировать 9 параметров: 2 зонда ИК, резистивиметр, ГК, ЛМ, Т, Р, СТИ и влагомер. Для обеспечения качества измерений методом ИК разработаны специальные центраторы, обеспечивающие нахождение прибора на оси скважины диаметром до 220 мм. При необходимости аппаратура может быть укомплектована модулем измерения усилия толкания прибора (тензомодуль), что особенно важно при проведении геофизических исследований с гибкой трубой. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИНТЕРВАЛОВ ОБВОДНЕНИЯ В ГОРИЗОНТАЛЬНОМ СТВОЛЕ СКВАЖИН Модуль ПМ Модуль ИК Комплексная аппаратура ИК-ПМ 42 для исследования горизонтальных скважин Планшет результатов интерпретации комплекса ИК+ потокометрия в горизонтальном стволе скважины

АКСОНОМЕТРИЯ ПО МНОГОСТВОЛЬНЫМ СКВАЖИНАМ АППАРАТУРА ИНКЛИНОМЕТРА ГИРОСКОПИЧЕСКОГО НЕПРЕРЫВНОГО ИГН-73 -120/60

Определение фазового состава продукции по сечению горизонтальной скважины при проведении потокометрических исследований

ПОЛОЖЕНИЕ РАЗДЕЛА ФАЗ В УСЛОВИЯХ ДВУХФАЗНОГО ПОТОКА В ГОРИЗОНТАЛЬНОМ СТВОЛЕ СКВАЖИНЫ

Структурная схема комплексного прибора для исследования горизонтальных скважин с модулем многодатчикового влагомера «ЭПСИЛОН-2» Наземный регистратор "Гектор" Ствол скважины Каротажный кабель Скважинный модуль Модуль измерения потокометрически хи гидродинамически х параметров Модуль многодатчикового влагомера ЭПСИЛОН-2 Измерительн ый рычаг Емкостные датчики

Результаты исследований многодатчиковым влагомером ЭПСИЛОН-2 в горизонтальном стволе скважины влагомер термограммы Замер после компрессирования

Комплексная скважинная аппаратура АГАТ-КГ-42 для геофизических исследований в действующих горизонтальных скважинах Основные технические характеристики: Состав прибора: АГАТ-КГ- 42 содержит 12 датчиков: 4 -влагомера, 2 -термометра, высокочувствительный расходомер - Qв, манометра - Р, СТИ, ГК, ЛМ и датчик ориентации. Прибор конструктивно выполнен в виде двух модулей: РВС-42 и ПМ-42. Модуль РВС-42 (длина 1200 м) состоит из 4 -х датчиков влагомера рассредоточенных по периметру скважины, высокочувствительного расходомера с раскрывающейся вертушкой, датчика СТИ, высокочувствительного термометра и датчика ориентации. Модуль ПМ-42 (длина 1100 мм), состоит из датчиков ГК, ЛМ, термометра и манометра может применяться отдельно как модуль привязки результатов измерений к разрезу и контроля интервалов вскрытия в процессе перфорации. Температура Порог чувствительности термометра Инерционность термометра 120 °С ± 1°С 0, 005 °С 1 с Давление 0 -60 МПа ± 0, 5% Порог чувствительности манометра 0, 005 МПа Расходомер Порог чувствительности манометра Индикатор влагосодержания 1, 5 -100 м 3/ч 0, 005 МПа 0 -60 % Термоиндикация притока 0, 1 -10 м 3/ч Скорость счета ГК макс. 500 имп. /с Амплитуда выходного сигнала локатора муфт 20 м. В Отношение выходного сигнала локатора муфт к фону Длина Диаметр, мм, не более 4: 1 2300 мм 42 мм

37940 г

Использование многодатчикового влагомера аппаратуры АГАТ-КГ-42 для исследования действующих горизонтальных скважин влагомеры При компрессировании откачано 2 м 3 жидкости. По комплексу термометрии, влагометрии, СТИ отмечается работающий интервал: 943 – 1086 м, основной приток отмечается из интервала 1069 – 1074 м (поступление воды), слабые притоки из интервалов 943 – 1069 м (поступление смеси нефть+вода) и 1074 – 1086 м (смесь c незначительным количеством нефти). После компрессирования и стравливания давления отмечался слабый приток нефти из интервала 975 – 982 м, при этом через 4 часа после работы компрессора приток не наблюдается. влагомеры замер в работающей скважине замер в остановленной скважине

Технологическая схема монтажа оборудования для доставки геофизических приборов в горизонтальную часть ствола скважина с использованием эжекторного насоса УЭГИС и жесткого геофизического кабеля Использование эжекторного насоса позволяет проводить геофизические исследования в процессе работы скважины на различных режимах

Вертикальный профиль добывающей и паронагнетательной скважин на Ашальчинском месторождении

Выводы: 1. Имеющаяся в ООО «ТНГ-Групп» стандартная скважинная аппаратура в основном позволяет решать задачи определения работающих интервалов в горизонтальных стволах скважин при проведении исследований в работающей скважине. Однако для выявления слабоотдающих интервалов чувствительность датчиков стандартной аппаратуры недостаточна. 2. Результаты потокометрических исследований показывают, что при эксплуатации горизонтальных скважин «работает» не весь вскрытый продуктивный коллектор, а лишь отдельные наиболее проницаемые интервалы. 3. Обводнение продуктивных карбонатных коллекторов происходит, как правило, в интервалах с преобладанием трещинного типа пористости. 4. Наиболее качественно задача определения работающих интервалов и выявления интервалов обводнения в необсаженных горизонтальных стволах решается при комплексировании методов потокометрии с ИК и ГК. 5. Для достоверного определения состава жидкости по сечению горизонтального ствола необходимо применять скважинную аппаратуру с датчиками сканирующего типа.

present5.com

Способ исследования горизонтальных скважин

Предлагаемое изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для исследования горизонтальных скважин и выполнения в них водоизоляционных и ремонтно-исправительных работ. Способ включает спуск скважинного прибора (СП) с помощью колтюбинговой трубы в скважину. Измерение скважинных параметров, определение зон водопритока и водопоглощающих интервалов. Подключение колтюбинговой трубы на поверхности к насосу для подачи рабочей среды в скважину, при этом перед спуском в скважину в стенке колтюбинговой трубы ниже размещения СП вырезают технологические отверстия для обеспечения закачки или откачки рабочей среды на забой скважины, а измерение скважинных параметров производят сначала в режиме репрессии - закачки, например, пластовой воды по колтюбинговой трубе в скважину, затем в режиме депрессии - отбора пластовой воды, и по аномальным синхронным изменениям показаний СП устанавливают зоны водоотдающих и зоны водопоглощающих интервалов. При этом показания СП передают на поверхность по электромагнитному каналу связи, далее совмещают расположение имеющихся технологических отверстий в колтюбинге с месторасположением установленных интервалов и через имеющиеся технологические отверстия в колтюбинге производят закачку водоизолирующего состава. После истечения установленного времени выдержки консолидации водоизолирующего состава в указанных интервалах, проводят повторные замеры скважинных параметров. Изобретение позволяет усовершенствовать технологию проведения исследований с последующим выполнением водоизоляционных и ремонтно-исправительных работ на колтюбинге в горизонтальных скважинах. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.