Трассерные исследования скважин

Трассерные исследования скважин | CHK

Трассерные исследования скважин (индикаторные) – определение наличия каналов в пласте, имеющего аномально низкое сопротивление фильтров, которые предназначены для нахождения параметров данных каналов.

Фильтрационные обороты закачиваемой воды:

кубатура каналов;
количество непроизводительно закачиваемой воды;
негерметичность этих каналов;
по ширине простиранию пласта - направления распределения трассера.

Трассерные исследования скважин определяют:

обороты фильтрации по пласту меченой жидкости;
перетоки между пластами;
гидродинамическую взаимосвязь между скважинами основного фонда;
распределение потоков фильтрации в пласте;
объем пласта, который фильтрует меченую жидкость;
роль нагнетаемой воды в обводненности в добывающей скважине;
влияние проводимых работ выравнивания профиля приёмистости скважин на колебания фильтрационных потоков в пласте;
герметичность зон пласта;
производительность некоторых способов повышения нефтеотдачи пласта, проведением исследований до и после воздействия;
автоматическая закачка воды в нагнетаемой пласт.

Данные исследования определяют влияние проведённых мероприятий на наличие заводнения и правильности выбора ПНП, а также объёма их применения.

Дополнительные исследования, которые проводятся спустя 8-10 месяцев, указывают на степень устойчивости применённых технологий к степени жёсткости метода, размыву воды и прочие факторы.

Компания СНК производит мероприятия по трассерным исследованиям скважин: от испытания разведочных скважин, исследований комплексно-аналитических в области разработки залежей и добычи нефти. Наибольшим спросом пользуются мероприятия по испытанию разведочных и эксплуатационных скважин, со струйными насосами, а также индикаторные (трассерные) исследования скважин и колтюбинговые установки. Работы выполняются с применением комплекса оборудования по испытаниям, независимо от присутствия бригады.

В скважинах, где затруднена доставка приборов на забой, производятся исследования на колтюбинге, и с использованием автономных геофизических и гидродинамических приборов.

В соответствии с требуемыми задачами, данные мероприятия реализуются по установленной химической методике, с применением альтернативной технологии многоцветных дисперсных маркеров.

Так же, в соответствии с требованиями заказчика, все работы выполняются «под ключ», с привлечением собственного персонала, мобильной лаборатории и транспорта, которые доставляются на требуемое месторождение для проведения полевых работ.

Смотрите также:

- Строительство нефтяных скважин

- Подземный ремонт скважин

snkoil.com

КОМПЛЕКСИРОВАНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ В СКВАЖИНАХ И МЕЖСКВАЖИННЫХ ТРАССЕРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ ПРИ АДАПТАЦИИ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ МОДЕЛЕЙ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ-КОЛЛЕКТОРОВ |

Введение

При построении гидродинамических моделей в межскважинном пространстве не всегда производится учет каналов низкого фильтрационного сопротивления(НФС) больших объемов высокой производительности, которые при разработке нефтяных залежей оказывают существенное влияние на опережающее заводнение[3].

С недавнего времени трассерный(индикаторный) метод выделяют, как самостоятельный вид контроля разработки нефтяных залежей, который позволяет изучать реальные фильтрационные потоки в области НФС. Трассерный метод исследования межскважинного пространства нефтяных залежей основан:

— на введении через нагнетательные скважины в изучаемый пласт заданного объёма меченой жидкости необходимой концентрации;

— оттеснении меченой жидкости к реагирующим эксплуатационным скважинам окружения путем последующей (непосредственно после закачки индикатора) непрерывной подаче воды в нагнетательную скважину;

— отборе проб добываемой жидкости для проведения анализа на содержание индикатора в лабораторных условиях;

— построении графика изменения во времени концентрации индикатора в выходящем из пласта потоке воды для каждой реагирующей добывающей скважины.

Под каналами (областью) НФС будем понимать условно-выделенный объём пласта между местом ввода меченой жидкости в нагнетательной скважине и контрольной добывающей скважиной (в необходимых случаях определяется по результатам гироинклинометрических измерений), с определенными значениями производительности, проницаемости, проводимости и гидропроводности, по которому фильтрация меченой жидкости происходит с эффективными скоростями более 5-7 м/сут.

Геофизические исследования скважин (ГИС) являются областью прикладной геофизики, в которой современные физические методы исследования вещества используются для геологического изучения разрезов, пройденных скважинами, выявления и оценки запасов полезных ископаемых, получения информации о ходе разработки месторождений и о техническом состоянии скважин [1].

Описание проблемы

При переходе от геолого-геофизической модели к гидродинамической модели проводят операцию апскейлинг, то есть объединение нескольких мелких ячеек в одну более крупную. При этом значения проницаемостей по нескольким ячейкам геолого-геофизической модели усредняют и записывают в более крупную гидродинамическую ячейку. Из этого следует, что мы теряем некоторые характерные высокие значения проницаемости, а, следовательно, и каналы НФС уже в построенной гидродинамической модели.

По результатам проведения трассерных исследований можно оцениватьпроницаемость и гидропроводностьканаловНФС, учет которых позволяет уточнить гидродинамическую модель в пределах межскважинного пространства исследуемого нефтяного пласта-коллектора [3].

Известные программные продукты для гидродинамического моделирования разработки нефтяных месторождений, представленные в настоящий момент на рынке, не предусматривают учет высокопроницаемых пропластков в фильтрационных моделях, что приводит к несовпадению проектных и фактических данных.

Для ряда нефтяных месторождений эта проблема не существенна.

Для некоторых нефтяных месторождений обводнённость добывающих скважин, за счёт перемещения воды с аномально высокими скоростями, достигает 30-40% и выше.

Не учет в данном случае каналовНФС в фильтрационной модели коллектора приводит к ошибочному планированию геолого-технологических мероприятий на всех этапах разведки, освоения и разработки нефтяных залежей; «отсечению» нефти от эксплуатационных скважин за счет их преждевременного обводнения; снижение нефтеотдачи углеводородных запасов, а для ряда месторождений, фактически, к их преждевременной «гибели».

Методика адаптации

Комплексное использование данных ГИС и межскважинных трассерных исследований, проведенных на нефтяном месторождении, позволяют произвести учет каналовНФСв гидродинамической модели.

По данным ГИС выделяются пропластки с высокой проницаемостью в разрезе нефтяной скважины. По трассерным исследованиям выделяют высокопроницаемые пропластки, для которых с помощью программы «Мантсгео индикатор 2014» определяют значения проницаемости и гидропроводности[2]. Выделенные по трассерным исследованиям отдельные пропластки интегрируются, чтобы их толщина соответствовала толщинам, выделенным по ГИС. По ГИС выделяются пропластки с большей толщиной.

Пропластки в разрезе скважины, выделенные по ГИС и пропластки, выделенные по трассерным исследованиям, сопоставляются. Для пропластков, выделенных по ГИС, известны значения проницаемости и их расположение в разрезе скважины. Для пропластков, выделенных трассерным методом известны значения проницаемости и гидропроводности. Пропластки, имеющие одинаковые значения проницаемости по двум методикам, считаются одними и теми же. Указанным пропласткам присваивается значения гидропроводности, рассчитанные по результатам трассерных исследований. К разрезу скважины они привязываются по данным ГИС (Рисунок 1).

Рисунок 1. Схема привязки гидропроводности к разрезу скважины по результатам ГИС и трассерных исследований

Пропластки, для которых теперь известны проницаемость, гидропроводность и их расположение в разрезе скважины, добавляются в гидродинамическую модель нефтяного пласта. Благодаря этому в модели нефтяного пласта будут учитываться высокопроницаемые пропластки, которые ранее не учитывались.

Пример реализации методики

Рассмотрим принципиальную возможность такого подхода на примере пары нагнетательной и добывающей скважины одного месторождения.

На участке с нагнетательной скважиной было запланировано проведение межскважинных трассерных исследований. После проведения полевых трассерных исследований индикатор появился в добывающей скважине уже на 9-е сутки от начала закачки.

При моделировании на существующей фильтрационной модели индикатор начал появляться в добывающей скважине спустя 4 месяца.

На основании этого можно сделать вывод, что в межскважинном пространстве скважин наличествует высокопроницаемый пропласток, не учтенный в существующей гидродинамической модели.

Для рассматриваемого случая по результатам ГИС для добывающей и нагнетательной скважины были выделены характерные пики проницаемости, которые не были учтены в усредненной кривой. По результатам трассерных исследований был добавлен высокопроницаемый пропласток путем измельчения модельной сетки и кратного увеличения проницаемости в этой области (Рисунок 2).

Измельчение модельной сетки в пропластке, который по данным ГИС, характеризуется улучшенными коллекторскими свойствами, а именно проницаемостью, позволило получить схожие кривые зависимости концентрации индикатора от времени для модельной кривой и для кривой экспериментальной (Рисунок 3).

На рисунках 4 и 5 представлены результаты расчетов добычи нефти, воды и жидкости на исходной и адаптированной модели соответственно.

Как видно из рисунка 5 графики кривых на адаптированной модели при учете каналов НФС лучшим образом описывают реальные производительности и дебиты.

Вывод

Предложенный подход показывает, что при наличии существенного переноса нагнетаемой воды по каналам НФС (которые могут быть определены только по результатам индикаторных исследований и не могут быть оценены по керну и ГИС), применение результатов индикаторных исследований позволяет проводить адаптацию используемой гидродинамической модели на предмет учета каналов НФС, тем самым повышать степень адекватности реальному объекту исследований.

Литература

Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А., Африкян А.Н. Геофизические исследования скважин: Учеб. для вузов. Издательство:«Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. —400 с.
Программа для ЭВМ «Мантсгео индикатор 2014» / Хозяинов М.С., Чернокожев Д.А., Кузнецов М.И., Козлов С.А., Кузнецова К.И. — св-во о государственной регистрации №2014616939, 2014.
Хозяинов М.С., Соколовский Э.В., Чернокожев Д.А. Индикаторные фильтрационные исследования нефтяных месторождений – Издательство: PalmariumAcademicPublishing, 2014. —171с.
КОМПЛЕКСИРОВАНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ В СКВАЖИНАХ И МЕЖСКВАЖИННЫХ ТРАССЕРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ ПРИ АДАПТАЦИИ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ МОДЕЛЕЙ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ-КОЛЛЕКТОРОВ
В статье рассмотрен новый подход при адаптации гидродинамических моделей на основе комплексирования результатов геофизических исследований в скважинах и результатов межскважинных трассерных исследований.
Written by: Кузнецова Ксения Игоревна, Кузнецов Максим Игоревич, Чернокожев Дмитрий Александрович
Published by: БАСАРАНОВИЧ ЕКАТЕРИНА
Date Published: 03/15/2017
Edition: ЕВРАЗИЙСКИЙ СОЮЗ УЧЕНЫХ_30.05.2015_05(14)
Available in: Ebook

euroasia-science.ru

Трассерные исследования от компании СНК

Определение существующих каналов в пласте, которые имеют искаженно-низкое фильтрационное сопротивление. Подобный метод исследований определяет технологию для геолого-технических работ, в целях модернизации системы разработки объектов (ОВП, ПНП, ИДИ и прочих).

Трассерные исследования производятся путем ввода в контрольную нагнетательную скважину определенного oбъeмa специального реагента, который оттесняется вытесняющим агентом к проверочным добывающим скважинам. Это происходит с бесперебойной подачи воды в контрольной нагнетательной скважине. Параллельно, из устья добывающих скважин производится отбор проб, которые подвергаются анализу в лаборатории с целью определения наличия тpaccepa, и общей оценки. Данный вид индикаторных исследований можно охарактеризовать как введение нанотехнологий в нефтедобыче. Путем трассерных исследований выявляют технологии и параметры методов ПHП.

Вторичные исследования показывают количественно результаты проведенных мероприятий на предмет заводнения, и указывают на правильность выбора объема применения ПНП и их технологий.

Третичные исследования, которые проведены спустя 300 дней (10 месяцев) выявляют степень жесткости метода, устойчивости технологии к размыву воду и прочее.

Компания CHК располагает собственными звеньями, технологичными продуктами (CHК - VЕС, ТСA, COФИТ, ЛИHК, ПAПC, CHК-2, ФOPТ), и специализированным оборудованием для смешения и закачки реагентов, а также цех для производства химических составов для проведения тpaccepныx исследований при многостадийных ГPП в горизонтальных скважинах.

Преимущества индикаторных исследований, проводимых СНК:

единственный метод изучения особенностей фильтраций – динамических характеристик межскважинного пространства нефтяных пластов
не имеет аналогов для прямой оценки гидродинамических связей добывающих и нагнетательных скважин.

snkoil.com

Завод РОСНЕФТЕМАШ • Полезное - Трассерные исследования скважин

Важным аспектом как в нефтедобывающей, так и в газодобывающей отраслях является грамотное планирование подготовительного периода перед разработкой месторождений полезных ископаемых. Исследования для разных групп полезных ископаемых проходит по-разному.

Нефте- и газодобывающие компании все чаще прибегают к индикаторному методу контроля разработки скважин. Этот метод также называют трассерным. Принцип данного исследовательского метода состоит в закачке специального химического реагента – трассера в одну из скважин – контрольную, из которой, посредством поступления в нее воды под давлением, данный трассер будет проникать в пласты и породу, и, таким образом, будет выявлен в контрольных добывающих скважинах, из которых будут производиться регулярные замеры. Трассерный метод исследования помогает определить такие ключевые факторы, как межпластовые перетоки, скорость передвижения меченой жидкости по пласту, объём пласта, по которому происходит фильтрация меченой жидкости. Для качественного проведения анализа трассер должен быть легко определяем, растворяться как в закачиваемой, так и в межпластовой водах. Отметим, что межпластовые воды обычно высокоминерализованные, что требует от трассера дополнительных свойств. В пластах, которые находятся на значительной глубине, на индикатор будут влиять температура и давление. Наличие горных пород в пластах замедлит продвижение индикатора, и этот фактор также необходимо учитывать. Исходя из специфики пластов трассеры делятся на три основных группы – флуоресцентные, ионные и органические. Особенностью флуоресцентных индикаторов есть многоцветность, что дает возможность одновременного ввода нескольких индикаторов в нагнетательную скважину. Частичная растворимость и незначительное соединение с органикой влияют на возможность их количественного определения. Ионные индикаторы хороши тем, что не имеют аналогов в природе, устойчивы в условиях воздействия пластов и легко измеримы. Органические индикаторы являются гигиенически безопасными, но для точного количественного их определения необходимо высокоточное оборудование. Наиболее популярным на данный момент является введение ионных трассеров в исследуемые скважины, но для правильного выбора индикатора нужно брать в расчет условия проведения исследований и их специфику.

Полученные данные будут использованы для исследования строения пласта, а также для определения способа увеличения добычи полезного ископаемого из него. Эта информация позволит грамотно использовать земельные ресурсы, а также даст понятие об особенностях геологического строения исследуемых участков земной коры.

rosneftemash34.ru

Индикаторные исследования как метод выявления техногенной трещиноватости, влияющей на процесс равномерного заводнения пласта, на примере одного из месторождений Нижневартовского свода

Многочисленные исследования месторождений Нижневартовского свода свидетельствуют о том, что основными причинами высокой и прежде всего резкой обводненности продукции скважин являются превышения критических давлений нагнетания в нагнетательных скважинах и форсированные отборы жидкости в добывающих скважинах, что приводит к самопроизвольному гидроразрыву пластов и возникновению техногенной трещиноватости в призабойной зоне [2, 4, 5]. При дальнейшей эксплуатации скважин в межскважинном пространстве происходит развитие трещиновато-пористого типа коллектора, способствующего расформирования сплошного фронта вытеснения нефти закачиваемой водой и образованию каналов низкого фильтрационного сопротивления, связывающих нагнетательные и добывающие скважины.

В последние годы в Западной Сибири, с целью определения наличия техногенной трещиноватости в разрабатываемых пластах, способствующей резкому обводнению продукции скважин закачиваемой водой, широко применяются индикаторные исследования.

Индикаторный способ является одним из наиболее эффективных методов качественного и количественного изучения межскважинного пространства, он применяется для контроля эффективности регулирования заводнения и базируется на использовании данных перемещения меченых жидкостей (трассеров) с закачиваемой в пласт водой [1].

Комплекс индикаторных (трассерных) исследований позволяет определить объемы каналов низкого фильтрационного сопротивления (НФС), их проницаемость, направленность и скорость фильтрации закачиваемой по каналам НФС воды.

В настоящее время в данной области работает большое количество компаний, одной из которых является ООО «СК «Черногорнефтеотдача». Главными особенностями данной компании являются большой опыт проведения трассерных исследований (с 1996 г.) и комплексный подход при проведении работ, включающий в себя изучение и корректировку геологических моделей исследуемых объектов, определение структуры остаточных запасов УВ, ретроспективный анализ истории разработки месторождений, выбор на основе физического моделирования оптимальных способов воздействия на коллектора, разработка детальной программы ГТМ по изучаемому объекту.

Для примера, рассмотрим результаты индикаторных исследований, выполненных ООО «СК «Черногорнефтеотдача» на одном из наиболее типичных месторождений Нижневартовского свода в 2016 г.

Данное месторождение является нефтяным, многопластовым. Промышленная нефтеносность установлена в терригенных пластах верхнеюрских (пласты группы ЮВ) и меловых отложений (пласты групп АВ и БВ).

По количеству извлекаемых запасов нефти месторождение относится к категории крупных (около 100 млн.т нефти), при этом остаточные запасы нефти составляют менее 30 %. Месторождение находится на поздней стадии разработки.

Всего на месторождении пробурено более 500 эксплуатационных скважин, из них: добывающих — более 300 (действующих — 88 %), нагнетательных — около 100 (действующих — 92 %), законсервированных — около 100 скважин.

К категории низкодебитных (дебит по нефти

Бездействующий добывающий фонд месторождения составляет 12 % от общего числа. На момент остановки большинство из них работало с дебитом по нефти менее 5 т/сут и обводнённостью более 98 %.

Таким образом, основными проблемами разработки месторождения являются низкие дебиты нефти и высокая обводненность продукции скважин, что приводит к необходимости перевода значительного количества добывающих скважин в бездействующий фонд.

Одним из основных объектов, определяющих добычу нефти как на данном месторождении, так и на многих других месторождениях Нижневартовского свода, является горизонт АВ_1–2, в котором проводились индикаторные исследования.

Закачка трассеров проводилась в три нагнетательные скважины на двух опытных участках. Период отбора проб из контрольных добывающих скважин составил около 200 дней, за это время было выполнено более 520 отборов проб и около 880 химических анализов на наличие закачанных индикаторов в продукции скважин.

На первом опытном участке в одну из нагнетательных скважин был закачан флуоресцеин натрия массой 15 кг. Анализ проб жидкости на присутствие трассера проводился по шести добывающим скважинам.

Анализ индикаторных исследований показал, что поступление трассера к добывающим скважинам происходит неравномерно. В скважинах зафиксированы от 3 до 10 пиков подъема концентрации индикатора, которые соответствуют количеству выделенных каналов. В целом, на участке работ выделено 39 высокоскоростных каналов движения трассера.

Время обнаружения индикатора в исследуемых добывающих скважинах с момента его закачки составило 40–1200 часов. При этом скорости прохождения индикатора по пласту варьируют в диапазоне от 1 до 12 м/ч. Общий объем выделенных каналов оценивается в 43700 м³. Проницаемость меняется в интервале 3–26 мкм², гидропроводность — 0,01–0,16 мкм²×см/мПа×с.

Результаты расчетов показывают, что исследуемая на первом опытном участке нагнетательная скважина оказывает значительное влияние на четыре добывающие скважины из шести. Масса извлеченного индикатора по этим скважинам составила 92 %, а объем каналов низкого фильтрационного сопротивления оценен в 40 % от общего объема.

Преимущественное перемещение индикатора (56 % массы) происходило в зоне средних скоростей (в диапазоне 6–8 м/ч), значительно меньшее количество перемещенного индикатора (8 % массы) двигалось в зоне низких скоростей (до 6 м/ч), остальной объем индикатора (36 %) двигался с наибольшей скоростью в диапазоне 9–12 м/ч.

Индикаторные исследования, проведенные на первом опытном участке, свидетельствуют о наличии в пласте разветвленной сети высокопроницаемых каналов фильтрации, которые существенно влияют на снижение коэффициентов охвата заводнением и нефтеизвлечения. Основной фронт перемещения нагнетаемой воды ориентирован в западном направлении (рис. 1). Непроизводительная закачка в пределах исследуемого участка оценивается в 30 %.

На втором опытном участке работы по закачке трассера выполнялись в двух нагнетательных скважинах. В первую был закачан роданистый аммоний массой 260 кг, а во вторую — родамин G массой 15 кг. Анализ проб жидкости на присутствие трассера проводился по пяти добывающим скважинам.

Анализ индикаторных исследований показал, что поступление трассера к добывающим скважинам происходит неравномерно. Родамин G был обнаружен в разных концентрациях во всех исследуемых добывающих скважинах, а роданистый аммоний только в четырех скважинах из пяти. В целом, на участке работ выделено 103 высокоскоростных каналов движения трассеров, закачанных в нагнетательные скважины.

Время обнаружения индикаторов в исследуемых добывающих скважинах с момента их закачки составило 40–330 часов. При этом скорости прохождения индикаторов по пласту варьируют в диапазоне от 5 до 12 м/ч. Общий объем выделенных каналов оценивается в 36300 м³. Проницаемость меняется в интервале 11–32 мкм², гидропроводность — 0,05–0,28 км²×см/мПа×с.

Результаты расчетов показывают, что нагнетательная скважина, в которую был закачан родамин G оказывает наибольшее влияние на две добывающие скважины из пяти исследуемых. Масса извлеченного индикатора по этим скважинам составила 60 %, а объем каналов низкого фильтрационного сопротивления составил всего 10 % от общего объема.

Преимущественное перемещение индикатора родамин G (56 % массы) происходило в зоне средних скоростей (6–8 м/ч), значительно меньшее количество перемещенного индикатора (24 % массы) двигалось в зоне низких скоростей (до 6 м/ч), остальной объем индикатора (20 %) двигался с наибольшей скоростью — свыше 11 м/ч. Основной фронт перемещения нагнетаемой воды с родамином G ориентирован в западном и северо-западном направлениях.

Рис. 1. Роза-диаграмма приведенных скоростей перемещения индикатора от исследуемых нагнетательных скважин, совмещенная с картой состояния разработки горизонта АВ_1–2: 1 — добывающая скважина в работе, 2 — добывающая скважина в бездействии, 3 — нагнетательная скважина в работе, 4 — нагнетательная скважина в бездействии, 5 — роза-диаграмма перемещения флуоресцеина натрия, 6 — роза-диаграмма перемещения роданистого аммония, 7 — роза-диаграмма перемещения родамина G

Нагнетательная скважина, в которую был закачан роданистый аммоний, оказывает наибольшее влияние на одну добывающую скважину из пяти исследуемых. Масса извлеченного индикатора по скважине составила 40 %, а объем каналов низкого фильтрационного сопротивления составил всего 17 % от общего объема.

Преимущественное перемещение индикатора роданистый аммоний (53 % массы) происходило в зоне низких скоростей (до 6 м/ч), значительно меньшее количество перемещенного индикатора (7 % массы) двигалось в зоне средних скоростей (8–10 м/ч), остальной объем индикатора (40 %) двигался с наибольшей скоростью около 11 м/ч. Основной фронт перемещения нагнетаемой воды c роданистым аммонием ориентирован в западном и южном направлениях.

Индикаторные исследования, проведенные на втором опытном участке работ, также свидетельствуют о наличии в пласте разветвленной сети высокопроницаемых каналов фильтрации, которые существенно влияют на снижение коэффициентов охвата заводнением и нефтеизвлечения. Непроизводительная закачка в пределах исследуемого участка по нагнетательным скважинам составила порядка 27–29 %.

Выполненный комплекс работ позволил оценить текущую гидродинамическую обстановку, наглядно показать трассирование потоков закачиваемой воды, определить фильтрационные параметры пластов и объем высокопроницаемых каналов фильтрации.

На основании полученных данных о скоростях перемещения индикаторной жидкости и проницаемости фильтрационных направлений для повышения эффективности работы нагнетательных скважин, а также переориентировки устоявшихся фильтрационных потоков и улучшения условий нефтевытеснения разработаны рекомендации о проведении обработки нагнетательных скважин исследуемого месторождения потокоотклоняющими физико-химическими композициями. Рабочие объемы реагентов определены исходя из расчета водозамещенной области пласта (объемов каналов фильтрации), которые были оценены по данным индикаторных исследований в зонах влияния нагнетательных скважин. Проведение физико-химического воздействия (ФХВ) по выравниванию профиля приемистости (ВПП) нагнетательных скважин рекомендовано проводить в комплексе с гидродинамическим (циклическим) регулированием [3].

Литература:

Соколовский Э. В., Кузнецов О. Л., Дияшев Р. Н. Методическое руководство по технологии проведения индикаторных исследований и интерпретации их результатов для регулирования и контроля процесса заводнения нефтяных залежей // Грозный: СевКавНИПИнефть — 1989. — С. 79.
Медведский Р. И. Ручейковая теория вытеснения нефти водой // Нефть и газ — 1997. — № 6. — С. 69.
Боксерман А. А., Лейбин М. Л., Смирнов Ю. Л. и др. Эффективность применения интегрированной технологии нестационарного адресного воздействия на пластах Ермаковского месторождения ОАО «Тюменнефтегаз» // Нефтяное хозяйство — 2000. — № 9. — С. 65–68.
Никитин А. Ю., Митрофанов А. Д., Куприянов Ю. Д. и др. Эффективность применения потокоотклоняющих технологий на Талинской площади Красноленинского месторождения по результатам трассерных исследований // Горные ведомости — 2008. — № 7. — С. 38–42.
Иванов С. А., Галимов Ш. С., Никитин А. Ю. и др. Оценка состояния разработки объекта ЮВ₁ Повховского месторождения по результатам индикаторных (трассерных) исследований // Нефтепромысловое дело — 2010. — № 6. — С. 21–28.

Основные термины (генерируются автоматически): скважина, роданистый аммоний, нагнетательная скважина, фильтрационное сопротивление, масса, высокопроницаемый канал фильтрации, опытный участок, общий объем, Нижневартовский свод, основной фронт перемещения.

moluch.ru

Трассерные исследования пласта при ГРП

Наименование тендера:

Трассерные исследования пласта при ГРП

Организатор:

Компания «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.», действующая через Нефтеюганский филиал

Адрес:

628327, Российская Федерация, Ханты-Мансийский АО-Югра, Тюменская обл., Нефтеюганский р-н, с.п. Салым, ул. Юбилейная, 15

Контактное лицо:

Переслегина Светлана

Контактный телефон:

+7 (495) 518 9720

Email:

[email protected]

Дата и время начала приема заявок:

25.03.2014

Дата и время окончания приема заявок:

15.04.2014

Форма подачи заявления:

подача Заявки возможна только в электронном виде (Лист регистрации). Участником тендера может быть любое юридическое лицо, зарегистрированное на территории Российской Федерации

Дата определения победителя и заключение договора:

15.05.2014

Право организатора:

Организатор тендера вправе отказаться от его проведения в любой момент.

Предмет тендера:

Определить, какие интервалы после проведения многостадийного гидравлического разрыва пласта работают на основании количественного измерения присутствия трассеров в пробах, отобранных при начальном этапе эксплуатации скважины.

Ссылка на Лист регистрации >>>

Примечание: Тендерная документация направляется отдельным пакетом. Предположительные сроки проведения тендера 15.04.2014 – 15.05.2014.

Назад к списку тендеров

salympetroleum.ru

ОАО «Варьеганнефть» применяет новую технологию трассерных методов исследования при проведении МГРП.

ОАО «Варьеганнефть», дочернее предприятие ПАО НК «РуссНефть», первым в Компании применило трассерные методы исследования (ТМИ) при проведении многостадийного гидроразрыва пласта (далее – МГРП) на скважинах Тагринского месторождения.

Технология с использованием трассерных методов исследования применяется в целях получения данных о свойствах и характеристиках целевых пластов, выбранных для проведения МНРП. Данный метод основан на введении в трещину индикатора на стадии закачки проппанта. После проведения операции МГРП производится отбор проб поступающей из скважины продукции, в которой присутствует ранее закаченный реагент. Анализ образцов позволяет сделать вывод о работе каждого из портов ГРП, что в свою очередь помогает вносить коррективы при планировании дальнейших работ, а также формировать методологию применения технологии МГРП в целом. На данный момент трассерные методы исследования являются наиболее точными и полными методами получения достоверной информации.

В конце прошлого года на скважине № 40892 куста № 24А были проведены работы по закачке трассеров при выполнении ГРП. Дизайн ГРП всех портов в целом был идентичен, поэтому было принято решение о закачке одинакового количества концентрата трассера в каждый порт. Для ОПР был выбран концентрат трассера серии ФП, представляющий собой мелкодисперсный (размер частиц до 5 мкм), инертный, флуоресцентный индикатор различной вариации цветовой палитры.

В ходе проводимой работы было отобрано 39 проб, в результате анализа которых получены данные о распределении концентрации выхода индикатора для каждой стадии (порта) ГРП, а также о доле притока и обводненности продукции по каждому интервалу ГРП.

МГРП является одним из наиболее сложных и дорогостоящих видов интенсификации добычи в нефтегазовой отрасли, поэтому ОАО «Варьеганнефть» уделять особое внимание вопросам технологического и научного сопровождения. Внедрение новых техник и технологий, позволяющих как увеличить эффекты от стандартных операций, так и сократить текущие расходы, является стратегической целью ПАО НК «РуссНефть» и всесторонне прорабатывается службами компании.

nangs.org