Файл: Анализ профиля притока горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта.docx

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 29.10.2023

Просмотров: 33

Скачиваний: 1

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

УДК 622.276

АНАЛИЗ ПРОФИЛЯ ПРИТОКА ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН С МНОГОСТАДИЙНЫМ ГИДРОРАЗРЫВОМ ПЛАСТА

Искибаев Роман Эдисонович

студент

ФГБОУ ВО «Удмуртский государственный университет»
Научный руководитель: Колесова Светлана Борисовна

к.э.н., директор института нефти и газа им. М.С. Гуцериева

ФГБОУ ВО «Удмуртский государственный университет»

Аннотация: целью исследования является определение профиля притока, источника обводнения в горизонтальных скважинах с многостадийным гидроразрывом пласта; подтверждение либо опровержение распространённого мифа нефтяников о том, что в горизонтальной скважине основной приток жидкости наблюдается с пяточной части ствола, тогда как носочная часть остаётся незадействованной; рекомендации и имеющиеся технические решения для развития данного направления.

Ключевые слова: промысловое геофизическое исследование, горизонтальная скважина, муфта гидроразрыва пласта, приток, хвостовик колонны
ANALYSIS OF THE PROFILE OF INFLOW OF HORIZONTAL WELLS WITH MULTISTAGE HYDRAULIC FRACTURING

Iskibaev Roman Edisonovich
Scientific adviser: Kolesova Svetlana Borisovna

Abstract: the aim of the study is to determine the profile of the inflow, the source of flooding in horizontal wells; confirmation or refutation of the oil industry myth that in a horizontal well the main flow of fluid is observed from the calcaneal part of the trunk, while the fore part remains unused; recommendations and available technical solutions for the development of this area.

Key words: downhole logging, horizontal well, fracturing coupling, inflow, well liner

Целью промыслового геофизического исследования (ПГИ) является определение профиля притока, источника обводнения в горизонтальных скважинах и подтверждение либо опровержение мифа о том, что в горизонтальной скважине основной приток жидкости наблюдается с пяточной части ствола, тогда как носочная часть остаётся незадействованной. Для корректности исследования были проведены на 16 скважинах Самотлорского месторождения с различной стадийностью МГРП (от 4 до 18).

Постановка задачи: определение интервалов поступления флюидов в ствол скважины из пласта, состава поступающего флюида (нефть, газ, вода, признаки углеводорода (УВ)). Все нижеописанные работы производились на гибкой насосно-компрессорной трубе (ГНКТ). Для выполнения этой задачи требовалось зарегистрировать комплекс параметров «приток-состав». Ниже приведён пример одной из исследованных скважин (рис 1., табл. 1).



Рис. 1. Профиль проводки горизонтального ствола скважины 17157
Таблица 1

Условия проведения исследований на скважине 17157

Направление
324 мм/ 0.0 – 77.6 м

Кондуктор
245 мм/ 0.0 – 8921.4м

Эксплуатационная колонна (ЭК)
178 мм/ 0.0 – 2340.9 м

Хвостовик
114 мм/ 2252.2 – 3392.2 м

Подвеска НКТ
89 мм/ 0.0 – 2252.0 м

Пусковые муфты, м
1000, 1200, 1400, 1600, 1800, 2100, 2150, 2200

Муфты ГРП
2400.76-2401.27 м

2461.33-2461.84 м

2521.92-2522.43 м

2582.48-2582.99 м

2643.04-2643.55 м

2703.64-2704.15 м

2764.25-2764.76 м

2884.90-2885.41 м

2993.55-2994.06 м

3114.24-3114.75 м

3234.97-3235.48 м

3331.62-3332.13 м

3368.17-3368.68 м

Текущий забой
3387 м

Газовый фактор
99 м3/м3

Пластовое давление
125 атм


Для комплекса исследований выбран скважинный аппаратурный комплекс Сова – 9 № 002F (рис. 2) включающий модули Сова - С9 - 42ТУ; СУШ - 1; Сова - С9ЦР; Сова – С9ВЛ6 – 42Т; Сова – С9ЦР; Сова – С9РЦ2 – 42.


Рис. 2. Схема сборки прибора Сова – 9 № 002F
Модули содержат в своём составе следующий набор датчиков:

  • Термометр;

  • Манометр;

  • Индикатор притока;

  • Резистивиметр;

  • Влагомер;

  • Плотномер;

  • Каверномер;

  • Механический расходомер (Сова – С9РЦ2 – 42);

  • Сканирующий влагомер – 6 датчиков объемного влагосодержания (Сова – С9ВЛ6 – 42Т), размещенных по периметру ствола скважины по кругу под углом 60 градусов для определения компонентного состава флюида в стволе скважины. Каждый датчик отражает среду, в которой он находится. Результаты обработки представлены ниже в виде диаграммы компонентного состава. Компонентный состав на диаграмме отражает фазовый состав жидкости в стволе скважины на момент исследования.

Центраторы Сова – С9ЦР, удерживают прибор на оси скважины.


Доставку прибора к интервалу исследований принято было осуществлять с помощью ГНКТ. Увязка материала к разрезу скважины проведена по гамма-каротажу (ГК).

Ход исследований:

  1. Выполнен замер по стволу в остановленной скважине.

  2. Регистрация локатором муфт, ГК для привязки интервала работ, отбивки текущего забоя.

  3. Выполнены замеры при компрессировании азотной установкой в интервале детальных исследований.

  4. Выполнены замеры после остановки компрессора и стравливания скважины.

  5. Выполнен замер в остановленной скважине в интервале детальных исследований.

  6. Выполнен замер в остановленной скважине по стволу скважины.


Обработка данных производилась в ПО «MS Excel».

Таблица 3

Данные по хвостовикам ЭК


Сква-жина
Куст
Кол-во муфт
Общая
длина
хвост-ка
Эффект. длина хвост-ка
Глубины муфт ГРП и интервалов перфорации

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18

11273С
4247Б
4
840
400
2369
2459
2573
2662
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

38196
1214
9
789
628
2506
2591
2651
2724
2796
2869
2940
3012
3085
 
 
 
 
 
 
 
 
 

11523
1830
6 + 1 (ПВР)
584
508
2117
2150
2202
2286
2370
2455
2540
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

17302
1544
9
987
431
2278
2326
2375
2424
2472
2520
2569
2617
2666
 
 
 
 
 
 
 
 
 

41000
2203
10
1301
594
2595
2656
2717
2778
2838
2899
2960
3020
3081
3142
 
 
 
 
 
 
 
 

11527
816
10
596
456
2127
2172
2217
2263
2309
2354
2398
2444
2490
2537
 
 
 
 
 
 
 
 

11612
3071
7
635
446
2499
2557
2661
2719
2766
2825
2872
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

37165
1508
9
861
524
2898
2946
2995
3043
3092
3140
3189
3235
3283
 
 
 
 
 
 
 
 
 

11993
240А
7
591
499
2245
2500
2567
2623
2679
2757
2816
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

37242
3061
9
557
602
2591
2639
2686
2734
2783
2831
2880
2938
2975
 
 
 
 
 
 
 
 
 

16709
2041
6
414
341
1975
2035
2083
2156
2217
2265
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

16853
1469
4
815
726
2078
2139
2200
2260
2321
2382
2442
2503
2563
2624
2685
2745
 
 
 
 
 
 

37975
405
10
778
642
2699
2760
2821
2881
2942
3003
3063
3124
3184
3245
 
 
 
 
 
 
 
 

37975
405
10
778
642
2699
2760
2821
2881
2942
3003
3063
3124
3184
3245
 
 
 
 
 
 
 
 

17157
1974Б
13
1140
1000
2400
2461
2521
2582
2643
2703
2764
2884
2993
3114
3234
3331
3368
 
 
 
 
 

19001
2510
18
1167
600
2278
2314
2351
2387
2424
2472
2521
2567
2613
2670
2714
2763
2811
2848
2884
2920
2957
2994



Выше (табл. 3) приведены исходные данные по количеству и глубинам (по стволу) муфт ГРП и интервалов перфорации, а также данные об общей и эффективной длинах хвостовика ЭК.

Таблица 4

Определение расположения муфты в горизонтальном стволе

Сква-жина
Глубина, м
Признак расположения муфты в ГС

Вход в пласт
Пятка
Носок
Забой
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18

11273С
2225
2387
2548
2710
пятка
центр
носок
носок
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

38196
2500
2709
2919
3128
пятка
пятка
пятка
центр
центр
центр
носок
носок
носок
 
 
 
 
 
 
 
 
 

11523
2090
2258
2426
2594
пятка
пятка
пятка
центр
центр
носок
носок
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

17302
2228
2386
2543
2701
пятка
пятка
пятка
центр
центр
центр
носок
носок
носок
 
 
 
 
 
 
 
 
 

41000
2580
2781
2982
3183
пятка
пятка
пятка
пятка
центр
центр
центр
носок
носок
носок
 
 
 
 
 
 
 
 

11527
2120
2267
2413
2560
пятка
пятка
пятка
пятка
центр
центр
центр
носок
носок
носок
 
 
 
 
 
 
 
 

11612
2460
2609
2758
2908
пятка
пятка
центр
центр
носок
носок
носок
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

37165
2800
2975
3150
3325
пятка
пятка
центр
центр
центр
центр
носок
носок
носок
 
 
 
 
 
 
 
 
 

11993
2388
2555
2721
2887
пятка
пятка
центр
центр
центр
носок
носок
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

37242
2545
2746
2946
3147
пятка
пятка
пятка
пятка
центр
центр
центр
центр
носок
 
 
 
 
 
 
 
 
 

16709
1975
2088
2202
2315
пятка
пятка
пятка
центр
носок
носок
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

16853
2040
2288
2536
2784
пятка
пятка
пятка
пятка
центр
центр
центр
центр
носок
носок
носок
носок
 
 
 
 
 
 

37975
2656
2870
3084
3298
пятка
пятка
пятка
центр
центр
центр
центр
носок
носок
носок
 
 
 
 
 
 
 
 

37975
2656
2870
3084
3298
пятка
пятка
пятка
центр
центр
центр
центр
носок
носок
носок
 
 
 
 
 
 
 
 

17157
2352
2701
3051
3400
пятка
пятка
пятка
пятка
пятка
центр
центр
центр
центр
носок
носок
носок
носок
 
 
 
 
 

19001
2252
2452
2652
2852
пятка
пятка
пятка
пятка
пятка
центр
центр
центр
центр
носок
носок
носок
носок
носок
носок
носок
носок
носок

Смотрите также файлы