Файл: Анализ профиля притока горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 29.10.2023
Просмотров: 189
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
УДК 622.276АНАЛИЗ ПРОФИЛЯ ПРИТОКА ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН С МНОГОСТАДИЙНЫМ ГИДРОРАЗРЫВОМ ПЛАСТАИскибаев Роман ЭдисоновичстудентФГБОУ ВО «Удмуртский государственный университет»Научный руководитель: Колесова Светлана Борисовнак.э.н., директор института нефти и газа им. М.С. ГуцериеваФГБОУ 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 колонныANALYSIS OF THE PROFILE OF INFLOW OF HORIZONTAL WELLS WITH MULTISTAGE HYDRAULIC FRACTURINGIskibaev Roman EdisonovichScientific adviser: Kolesova Svetlana BorisovnaAbstract: 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 linerЦелью 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 17157Таблица 1Условия проведения исследований на скважине 17157
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 № 002FМодули содержат в своём составе следующий набор датчиков:
Доставку прибора к интервалу исследований принято было осуществлять с помощью ГНКТ. Увязка материала к разрезу скважины проведена по гамма-каротажу (ГК). Ход исследований:
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 4Определение расположения муфты в горизонтальном стволе
Рис. 1. Профиль проводки горизонтального ствола скважины 17157Таблица 1Условия 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 |
-
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.
Доставку прибора к интервалу исследований принято было осуществлять с помощью ГНКТ. Увязка материала к разрезу скважины проведена по гамма-каротажу (ГК). Ход исследований:
-
Выполнен замер по стволу в остановленной скважине. -
Регистрация локатором муфт, ГК для привязки интервала работ, отбивки текущего забоя. -
Выполнены замеры при компрессировании азотной установкой в интервале детальных исследований. -
Выполнены замеры после остановки компрессора и стравливания скважины. -
Выполнен замер в остановленной скважине в интервале детальных исследований. -
Выполнен замер в остановленной скважине по стволу скважины.
| 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 4Определение 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 | |