Обоснование длины горизонтальной части ствола скважин Ванкорского нефтегазового месторождения ЗАО "Ванкорнефть" - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Обоснование длины горизонтальной части ствола скважин Ванкорского нефтегазового месторождения ЗАО "Ванкорнефть"

Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов. Оценка и обоснование длины горизонтальной части ствола скважины. Прибор для оценки сложного многофазного потока в горизонтальных скважинах. Методики расчета продуктивности секции ствола скважин.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru//
Размещено на http://www.allbest.ru//
Министерство образования и науки Российской Федерации
Федеральное государственное автономное образовательное учреждение
ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»
«Обоснование длины горизонтальной части ствола скважин Ванкорского нефтегазового месторождения» ЗАО «Ванкорнефть»
Выпускная квалификационная работа 76 с., 20 рис., 12 табл., 19 источников.
Ключевые слова: нефть, горизонтальный ствол, состав, свойства, режим движения, , материал труб, внутренний диаметр, температура, программный пакет, моделирующая схема, прогноз.
Цель работы - оценка и определение длины горизонтального ствола скважины Ванкорского месторождения путем аналитического подбора комбинации методов и их параметров с помощью многовариантных расчетов гидродинамического симулятора.
В процессе исследования рассмотрена и применена методика определения длины горизонтального ствола.
В результате исследования получена аналитическая моделирующая схема для компании ЗАО «Ванкорнефть», близкая к фактическим результатам, которая строит зависимость оптимального прогноза добычи от увеличения длины горизонтального ствола скважины, что в свою очередь позволяет выбрать наилучшие технологические, конструктивные и технические параметры при строительстве и заканчивании скважин на месторождении компании.
Область применения: может быть использована в решении прикладных задач для прогноза на других месторождений компании, где планируется использование горизонтальных скважин.
Экономическая эффективность/значимость работы позволяет аналитически дополнить существующие расчеты и сократить время на подбор верного варианта разработки.
В будущем необходимо провести апробацию методики на других месторождениях компании.
Определения, обозначения, сокращения, нормативные ссылки
ОАО - открытое акционерное общество
ЗАО - закрытое акционерное общество
НГДУ - нефтегазодобывающее управление
УПС - установка предварительного сброса (воды)
ППД - поддержание пластового давления
ГТМ - геолого-техническое мероприятие
В работе на примере Ванкорского месторождения (Россия, Красноярский край, ЗАО «Ванкорнефть»), рассматривается подход по определению оптимальной длины горизонтальной секции ствола скважин (горизонтальной скважины (ГС)).
Отличия результатов работы от выполненных ранее заключаются в том, что рассмотрена стандартная методика по определению НДДП (накопленный дисконтированный денежный поток) проекта, используемая для проектно-технической документации (ПТД), дополненная показателями, учитывающими удорожание бурения скважины при увеличении горизонтальной части ствола и изменения интенсивности притока жидкости на единицу длины горизонтальной скважины. Итогом проведенной работы явилось создание методики по определению оптимальной длины ГС.
Ценность работы заключается в более уверенном прогнозировании уровней добычи нефти при разработке объектов горизонтальными скважинами и, как следствие, объемов требуемых инвестиций при низкой изученности объектов.
Компания ЗАО «Ванкорнефть» обладает лицензиями на ряд новых активов, находящихся на территории Красноярского края, требующих минимизации капитальных затрат на строительство скважин для достижения приемлемых экономических показателей. В настоящее время на этих месторождениях ведутся поисково-разведочное бурение и опытно-промышленные работы по доизучению залежей нефти и газа. Для получения максимального технико-экономического эффекта в качестве базовой технологии разработки планируется применение горизонтальных добывающих скважин [1].
Одним из ключевых параметров ГС, требующих детального обоснования, явилась оптимальная длина горизонтального участка. Опираясь на традиционные расчеты, выполненные на геолого-гидродинамических моделях, можно констатировать, что дебит скважины при увеличении длины горизонтального ствола (дополнительная перфорация ячеек), увеличивается практически линейно. При меньшем количестве скважин с увеличенной длиной ствола по сравнению с наклонно-направленными скважинами (ННС) или ГС с меньшей длиной ствола динамика добычи нефти и накопленные показатели различаются незначительно, тогда как НДДП при бурении «длинных» горизонтальных скважин по сравнению с остальными существенно выше. Данное обстоятельство при расчетах на фильтрационных моделях приводит к выводу о целесообразности бурения максимально длинных ГС, тогда как фактический опыт указывает на обратное: существуют технико-экономические ограничения длины открытого ствола ГС, которая составляет 500 м (±200 м). Причиной этого является то, что фактически приток флюида из пласта в горизонтальную скважину происходит с разной интенсивностью по мере удаленности от начала горизонтального ствола. Это подтверждается результатами промыслово-геофизических исследований (ПГИ) на месторождении и данными из разных литературных источников [2-6]. В связи с этим в работе особое внимание уделено оценке интенсивности притока по стволу скважины.
1.1 Общие сведения о месторождении и участке недр
Ванкорское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Туруханском районе, в пределах Северо-Ванкорского лицензионного участка, на территории Дудинского района Таймырского муниципального района Красноярского края. Ближайший населенный пункт г. Игарка находится в 140 км, а районный центр п. Туруханск - в 300 км к юго-западу от месторождения (Ошибка! Источник ссылки не найден.).
Район относится к слабо населённым с плотностью населения менее 1 человека на кв.км. В г. Игарка имеется речной порт и аэропорт, который способен принимать тяжёлые самолёты.
Постоянная дорожная сеть в районе месторождения и на прилегающих территорияхотсутствует. Необходимые материалы и оборудование в г. Игарка завозятся водным путём по р. Енисей. Общая протяженность водной магистрали Красноярск-Игарка - 1747 км. На площадь Ванкорского месторождения основной объём грузов может завозиться только зимой, после достаточного промерзания болот, когда начинают функционировать временные зимние дороги (зимники). Расстояние по зимнику от г. Игарка до площади месторождения в среднем 150 км.
Ближайшие месторождения, находящиеся в промышленной эксплуатации: Мессояхское, Южно- и Северо-Соленинское, расположены в 160-180 км на северо-западе от Ванкорского. Месторождения связаны газопроводом с г. Норильском и конденсатопроводом с г. Дудинкой, где имеется цех по переработке конденсата. В 200 км к юго-западу от Ванкорского месторождения находится Заполярное месторождение, на котором расположена ближайшая точка магистрального газопровода системы «Трансгаза».
Рисунок 1. Местонахождение месторождения
1.2 Краткая геологическая характеристика
В тектоническом отношении месторождение расположено в пределах Большехетской структурной мегатеррассы, в составе которого выделяются Сузунское и Лодочное валообразные поднятия. Ванкорское поднятие представляет собой изотермическую структуру, вытянутую с юга на север.
В геологическом строении Ванкорского месторождения принимают участие метаморфические образования архейско-среднепротерозойского возраста, осадочные образования ранне-средне-позднепалеозойского и мезозойско-кайнозойского возраста.
Нефтегазоносность Ванкорского месторождения связана с долганским, яковлевским, суходудинским и нижнехетским уровнями. Месторождение является многозалежным, на Государственном балансе на 01.01.2008 г. числятся три газовые залежи - Дл-I-III, Як-I и Як-II, приуроченные к долганской и яковлевской свитам, две нефтяные залежи - Сд-IX и НХ-I, приуроченные к суходудинской и нижнехетской свитам, газонефтяная залежь - Як-III-VII и нефтегазоконденсатная залежь НХ-III-IV, приуроченные к яковлевской и нижнехетской свитам. Геолого-физические характеристики продуктивных пластов представлены в Табл. 1.
Табл. 1 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов
Пластовый, сводовый литологически экранированный
Пластовый, сводовый литологически экранирован-ный
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м
Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м
Коэффициент нефтенасыщенности ЧНЗ, доли ед.
Коэффициент нефтенасыщенность ВНЗ, доли ед.
Коэффициент нефтенасыщенность пласта, доли ед.
Коэффициент песчанистости, доли ед.
Начальная пластовая температура, °Ж
Вязкость нефти в пласт. условиях, МПа с
Плотность нефти в пласт. условиях, т/м3
Плотность нефти в поверхн. услов., т/м3
Давление насыщения нефти газом, МПа
Плотность воды в пласт. услов., т/м3
Плотность воды в поверх. услов., т/м3
1.3 Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов
Залежь пластов Дл-I-III газоносная, пластовая, сводовая, литологически экранированная. Пласт представлен песчаниками и алевролитами, характеризуется высокой расчлененностью и неоднородностью. Размеры залежи 32‚5х10,5 км, высота -- 59 м.
Керн изучен по девяти скважинам, Выполнено 135 определений пористости и 111 определений проницаемости. Коэффициенты остаточной водонасыщенности не определялись.
Во всех скважинах проводился стандартный комплекс ГИС, включающий в себя методы ПС, КС (градиент- и потенциал-зонды), РЕЗ (резистивиметрия), ТМ (термометрии). Для оценки технического состояния скважин и качества цементирования обсадных колонн выполнялись замеры инклинометрии, ОЦК (отбивка цементного кольца), АКЦ (акустическая цементометрия), СГДТ (скважинная гамма-дефектометрия и толщинометрия).
Залежь пласта Як-I газоносная, пластовая, сводовая. Сложен алевропесчаниками и алевролитамн Размеры залежи б‚5х4 км, высота 16 м.
Залежь пласта Як-- II контролируется северным и южном куполами. Залежь северного купола - газовая, пластовая, саодовал, имеет размеры 7,5х4 км, высота -- 18 м. Залежь южного купола - газовая, пластовая, сведения, шштологически зкрвнированная, в восточной и западной частях (в районе расположения скважин Вн-4/6, 7, 142, 119) ограничена зонами глинизации. Размеры залежи -- 14х4 км, высота -- 40 м. Коллектор представлен песчаниками и алевролитами.
Залежь пластов Як- III- VII газонефтяная, массивная, сводопая. Размер залежи 31х17 км, высота нефтенасыщенной части залежи -- 46,6 м, газонасыщенной --25 м. Коллектор представлен песчаниками и шевролитами.
По пластам яковлевского уровня керн отобран из 16 скважин. Изучено 260 образцов на пористость, 225 -- на проницаемость и 56 -- на остаточную водонасыщенность (6 скважин). Коэффициент вытеснения нефти водой определен по 39 образцам и равен 0,528 д.ед., нефти газом -- по одному образцу и равен 0,384 дед.
Залежь пласта Сд-IХ нефтяная, массивная, сводовал. Размеры залежи 6х4 км, высота - 25 м, представлена прослоями песчаников и алевролитов.
Керн отобран из одной скважины. ФЕС по керну не определялись и приняты по ГИС Коэффициент вытеснения принят по аналогии с Сузунским и Тагульским месторождениями и равен 0,494 д.ед.
Залежь пласта НХ-I нефтяных, пластовая, оводовая, литологически экранированная` В восточной части залежи, в районе скважины СВн-2‚ залежь ограничена зоной глинизации, шириной около 5 км, Размеры залежи 34х15 км, высота 115 м. Пласт представлен прослоями песчаников и алевролитов.
Запежь пластов НХ-III-IV нефтетоконденсвтная, пластовал, сводовая. Размеры залежи 31х14 км, высота нофтенасыщенной части залежи -- 44 м, газонасыщенной -- 50 м‹ Литологический состав пород-коллекторов представлен песчаниками и алевролитами,
По пластам нижнехетского уровня керн отобран из 10 скважин. Изучено 275 образцов на пористость, 217 _ на проницаемость и 103 7 на остаточную водонасышенность (6 скважин). Коэффициент вытеснения нефти водой определен по 55 образцам и равен 0,436 д.ед‚ (по НХ-I) и 0,518 д.ед. (по НХ-III-IV), нефти газом -- по 18 образццм и равен 0,483 дед. при смешивающимся вытеснении 0,67-0‚84 дед.
Физика-химическая характеристика пластовых флюидов изучена по данным 52 поверхностных и 44 глубинных проб нефти при однократном разгазировании, Нефти пластов малосернистые, парафинистые, малосмолистые.
2.1 Горизонтальные скважины и их применение
Горизонтальные скважины имеют длительную историю применения во многих нефтегазодобывающих провинциях мира и России. В России с 1947 (65-летний период) было пробурено около 3000 горизонтальных скважин. Текущий темп бурения составляет приблизительно 300 скважин в год.
В первое время сообщалось о впечатляющем увеличении добычи, в 10-20 раз по сравнению с добычей из вертикальных скважин. О меньших коэффициентах увеличения сообщается в последнее время из Татарстана, в 1,3-1,6 раз в пластах, сложенных известняком и в 1,5-3,5 раз в пластах, сложенных песчаником, но в одном случае в Западной Сибири сообщается о коэффициенте увеличения добычи в 10+ раз. На месторождениях тяжелой нефти дебит увеличивается в 5-10 раз. Успешно испытано бурение на депрессии с использованием смеси нефти-азота в качестве бурового раствора. Добыча из горизонтальных скважин, пробуренных на таком растворе на репрессии, увеличивается в 4 раза.
Рисунок 3: Карта Российской Федерации с обозначением некоторых центров нефтяной промышленности
Первые горизонтальные скважины (ГС) появились в России в 1947 г. Их пробурили на Ишимбайском месторождении в Башкирии (столица Уфа, см. карту на Рис. 3) под руководством А.М.Григоряна и В.А.Брагина. Позже разветвленно-горизонтальные скважины (РГС) бурили в Башкирии в 1952-53 гг. на Карташевском нефтяном месторождении НГДУ «Ишимбайнефть». Скважины 65/45 и 66/45 имели соответственно 8 и 10 дополнительных ответвлений, пробуренных до глубины около 600м с максимальным горизонтальным смещением 224м (Библ. 1 и 2 и Рис. 3 и 4). Технология бурения горизонтальных и многоствольных скважин была внедрена в Закарпатье (нынешняя Украина) и Краснодарском крае; объектами бурения были песчано-глинистые последовательности; мощность залежей превышала 40м на глубинах менее 2000м. Большая часть скважин была пробурена на истощенных месторождениях со средними дебитами по нефти меньше 10 т/сут. Полученные дебиты более чем в 20 раз превышали дебиты соседних вертикальных скважин. Лучшие результаты были достигнуты в «Бориславнефти» (Закарпатье, Украина), где 4 горизонтально-разветвленные буровые скважины удвоили дебит по нефти, и в «Черноморнефти» (Южно-Кайрская площадь), на месторождении высоковязкой нефти, где 3 горизонтально-разветвленные скважины дали до 300 т/сут., в то время как из 11 вертикальных скважин получили около 110 т/сут [7].
Рисунок 5: Вертикальный разрез первой в мире разветвленно-горизонтальной скважины, месторождение ООО «Ишимбайнефть», Башкортостан
Рисунок 4: Вид сверху первой в мире разветвленно-горизонтальной скважины, месторождение ООО «Ишимбайнефть», Башкортостан
Другой пример применения ГС в этот период - использование горизонтальных скважин в системе шахтных стволов на Ярегском месторождении вязкой нефти недалеко от г.Ухта, Республика Коми. Добыча началась из вертикальных скважин, затем из наклонных скважин, и с 1971 г. начали закачку пара в горизонтальные нагнетательные скважины, в то время как нефть добывают из шахтного ствола (Рис. 5). [8]
Рисунок 6: Подземные работы на Ярегском месторождении, Республика Коми, Россия
В 1964 г. Борисов и соавторы представили следующую корреляцию для коэффициента продуктивности горизонтальной скважины в изотропном коллекторе. [9]
В течение двадцати лет эта корреляция наиболее обычно использовалась в России. В дальнейшем корреляция была дополнена Джоши (Joshi), где он включил влияние анизотропии в 1988 г.[10], и Ренару и Дюпуи (Renard and Dupuy) в 1990 г. [11]
Технология, использовавшаяся в вышеупомянутых случаях, не давала возможности ориентировать бурение скважины, что приводило к недостаточной точности в достижении объекта бурения. Скважины были обсажены перфорированными хвостовиками. «Грознефтегеофизика» разработала инклинометры, которые могли измерять отклонения буровой скважины в диапазоне 30o - 105o и были испытаны в скважинах до 160м длиной при толщине пласта менее 2м. Григорян, Лепешинский и Михайлов разработали каротажные приборы, устанавливаемые в составе компоновки низа бурильной колонны (КНБК), что позволило измерять ориентацию ствола скважины и пластовые параметры. Опыт в использовании данной технологии позволил увеличить дебиты горизонтальных скважин в 2-20 раз по сравнению с соседними вертикальными скважинами. В 1950-1970 гг. в СССР было пробурено около 80 горизонтальных и многозабойных скважин.
Вслед за этими начальными достижениями, в 1972-1976 гг. 7 ГС были пробурены на турнейские отложения на месторождениях Сиреневское и Тавельское в Татарстане (столица г.Казань), [12, 13]. В течение 1978-1980 гг. были пробурены 3 скважины со схождением забоев (использование системы «Паук») и одной ГС [14]. Применение местной технологии в бурении в береговом секторе месторождения Одопту на острове Сахалин в 1971-73гг., позволило пробурить несколько ГС, включая скважину с рекордным горизонтальным смещением 2345м; ее измеренная конечная глубина равна 3406м.
В конце 1970-ых гг. интерес к горизонтальным скважинам, стимулируемый ценой на нефть $35/баррель, принял международный характер, и крупнейшие сервисные компании начали предоставлять системы бурения, возможность проведения каротажа и инклинометрии. В то же самое время возможность моделировать и прогнозировать поведение ГС улучшилась [15]. В 1987 г. в СССР добыча снижалась, и правительство страны приняло решение начать систематическую программ «Горизонт», чтобы внедрить горизонтальные скважины в разработку месторождений газа и нефти. Первая ГС в Западной Сибири, пробуренная на Салымском месторождении в 1986г., имела длину ствола 376м [16]. Опорную скважину пробурили на Самотлорском месторождении примерно в то же время. Разработка месторождения с использованием горизонтальных скважин становилась успешной, и к 1990 г. была одобрена Центральной комиссией по разработке (ЦКР) для применения в Башкирии, Удмуртии, Татарстане, Тюменской области и Якутии.
Согласно протоколам совещания по разработке с помощью технологии горизонтального бурения, к началу 1990-ых гг. было пробурено 126 горизонтальных скважин, но из них только третья часть была в удовлетворительном состоянии.
Табл. 2 Рост количества горизонтальных скважин в России
Опыт по бурению и эксплуатации ГС показывает, что для достижения высокой эффективности ГС (увеличения дебита в 2-10 раз по сравнению с сопоставимыми вертикальными скважинами), требуется не только учитывать особые геологические и эксплуатационные характеристики пласта, но также и применять эффективные методы бурения и вскрытия пласта. Проблему достижения и увеличения продуктивности ГС можно решить с использованием недавно разработанных технологий, например, бурения на депрессии, бурения с большим отходом от вертикали и применения методов гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах. Планы разработки месторождения при представлении в ЦКР РФ теперь должны включать вариант с применением бурения ГС.
Горизонтальные скважины, безусловно, могут рассматриваться как один из инструментов увеличения охвата пласта воздействием, поскольку имеют значительную протяженность стволов в продуктивном пласте и обеспечивают значительно более существенный контакт с пластом, чем вертикальные скважины. За счет использования горизонтальных скважин, в значительной мере, может быть увеличен коэффициент охвата пласта в залежах с газовыми шапками и подошвенной водой, а также в карбонатных пластах с системой естественных трещин. В залежах с обширными газонефтяными и водонефтяными зонами эффект от применения горизонтальных скважин определяется не только «геометрическим фактором» (охватом горизонтального ствола значительных площадей залежи), но и еще возможностью существенно уменьшить проявление водяных и газовых конусов за счет снижения депрессии на пласт. Тем самым, наряду с улучшением текущих показателей добычи (уменьшение обводненности скважин и газовых факторов), повышается выработка запасов нефти пласта, особенно в его приконтактных зонах. Повышение охвата пласта за счет использования горизонтальных скважин в карбонатных трещиноватых коллекторах достигается за счет обеспечения большего контакта основных фильтрационных каналов пласта - трещин со стенками скважин. При рациональных технологических режимах эксплуатации скважин это позволяет вовлечь в дренирование больший объем пласта. И наконец, за счет горизонтальных скважин возможно вовлечение в разработку низкопродуктивных зон пластов, которые оказываются по экономическим причинам не привлекательными для эксплуатации вертикальными скважинами.
Количество ежегодно вводимых в эксплуатацию в России горизонтальных скважин неуклонно растет (Рис.6) и в 2007 году оно достигло значений около 400 ед. Годовая добыча по введенным в 2007 г. горизонтальным скважинам составила больше 4 млн.т нефти. Горизонтальные скважины используются на различных по своим характеристикам месторождений и для решения разнообразных задач, в том числе и для указанных выше проблем повышения охвата пласта воздействием. Применяются как одиночные горизонтальные скважины на участках, разбуренных вертикальными и наклонно-направленными скважинами, так и системы горизонтальных скважин.
Рисунок 7. Ввод горизонтальных скважин по годам
Результаты бурения горизонтальных скважин наглядно демонстрируют возможности увеличения охвата пласта за счет их применения. Кроме того, довольно эффективно используются боковые стволы с горизонтальным окончанием. В тоже время, горизонтальные скважины не могут рассматриваться как «панацея» для всех без исключения случаев и месторождений. Имеются также отдельные примеры невысокой эффективности горизонтальных скважин вследствие различных причин: не учет геологического строения пласта и его неоднородности, значительной интерференции скважин c дренированием удельных объемов соседних скважин и т.д. Поэтому, возможность применения горизонтальных скважин в каждом конкретном случае должна обосновываться технико-экономическими расчетами показателей разработки месторождения или отдельных его залежей и блоков.
Цель исследования - достижения максимальных технико-экономических показателей разработки месторождения с помощью эксплуатации горизонтальных скважин и оптимизации длины их ствола. В работе рассмотрена методика расчета коэффициента продуктивности ГС, учитывающая потери давления по стволу скважины.
В работе рассмотрены результаты бурения горизонтальных скважин и проведение ПГИ исследований Ванкорского месторождения, которые наглядно демонстрируют возможности увеличения охвата пласта за счет применения ГС. Несмотря на увеличение охвата пласта, горизонтальные скважины не могут рассматриваться как «панацея» для всех без исключения случаев и месторождений. Результаты ПГИ исследований демонстрируют невысокую эффективность работы всего горизонтального участка скважины, ввиду притока в пятке ствола и не рабочей зоне в носке. Поэтому, возможность применения горизонтальных скважин в каждом конкретном случае должна обосновываться технико-экономическими расчетами показателей разработки месторождения или отдельных его залежей и блоков.
4. Оценка и обоснование длины горизонтальной части ствола скважины
4.1 Прибор для оценки сложного многофазного потока в горизонтальных скважинах
Рисунок 8. Проекция ствола скважины
Прибор FloScan Imager (FSI) создан для оценки сложного многофазного потока в горизонтальных скважинах и скважинах с углом отклонения от вертикали >30 градусов. Он состоит из двух выдвижных лап с датчиками, расположенными в вертикальной плоскости сечения ствола скважины. На одной лапе располагаются 5 механических расходомеров, которые измеряют профиль скорости течения флюида, а на другой - две группы из 6 электрических и 6 оптических датчиков, определяющих фазовое содержание воды и газа в скважинном потоке. Небольшая длина прибора позволяет проводить исследования даже в скважинах, имеющих высокую степень искривления ствола. В рабочем состоянии прибор децентрирован и расположен на нижней стенке скважины, а его лапы находятся в плоскости, перпендикулярной плоскости горизонта.
Методика обнаружения наличия воды в скважинном флюиде, применяемая в приборе FSI, основана на замерах электрического сопротивления, выполняемых шестью миниатюрными датчиками. При попадании газа или нефти в поток воды или капель воды в поток УВ каждый датчик генерирует сигнал, подобный двоичному. Пороговые значения устанавливаются таким образом, чтобы можно было дифференцировать воду от УВ фазы (Rсигнала > Rпорогового значения > Rводы). Поэтому замеренные максимальное и минимальное значения сигнала сопротивления позволяют прибору различать присутствующие в потоке УВ (нефть или газ) и водную фазу. В отличие от воды, нефть и газ не проводят электрический ток. По этому принципу процентное содержание воды в скважинном потоке определяется каждым датчиком, как отношение суммарного времени сигнала "от воды" к общему времени проведения измерения T:
Главное преимущество данной методики состоит в том, что она позволяет получать процентное содержание воды в скважинном потоке независимо от свойств флюида, а также без необходимости калибровки датчиков прибора, что выгодно отличает его от традиционных приборов, требующих точной калибровки в воде и нефти непосредственно перед началом каждой работы. Более того, замеры количества пузырьков в потоке, то есть числа непроводящих событий, зарегистрированных в течение всего периода измерения, можно использовать для точной локализации интервала поступления флюида в скважину, что традиционными приборами до сих пор сделать не удавалось в виду их недостаточной точности.
Построенный таким образом профиль замеров процентного содержания воды в области вертикального сечения ствола скважины дает точную картину режима потока в скважине. Однако, поскольку низкочастотные датчики сопротивления могут отличить только воду от УВ, то для регистрации газа прибор снабжен также оптическими анализаторами.
Обнаружение газа в потоке прибором FloScan Imager проводится с помощью шести оптических датчиков, регистрирующих показатель преломления света в разных типах флюида. Обычно показатель преломления для газа близок к 1, для воды - 1.35, для нефти - около 1.5. Поскольку показатели преломления для воды и нефти близки, оптические датчики используются для выделения газовой фазы в общем потоке жидкости. Точно также, как в электрических датчиках, показания оптических датчиков для газа и жидкости сильно отличаются между собой. Точно также устанавливаются пороговые значения для определения присутствия газа в потоке жидкости (сигнал > пороговое значение > газ). Расчет процентного содержания газа в потоке ведется следующим образом:
где tгаза и tжидк. - значения общего времени пребывания датчика в среде газа и жидкости, соответственно. Из показаний прибора можно получить также счет пузырьков газа, который можно использовать для локализации интервала входа (первого вступления) газа в скважину. Также как в случае с электрическими датчиками, преимущество использования оптических датчиков состоит в том, что они не требуют точной калибровки для работы в жидкости или газе, поскольку при замерах генерируют квази-двоичный сигнал.
Более того, полевые испытания показали, что замеры оптическими датчиками позволяют при благоприятных условиях дифференцировать нефть и воду.
Скорость потока жидкости вдоль профиля скважины определяется с помощью пяти механических минирасходомеров, расположенных вдоль лапы прибора по направлению вертикального диаметра ствола скважины. Такое расположение позволяет легко регистрировать даже резкое изменение профиля скоростей потока, что раньше было невозможно при использовании приборов с центрированной в скважине точкой записи.
В процессе полевых испытаний данная компоновка из пяти минирасходомеров, применяемых в приборе FSI показала высокую эффективность и возможность регистрировать поток жидкости в скважине, текущий в обратном направлении (эффект рециркуляции). Помимо этого, для определения точного положения прибора в разрезе скважины дополнительно выполняются измерения диаметра колонны и относительного азимута. При необходимости, лапы прибора могут открываться и закрываться гидравлическим приводом, одновременно выполняя стационарные измерения для более точной регистрации границы раздела фазовых составляющих потока в скважине.
4.2 Оценка интенсивности притока в горизонтальную скважину
Для целей проектирования разработки месторождений в качестве основного инструмента принятия решений используется гидродинамическое моделирование. Необходимо учитывать, что при определении оптимальной длины горизонтальной скважины при многовариантных расчетах на ГДМ интенсивность притока по стволу скважины (рисунок 9) зависит от фильтрационных свойств перфорированных ячеек. В случае однородного пласта (равной проницаемости) интенсивность притока будет одинаковой во всех ячейках в момент запуска скважины. А в случае неоднородного пласта (реальные условия) интенсивность притока неодинакова во всех ячейках в момент запуска (рисунок 10 и рисунок 11) и остановки скважины (рис. 12).
Рисунок 9. Проекция ствола скважины
Рисунок 10. Замер в работающей скважине при Рбуф=46 атм
Рисунок 11. Замер в работающей скважине при Рбуф=54 атм
Рисунок 12. Замер в остановленной скважине.
По результатам проведенного анализа ПГИ и обзора литературы отмечено, что приток флюида по горизонтальному стволу работающих скважин зависит от удаления интервала притока от точки входа ГС. Для изучения этого вопроса проанализированы результаты ПГИ скважин Х1 и Х2 участка опытно-промышленных работ, пробуренных на пласты А месторождения Х и результаты исследований скважин Y1 и Y2 соседнего разрабатываемого месторождения (рисунок 8).
На рисунке приведен удельный дебит жидкости вдоль ствола скважины отнесенный к проницаемости пересчитанный из интервальных притоков, замеренных при ПГИ в сопоставлении с проницаемостью. Значения проницаемости по скважинам Х2, Y1, Y2 получены из гидродинамической модели, по скважине Х1 проницаемость пересчитана из значений пористости, рассчитанной по плотностному каротажу.
Имеющиеся результаты замеров забойного давления по стволу скважины во время проведения ПГИ представлены на рисунках ниже. Хотелось бы заметить, что данн
Обоснование длины горизонтальной части ствола скважин Ванкорского нефтегазового месторождения ЗАО "Ванкорнефть" дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Курсовая работа: Прибыль и рентабельность
Роняет Лес Багряный Свой Убор Сочинение
Забвению Не Подлежит Сочинение О Войне
Курсовая Работа На Тему Расчет Экономического Эффекта От Проведения Солянокислотной Обработки
Сочинение: Обличение пошлости и мещанства в рассказах А. П. Чехова.
Реферат Виртуальные Машины
Реферат На Тему Создание Регулярной Полиции
Культура Разговорной Речи Реферат
Курсовая Работа На Тему Психологическая Сущность Игры Дошкольника
Контрольная работа: Основні задачі аудиту
Хрущевская Оттепель В Культуре Эссе
Адамдардың Табиғи Апаттардың Алдын Алуы Эссе Ағылшынша
Культурное Наследие Эссе
Сочинение Миниатюра С Использованием Бсп
Контрольная Работа По Информационной Дисциплине
Жуков Сочинение По Истории Егэ
Реферат: Понятие преступления в Уголовном праве
Реферат: The Increase In Juvenile Violence As An
Сочинение На Тему Я Люблю Свою Маму
Реферат: Коллоидные системы в организме и их функции. Скачать бесплатно и без регистрации
Первинний облік праці та порядок нарахування оплати праці по галузях виробництва на підприємстві, за час відпусток, допомога з тимчасової непрацездатності - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Инженерная геодезия - Геология, гидрология и геодезия курс лекций
Бухгалтерская отчетность предприятия ООО "Лузалес" - Бухгалтерский учет и аудит контрольная работа