WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 | 2 || 4 |

Рисунок 6 Время восстановления давления для различных значений коэффициента пъезопроводности

Для определённого радиуса загрязнения, варьирующегося в пределах от 1,3 см до 1,8 м, необходимое время исследований находится в диапазоне от нескольких часов до нескольких суток в зависимости от пъезопроводности. Для оптимизации промысловых работ, исследования: метод ИК должны проводиться – на 3-х режима по 2-4 часа (и более), с последующей остановкой скважины для регистрации КВД на такой же промежуток времени (изохронный метод). После последнего цикла отработки на режиме, рекомендуется регистрировать КВД порядка 12 часов (и более) с целью уверенного зондирования удалённой зоны пласта.

Таким образом, использование данной технологии позволяет оперативно получать достоверную информацию о состоянии призабойной и удалённой зоны скважины.

Изложенные алгоритмы обработки и интерпретации результатов термогидродинамических исследований позволяют с большой степенью точности определять следующие параметры: работающие интервалы (эффективную толщину пластов), добычные возможности скважины (коэффициент продуктивности), фильтрационные параметры пласта (проницаемость, гидропроводность, скин-фактор). Сравнительный анализ полученных параметров характеризующих состояние призабойной зоны скважины до и после проведения воздействий, позволяет адресно оценивать эффективность того или иного мероприятия.

В четвертом разделе представлены результаты промысловых термогидродинамических исследований скважин проведённых до и после таких видов воздействий на ПЗС как: соляно-кислотная и глино-кислотная обработки (СКО, ГКО), электрогидровоздействия (ЭГВ), гидравлического разрыва пласта (ГРП) в вертикальной и горизонтальной скважине.

Термогидродинамические исследования скважины № 127 Русскинского месторождения проводились с целью определения фильтрационных, и продуктивных параметров до и после проведения соляно-кислотной обработки (СКО). Объект исследования: пласт ЮС1; глубина кровли пласта Ю1 по вертикали – 2732,3 м; общая нефтенасыщенная перфорированная толщина – 18 м; интервалы перфорации по стволу – 2733-2740, 2746-2753, 2757-2761 м. Конструкция хвостовика (глубина по стволу): 1-й прибор – 2772 м; 2-й прибор – 2752 м; 3-й прибор – 2741 м; 4-й прибор – 2730 м; пакер – 2666 м.

Исследования проведены с использованием ЭМПИ и хвостовика с «гирляндой» автономных приборов АМТ-08. Скважина отработана на трех режимах по три часа при устьевых давлениях нагнетания 80, 100 и 120 атм. После первого и второго режима работы скважина остановлена на три часа. После третьего режима – на 12 часов для записи кривой восстановления давления (КВД). При отработке скважины на режимах контроль притока осуществлялся по изменению объема жидкости в мернике агрегата ЦА-320.

На рисунке 7, 8 представлен замер забойного давления по всем 4-м приборам до и после проведения СКО. Пластовое давление, принято по конечному участку КВД 4-го прибора, и равно 229,7 атм (до проведения СКО), 229,4 атм ( после проведения СКО).

Рисунок 7 Изменение давления в скважине № 127 Русскинского месторождения до проведения СКО

Рисунок 8 Изменение давления в скважине № 127 Русскинского месторождения после проведения СКО

По результатам замера температуры до проведения СКО (рис. 9) выявлены работающие интервалы перфорации. Изменение температуры по первому и второму приборам имеет единый характер. Так как первый прибор расположен ниже интервалов перфорации, то притока там нет. Следовательно, в интервале установки второго прибора приток также отсутствует. Нижний интервал перфорации не работает. По данным термометрии после проведения СКО (рис. 10) все перфорированные интервалы интерпретированы как работающие.

Рисунок 9 Изменение температуры в скважине № 127 Русскинского месторождения до проведения СКО

Рисунок 10 Изменение температуры в скважине № 127 Русскинского месторождения после проведения СКО

На основании полученных результатов термогидродинамических исследований (табл. 1) выявлено, что: фактически работающая мощность пласта увеличилась на 4 м, за счет включения в работу интервала 2757-2761 м. Коэффициент продуктивности увеличился в три раза (на 355 %) с 0,950 до 3,377 м3/(сут*атм) (рис. 11). Работающие интервалы: 2733-2740 м, 2746-2753 м, 2757-2761 м. Эффективность от проведения данного вида ОПЗ (СКО) присутствует и основана на увеличении проницаемости призабойной зоны за счет вступления кислоты в реакцию с материалом породы. Зависит от свойств кислотного состава, технологической схемы процесса, свойств коллектора и параметров обработки.

Таблица 1 - Результаты обработки ТГДИС скважины № 127 Русскинского месторождения до и после проведения СКО

№ этапа

Депрессия, атм

Дебит, м3/сут

Работаю-щая толщина пласта, м

Проницае-мость удалённой зоны пласта, мД

Скин-фактор

К пр, м3/сут*атм

1 (до СКО)

30,3

28,8

14

22,87

6,686

0,950

2

(после СКО)

15,7

52,8

18

24,16

-0,616

3,377

Рисунок 11 - Индикаторные диаграммы до и после проведения СКО на скважине № 127 Русскинского месторождения

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

  1. На основании проведённого анализа существующие методов оценки эффективности воздействий установлено, что рассмотренные методы частично решают имеющуюся на сегодня проблему, однако являются неоптимальными как с точки зрения набора оцениваемых параметров, так и с точки зрения ограничений в применении.
  2. Установлено что гидродинамические и геофизические методы, применяемые, по отдельности также не решают задачу достоверности оценки эффективности воздействий. Одним из главных факторов, влияющих на достоверность гидродинамических исследований скважин, является определение работающих интервалов пласта, что требует совмещения традиционных гидродинамических исследований скважин с термометрией и разработки соответствующей технологии направленной на решение данной задачи.
  3. Разработана и апробирована многодатчиковая технология термогидродинамических исследований вертикальных и горизонтальных скважин на основе размещения нескольких комплексных приборов (произвольное количество) по всему изучаемому интервалу ствола скважины и одновременной регистрации температуры и давления, характеризующих процессы неизотермической фильтрации пластового флюида к стволу скважины.

4. Разработана технология исследования многоствольных скважин, основанная на использовании одновременных замеров давления и температуры в нескольких фиксированных точках пилотного ствола скважины.

5. Обоснованы комплекс и длительность проведения исследовательских работ.

  1. Определены характерные диагностические признаки (гидродинамические и термодинамические) позволяющие оценивать эффективность проводимого воздействия.

7. Разработана методика обработки и интерпретации результатов термогидродинамических исследований скважин, которая позволяет:

– определять фильтрационные и продуктивные параметры исследуемого интервала (или интервалов) пласта до и после проведения воздействия;

– определять работающие интервалы пласта.

8. Доказано что сравнительный анализ (до и после проведения воздействия на призабойную зону скважины) фильтрационных и продуктивных параметров пласта, работающих интервалов, полученных по результатам термогидродинамических исследований, позволяет выявить механизм эффективности воздействия.

9. Проведённые на скважинах промысловые исследования до и после различных видов ОПЗ показали перспективность разработанной методики оценки эффективности воздействий.

10. При проведении исследований 20 скважин в год экономический эффект от внедрения методики термогидродинамических исследований по оценки эффективности воздействий составляет более 6 млн. руб.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

  1. Клюкин С.С. Достоинства применения струйных насосов при освоении скважин после бурения и капитального ремонта / Клюкин С.С. // Проблемы развития нефтяной промышленности Западной Сибири: Сб. докл. отрасл. науч.-практ. конф. – Тюмень: ОАО «Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности (ОАО «СибНИИНП»), 2004. - С. 117-123.
  2. Федоров В.Н. Гидродинамические исследования скважин на стадии освоения / В.Н. Фёдоров, С.С. Клюкин, В.М. Мешков // Освоение и добыча трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей: Сб. докл. 4 междунар. конф. – Краснодар: ОАО НК «Роснефть-Термнефть», ОАО «РосНИПИтемнефть», 2004. - С. 418-426.
  3. Федоров В.Н. Оценка эффективности ГТМ на основе ГДИС / В.Н. Фёдоров, С.С. Клюкин, В.М. Мешков, И.А. Шешуков // IV научно-практическая конференция молодых учёных и специалистов нефтяной и геолого-разведочной отрасли Ханты-Мансийского автономного округа: Сб. тезисов докладов. – Когалым: ООО «КогалымНИПИнефть» 2003. - С. 121-123.
  4. Федоров В.Н. Оценка эффективности ГТМ на основе гидродинамических исследований / В.Н. Фёдоров, С.С. Клюкин, В.М. Мешков // Нефть и газ Западной Сибири: Материалы международной научно – технической конференции, посвящённой 40-летию Тюменского государственного нефтегазового университета (Индустриального института). – Тюмень: ТюмГНГУ, 2003. - С. 110.
  5. Клюкин С.С. Оценка эффективности геолого-технических мероприятий термогидродинамическими методами / С.С. Клюкин, В.М. Мешков, В.А. Лушпеев, М.Н. Фараносов // Перспективы нефтегазоносности Западно-Сибирской нефтегазовой провинции: Материалы науч.-практ. конф., посвященной 60-летию образования Тюменской области. – Тюмень: ФГУП «Западно-Сибирский научно-исследовательский институт геологии и геофизики», 2004. - С. 340-344.
  6. Федоров В.Н. Преимущества применения струйных насосов при гидродинамических исследованиях скважин на стадии их освоения / В.Н. Федоров, С.С. Клюкин // Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Сургутского региона: Сб. тр. СургуНИПИнефть. – М.: Нефтяное хозяйство, 2004. - Вып. 5.- С. 154-161.
  7. Федоров В.Н. Использование глубинных пробоотборников различных конструкций на месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз" / В.Н. Федоров, М.Г Нестеренко, С.С. Клюкин // Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Сургутского региона: Сб. тр. СургуНИПИнефть. – М.: Нефтяное хозяйство, 2004. - Вып. 5.- С. 201-208.
  8. Пат. 41081 РФ, Е 21 В 49/00. Устройство для исследования горизонтальных скважин / В.Н. Федоров, И.А. Кострюков, В.М. Мешков, М.Г. Нестеренко, С.С. Клюкин (Россия). № 2004106457; Заявлено 05.03.2004; Опубл. 10.10.2004, Бюл. №28.
  9. Мешков В.М. Оценка эффективности геолого-технических мероприятий термогидродинамическими методами / В.М. Мешков, С.С. Клюкин, В.А. Лушпеев // Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Сургутского региона: Сб. тр. СургуНИПИнефть. – М.: Нефтяное хозяйство, 2005. - Вып. 6.- С. 149-157.
  10. Пат. 45776 РФ, Е 21 В 47/06. Устройство для исследования многоствольных скважин / В.Н. Федоров, М.Г. Нестеренко, В.М. Мешков, С.С. Клюкин, В.А. Лушпеев (Россия). № 2005100638; Заявлено 11.01.2005; Опубл. 27.05.2005, Бюл. №15.
  11. Нестеренко М.Г. Достоинства и недостатки современных пробоотборников / М.Г. Нестеренко, В.Н. Федоров, С.С. Клюкин // Инновации и эффективность производства: Материалы региональной научно-технической конференции, посвященной 50-летию Тюменского государственного нефтегазового университета. – Тюмень, 2006. - С. 36-38.
  12. Федоров В.Н. Термогидродинамические исследования горизонтальных и многозабойных скважин / В.Н. Федоров, В.А. Лушпеев, С.С. Клюкин // Инновации и эффективность производства: Материалы региональной научно-технической конференции, посвященной 50-летию Тюменского государственного нефтегазового университета. – Тюмень, 2006. - С. 39-40.
  13. Клюкин С.С. Мониторинг состояния призабойной зоны пласта посредством термогидродинамических исследований / С.С. Клюкин, В.Н. Федоров, М.Г. Нестеренко // Нефтяное хозяйство. - 2006. - №4. - С. 59-61.
  14. Фараносов М.Н. Гидропрослушивание Талаканского месторождения / М.Н. Фараносов, А.П. Новиков, С.С. Клюкин // VI конференция молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участками недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа: Сб. материалов. – Ханты-Мансийск, 2006. - С. 147-148.
  15. Пат. 2290507 РФ, Е 21 В 47/10. Способ определения фильтрационных параметров сложнопостроенных коллекторов и многопластовых объектов / В.Н. Федоров, В.М. Мешков, С.С. Клюкин, В.А. Лушпеев (Россия). - № 2005100437/03; Заявлено 11.01.2005; Опубл. 27.12.2006, Бюл. №36.
  16. Федоров В.Н. Термогидродинамические исследования - как метод мониторинга состояния пластово-фильтрационной системы при разработке месторождения / В.Н. Федоров, С.С. Клюкин // Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири: Материалы международной академической конференции. – Тюмень, ФГУП "ЗапСибНИИГГ", 2007. - С. 235-238.
  17. Клюкин С.С. Оценка состояния призабойной зоны пласта в процессе эксплуатации скважины / С.С. Клюкин, К.В.
    Pages:     | 1 | 2 || 4 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»