Разделы презентаций
- Разное
- Английский язык
- Астрономия
- Алгебра
- Биология
- География
- Геометрия
- Детские презентации
- Информатика
- История
- Литература
- Математика
- Медицина
- Менеджмент
- Музыка
- МХК
- Немецкий язык
- ОБЖ
- Обществознание
- Окружающий мир
- Педагогика
- Русский язык
- Технология
- Физика
- Философия
- Химия
- Шаблоны, картинки для презентаций
- Экология
- Экономика
- Юриспруденция
Развитие методов и технологий промыслово-геофизического мониторинга разработки нефти
Содержание
- 1. Развитие методов и технологий промыслово-геофизического мониторинга разработки нефти
- 2. Слайд 2
- 3. 3.1. Оценка текущей и остаточной нефтенасыщенности в
- 4. RST WFL и каротаж в эксплуатационных скважинахУглеродно-кислородный (C/O) каротаж (RST)в бурящихся и эксплуатационных скважинахt, ms
- 5. Пример углеродно-кислородного (C/O) каротажа.Устройство зонда RSTПАРПАРВОДАГЛИНАПЕСЧАНИКСВЯЗАН.ВОДАНЕФТЬ
- 6. пласт AС4-5пласт AС6Оценка текущего насыщения в неперфорированной скважинеРезультаты оценки текущей насыщенности пластов по методам углеродно-кислородного каротажа
- 7. Комплексирование методов оценки насыщения и «приток-состава» для выявления причин обводненияподтягивание воды
- 8. 3.2 Оценка насыщенности по у.э.с. (ЭК) в
- 9. НЧ-токи сI=0.5-6.0 АИзмеряемыеdelU=5-500нВЗамеры в точкеRиссл.=2-10 мr = 1-100 ОмDприб. > 3”
- 10. Принцип работы устройства «CHFR» (Schlumberger)
- 11. RST CHFRВлияние низкойглубинности укомлекса RST
- 12. ДИНАМИКА ИЗМЕНЕНИЯ НАСЫЩЕННОСТИ БЛИЖНЕЙ ЗОНЫпо комплексам: CHFR
- 13. Слайд 13
- 14. Кривые: красная – ГК (глинистые перемычки), черная
- 15. ОЦЕНКА НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ ПО МЕТОДУ ВАК. СРАВНЕНИЕ С ДР.МЕТОДАМИНеперф.интер.1. ЭКОС (CHFR), 2. ВАК,3. С/ОПерф.интер.1. ВАК
- 16. 3.3 Исследования состава-притока в эксплуатационных скважинах
- 17. КОПЛЕКСНЫЙ ПРИБОР «ПРОМЫСЛОВОГО КАРОТАЖА» (PLT) (ДЛЯ ОЦЕНКИ «СОСТАВА-ПРИТОКА») на примере ФИРМЫ «ШЛЮМБЕРЖЕ»Складная вертушка,профилемер,датчики составаГрадиент-манометрПроточныйвертушечныйрасходомерFCITМетодысоставаДатчикдавленияОбщиймодульМодуль РК(C/O)МодульОценкицементажаПрофилемер
- 18. Стандартная компоновка комплексного прибора промыслового каротажа PLT
- 19. Датчики электропроводимости (токовые резистивиметры «FCIT», Schlumberger )
- 20. Зонд «FloView»
- 21. Оптические анализаторы газосодержания («GHOST», Schlumberger )
- 22. Прямые измерения при проведении каротажа «продуктивности»Расход = скорость × фазосодержание × площадьFloViewGHOSTгазопроявлен.нефтепроявлРасход
- 23. ВЛИЯНИЕ НА ПОКАЗАНИЯ ДАТЧИКОВСТРУКТУРЫ ПОТОКАРежимы потока нефти и воды в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах
- 24. Определение профиля трехфазного потока с помощью GHOSTНекоторое
- 25. Определение нефтепроявлений с помощью комплексного прибора промыслового
- 26. Рециркуляция воды вносит путаницу в стандартную интерпретацию
- 27. Оценка величины давления разгазированияПри подсчете пузырьков с
- 28. 3.4. Новые методы оценки технического состояния скважин
- 29. Пример «Скважинного ВИДИО» (контроль тех.состояния внутренней поверхности ствола и перфорационных отверстий
- 30. МНОГОРЫЧАЖНЫЕ ПРОФИЛЕМЕРЫMIT(Multifinger Image Tool)
- 31. Магнитно-импульсная дефектоскопияSPE 162054 “Memory magnetic imaging defectoscopy”
- 32. Двух барьерная модель исследования
- 33. Дрифт анализДанные прибораTRENDУвелич.металлаПотеря металлаУвелич.металла
- 34. Два барьера – панель коррозииКоррозия в колонне Муфты колонныМуфты НКТПродув.муфтаКоррозия в колонне
- 35. Пример: Наличие перфорацииХорошая перф.Плохая перф.Муфты колонныМуфты колонны
- 36. Гамма-гамма дефектометрия-толщинометрия
- 37. Определение качества цементирования эксплуатационных колонн Оценка цементирования
- 38. Гамма-гамма цементометрия, применяемая для обсадных колонн разных
- 39. Гамма-гамма цементометрия
- 40. Интегральная акустическая цементометрия
- 41. Интегральная акустическая цементометрия Информативными характеристиками являются: амплитуды
- 42. Сканирующая акустическая цементометрия фазокорреляционные диаграммы (ФКД) –
- 43. Акустическое сканирование стенки скважины или обсадной колонныРастровое
- 44. Выделение интервала износа колонны в месте установки ЭЦН по данным акустического телевизора. САТ-1М
- 45. 3.5 Опробователи на кабеле (MDT, CHDT)
- 46. ГДИС при испытаниях пласта – КИИ (ИПК/ИПТ) (MDT - Modular Formation Dynamics Tester)
- 47. Слайд 47
- 48. и проницаемостей Kx-Kz
- 49. АПРОБАЦИЯновых технических средств ГДИС в открытом стволе
- 50. Методы сканирования ствола (FMI - Formation Micro Imager / FMS)
- 51. Слайд 51
- 52. Слайд 52
- 53. Слайд 53
- 54. Слайд 54
- 55. 3.6 Вызов притока при проведении исследований
- 56. Технология освоения скважин компрессированием «а» – начальное
- 57. Слайд 57
- 58. Технология освоения скважины свабированием «а» – сваб
- 59. Слайд 59
- 60. Проведение ГТМ-ГДИС с помощью струйных насосов
- 61. Примеры исследований со струйнымнасосом
- 62. Результаты исследований в скважине ЭЦН, оборудованной системой байпассирования«Y-tool»
- 63. 2750280028502900295030003050IIIIIII*III*II*123456789I1011B=575B=135B=3040 85 1.3
- 64. Вариант с дистанцион-ными модулями на якоряхВариант с
- 65. стр.ДИАГНОСТИКА ОБВОДНЕНИЯ12W[%]ВЛАГОМЕРДИАГНОСТИКА РАЗГАЗИРОВАНИЯРнас.ДИАГНОСТИКА ДИНАМИКИ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ и
- 66. Мониторинг совместной разработки Постановка задачиQΣ
- 67. Слайд 67
- 68. Индивидуальный непрерывный дистанционный контроль совместной работы пластов при ОРЗ
- 69. стр.Технологии дистанционного контроля забойных параметров в нагнетательных
- 70. Пример индивидуального непрерывного дистанционного контроля совместной работы
- 71. Пример использования в системе ОРЗ (в мандрелях) встроенных датчиков давления и перепадов давления (диф.манометров)
- 72. Слайд 72
- 73. Реализация акустического канала телеметрии для СИИСНасосная (ЭЦН) скважинаСиловой кабельГлубинный приборНасосРегистраторНКТИзлучательПласт
- 74. 3.7 Исследования в горизонтальных эксплуатационных скважинах с многофазной продукцией
- 75. Пример залежи с обширными ВНЗНеоднородность и сложная
- 76. Задачи решаемые геофизическими методами в действующих ГСВыделение
- 77. Сложности решения задач в ДГС обусловлены:Разнообразием способов
- 78. Особенности конструкции горизонтальных скважинЗаканчивание – щелевые фильтры,
- 79. Формы траекторий и особенности структуры многофазного потока
- 80. Схема горизонтального потока «газ-жидкость»
- 81. Теоретические кривые ПГИ в газожидкостном потоке в
- 82. Современные западные разработки:Фирма Schlumberger – аппаратный комплекс
- 83. Технологии доставки скважинной аппаратурыУсловия применения и ограниченияГНКТ - “Coiled Tubing”“Латераль”, “Жесткий кабель”“Забойный трактор”
- 84. Забойный трактор Well Tract - WT 218
- 85. Экономические показателиCтоимость ГНКТ – 2 - 5
- 86. Исследование модуля РГД в двухфазном потокеВертикальная и
- 87. Проблемы эксплуатационного каротажа при использовании хвостовиков с щелевидными отверстиямиФактический расход, измеренный отклонителем потокаКольцевой поток
- 88. Комбинированный прибор эксплуатационного каротажаПлотность R/AРасходомернепр.действияРег.сопротивленияЦентраторCATВерх прибораГКЛокатор муфтТелеметрияGHTРасходомер сбол.вертушкойЛинейный расходомерТермометрМанометрОтклон.расходомерШарн. соед.
- 89. Многодатчиковый измеритель состава (токовый резистивиметр)
- 90. Многодатчиковый измеритель скорости потока (механ.расходомер)
- 91. Комплексный прибор ‘Flagship’ для проведения каротажа в
- 92. Метод измерения потока воды на базе метода
- 93. Режимы состояния скважин при решении задач в
- 94. Исследования высокодебитных скважин. Оценка фазовых дебитов
- 95. Схема спуска прибора под УЭЦН в ГС
- 96. 12Q=100-500 м3/сут- ЭК- НКТ, внутренний диаметр 60
- 97. 3.8 Оптико-волоконные системы мониторинга работы скважин
- 98. Оптоволоконные технологии Время прохождения обратно
- 99. Нагнетательная скважина
- 100. Контроль ГРП
- 101. Оптоволоконные системы = Гибкость конфигурацииPTPTPTPTPTPTQPTTTTTTTTTT::TSSSSSPT +
- 102. Слайд 102
- 103. Применение в ГСтеплового поля
- 104. 2.9 Спектральная шумометрия
- 105. Слайд 105
- 106. Слайд 106
- 107. Слайд 107
- 108. Процедура исследованийЗапись на точкахСпуск в скважину
- 109. Физика спектральной шумометрии
- 110. WSAM 2013Case 2. Active perforation (Oil Producer) PerforationReservoir Flow SPINNERNo Correlation with SNL
- 111. WSAM 2013Correlation analysis. SNL LFP - Spinner Reservoir Flow Good Correlation !
- 112. HPT-SNLOpen holeEffective thickness from SNLWSAM 2013
- 113. Well WI1IARFhOH=9.1 mKOH = 20.4 mDhOH=1.7 mKOH = 17.6 mDCase 1WSAM 2013
- 114. Обычный анализПродвинутый анализПример 1. ВЫВОДЫ
- 115. Скачать презентанцию
3.1. Оценка текущей и остаточной нефтенасыщенности в обсаженных скважинах – комбинация методов РК: ИННК-ГИНР(неупругое рассеивание)-МНА(по кислороду) ---> «C/O-каротаж» (Reservoir Saturation Tool - RST)
Слайды и текст этой презентации
Слайд 13. Развитие методов и технологий
промыслово-геофизического
мониторинга разработки
месторождений нефти
Слайд 4RST WFL и каротаж
в эксплуатационных скважинах
Углеродно-кислородный (C/O) каротаж (RST)
в
бурящихся и эксплуатационных скважинах
t, ms
Слайд 5Пример углеродно-
кислородного
(C/O) каротажа.
Устройство зонда RST
ПАР
ПАР
ВОДА
ГЛИНА
ПЕСЧАНИК
СВЯЗАН.
ВОДА
НЕФТЬ
Слайд 6пласт AС4-5
пласт AС6
Оценка текущего насыщения в неперфорированной скважине
Результаты оценки текущей
насыщенности пластов
по методам углеродно-кислородного каротажа
Слайд 7Комплексирование методов оценки насыщения и «приток-состава» для выявления причин обводнения
подтягивание
воды
Слайд 83.2 Оценка насыщенности по у.э.с. (ЭК) в обсаженных скважинах –
метод сопротивлений (CHFR – Cased Hole Formation Resistivity– Шлюмберже /
TCRT – аналог Бейкер Атлас)
Слайд 12
ДИНАМИКА ИЗМЕНЕНИЯ НАСЫЩЕННОСТИ БЛИЖНЕЙ ЗОНЫ
по комплексам: CHFR (Rиссл.>2м)
RST (Rиссл. до 10-15см)
Открытый ствол
Расформирование зоны проникновения Влияние нагнетания
Слайд 14
Кривые: красная – ГК (глинистые перемычки),
черная – интервальное время
АК. Стандартный 3-х элементный зонд (АКВ, АКШ, др.), модификация ВАК
по кинематическим параметрам(использование динамических на практике хуже из-за характеристик отечественной аппаратуры). Гистограммы: голубая – Кп, черная – Кн.
Упругие модули (гистограммы): красная – модуль Юнга, зеленая – коэффициент Пуассона, синяя – объемная сжимаемость
(наиболее важный параметр, определяемый по продольной и поперечной волнам, для оценки Кн нормируется на водоносный пласт).
Волна Лэмба-Стоунли дает динамическую пористость, проницаемость, гидродинамическую связь «пласт-скважина»
Альтернатива C/O-каротажу – волновая акустика (ВАК) !!!
Слайд 15ОЦЕНКА НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ ПО МЕТОДУ ВАК. СРАВНЕНИЕ С ДР.МЕТОДАМИ
Неперф.интер.
1. ЭКОС (CHFR),
2. ВАК,
3. С/О
Перф.интер.
1. ВАК
Слайд 163.3 Исследования состава-притока в эксплуатационных скважинах с многофазной продукцией (PLT)
- на основе устройств для оценки распределения компонент в потоке: FloView
/ CAT , GHOST
Слайд 17КОПЛЕКСНЫЙ
ПРИБОР «ПРОМЫСЛОВОГО КАРОТАЖА» (PLT)
(ДЛЯ ОЦЕНКИ «СОСТАВА-ПРИТОКА»)
на примере ФИРМЫ «ШЛЮМБЕРЖЕ»
Складная вертушка,
профилемер,датчики
состава
Градиент-
манометр
Проточный
вертушечный
расходомер
FCIT
Методы
состава
Датчик
давления
Общий
модуль
Модуль РК
(C/O)
Модуль
Оценки
цементажа
Профилемер
Слайд 18Стандартная компоновка комплексного прибора промыслового каротажа PLT
«PS PLATFORM» (Шлюмберже)
Basic Measurement
sonde
Gradiomanometer tool
GHOST
tool
Flow-Caliper Imaging tool
PBMS
Telemetry, gamma ray, CCL, pressure, temperature
PGMC
Density,
deviationGHOST
Gas holdup
PFCS
Velocity,
Water holdup,
X-Y caliper
FCIT
MCFM
-электрические
датчики FloView
-емкостные датчики
С точностью
0.6 м/мин.
С точностью
0.002 г/куб.см
Разнос датчиков
градиентманометра
0.53 м
ОБЩАЯ ЧАСТЬ
ИЗМЕРИТЕЛЬ-
НОГО ЗОНДА
Слайд 22
Прямые измерения при проведении каротажа «продуктивности»
Расход = скорость × фазосодержание
× площадь
FloView
GHOST
газопроявлен.
нефтепроявл
Расход
Слайд 23
ВЛИЯНИЕ НА ПОКАЗАНИЯ
ДАТЧИКОВ
СТРУКТУРЫ ПОТОКА
Режимы потока нефти и воды
в
наклонно-направленных и
горизонтальных скважинах
Слайд 24Определение профиля трехфазного потока
с помощью GHOST
Некоторое количество газа и нефти
поступают из каждой зоны
Водопроявление ниже XX900
Из призабойной зоны поступают небольшие
количества каждой из фаз. Срединный интервал перфорации является основным источником воды и углеводородов.
Приток из верхнего интервала состоит только из углеводородов.
Слайд 25Определение нефтепроявлений с помощью комплексного прибора промыслового каротажа
Установление притока
трехфазного флюида
С помощью оптической опции стало возможным отличить нефть от
воды.Из нижнего интервала поступает вода, нефть и очень небольшое количество газа
Замер менее < 10% нефти невозможен без применения GHOST (оптического анализатора)
Слайд 26Рециркуляция воды вносит путаницу в стандартную интерпретацию диаграмм промыслового каротажа
С
помощью функции подсчета пузырьков прибора GHOST можно отличить небольшое водопроявление
(X40) от рециркуляции флюида в стволе скважиныКлиент получает информацию, необходимую для того, чтобы провести изоляцию водоносных горизонтов.
Слайд 27Оценка величины давления разгазирования
При подсчете пузырьков с помощью прибора GHOST
можно видеть как пузырьки поднимаются из раствора.
Традиционные датчики не имеют
достаточной чувствительности для того, чтобы засечь появление пузырьков.
Слайд 29
Пример «Скважинного ВИДИО» (контроль тех.состояния внутренней поверхности ствола и перфорационных
отверстий
Слайд 34
Два барьера – панель коррозии
Коррозия в колонне
Муфты колонны
Муфты НКТ
Продув.муфта
Коррозия
в колонне
Слайд 37Определение качества цементирования эксплуатационных колонн
Оценка цементирования колонн (ОЦК) –
это исследования, имеющие целью оценку качества цементирования обсадных колонн в
скважинах. Дефекты цементирования, установленные по результатам акустической и гамма-гамма цементометрии, характеризуют вероятность возникновения затрубных циркуляции при заданных градиентах давлений.Основным назначением цементирования обсадных колонн является разобщение всех пластов-коллекторов вскрытых скважиной. Контроль за качеством цементирования и текущим состоянием цементного камня является одной из важных задач решаемых геофизическими методами.
Слайд 38Гамма-гамма цементометрия, применяемая для обсадных колонн разных диаметров – направлений,
кондукторов, технических колонн, колонн малого диаметра, хвостовики определяющая характер распределения
цемента за колонной, высоту подъема цементного кольца, характер распределения плотности.Гамма-гамма дефектометрия-толщинометрия, оценивающая распределение плотности цемента в скважине, определяющая толщину обсадных труб, мест установки центрирующих фонарей, муфтовых соединений, определяющая эксцентриситет обсадной колонны относительно оси скважины.
Так же контроль цементирования производится в горизонтальных скважинах и боковых стволах по технологии «жесткий кабель».
Интегральная акустическая цементометрия, зондами разной длинны оценивающая качество сцепления на границах колонна-цемент и цемент-порода.
Сканирующая акустическая цементометрия, обеспечивающая круговую сканирующую оценку качества цементирования по восьми секторам, что позволяет более точно выделить наличие каналов в цементном камне с зонами отсутствия или частичного схватывания.
Слайд 41Интегральная акустическая цементометрия
Информативными характеристиками являются: амплитуды или декременты затухания
продольной волны, а также интервальное время распространения продольной волны. Для
оценки цементирования на качественном уровне используют фазокорреляционные диаграммы.
Слайд 42Сканирующая акустическая цементометрия
фазокорреляционные диаграммы (ФКД) – качественная характеристика состояния
контакта цемента с колонной по 8 секторам, по рассчитанным декрементам
затухания строится палитра декрементов затухания – развертка качества контакта цемента с колонной, степени гидроизоляции по 8 с.
Слайд 43Акустическое сканирование стенки скважины или обсадной колонны
Растровое отображение стенки скважины
или обсадной колонны по интенсивности отражённых от неё высокочастотных упругих
импульсов.АК-сканер представляет собой совмещённый излучатель-приёмник упругих колебаний, вращающийся вокруг оси скважинного прибора. Прямой метод - получает акустическую фотографию места нарушения (колонн) и дает возможность прове-сти визуальную диагн-тику.
В необсаженных скважинах литологическое расчлене-ние, выявляет кавернозные зоны, тонкослоистые пропластки и желоба.
Слайд 44Выделение интервала
износа колонны в месте
установки ЭЦН по данным
акустического телевизора.
САТ-1М
Слайд 49АПРОБАЦИЯ
новых технических
средств ГДИС
в открытом стволе
Пример - MDT
для оценки
анизотропии пластов
(вертикальной и
горизонтальной Кпр)
скв. 12312 (k=15md)
Подвижность
Давление Рпл
Слайд 56Технология освоения скважин компрессированием «а» – начальное состояние; «б» –
начало закачки газа в затрубье с задавкой жидкости в пласт;
«в» – работа пусковой муфты; «г» – стравливание газа; «д» – восстановление уровня. 1 – обсадная колонна, 2 – НКТ, 3 – пусковая муфта, 4 – осваиваемый пласт, стрелками показано направление движения флюида в скважине и пластеОсвоение скважины компрессированием
1, 2 – кривые изменения
расхода Q и давления Р во времени t
Слайд 58Технология освоения скважины свабированием «а» – сваб движется вниз, клапан
сваба открыт; «б» – сваб движется вверх и захватывает часть
жидкости, клапан сваба закрытОсвоение скважины свабированием
1, 2 – кривые изменения
расхода Q и давления Р во времени
Слайд 632750
2800
2850
2900
2950
3000
3050
I
II
III
I*
III*
II*
1
2
3
4
5
6
7
8
9
I
10
11
B=575
B=135
B=30
40 85 1.3 11 90
92
94 96 98 100оС 0.0 1.0 у.е.0 400 -10 110 0 1200 0.0 1.0у.е
Слайд 64Вариант с дистанцион-
ными модулями
на якорях
Вариант с
дистанционными
модулями на
кабеле
Вариант с дистанционными
модулями, встроенными в
оборудование типа ОРЭ
Стационарные дистанционные
информационно-измерительные системы (СИИС)
Слайд 65стр.
ДИАГНОСТИКА ОБВОДНЕНИЯ
1
2
W[%]
ВЛАГОМЕР
ДИАГНОСТИКА РАЗГАЗИРОВАНИЯ
Рнас.
ДИАГНОСТИКА ДИНАМИКИ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ и СКИН-ФАКТОРОВ ПО ПЛАСТАМ
Технология индивидуального непрерывного глубинного мониторинга добычи и разработки по Стационарным
ИИС
(применительно к оборудованию одновременно-раздельной эксплуатации) ![стр.ДИАГНОСТИКА ОБВОДНЕНИЯ12W[%]ВЛАГОМЕРДИАГНОСТИКА РАЗГАЗИРОВАНИЯРнас.ДИАГНОСТИКА ДИНАМИКИ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ и СКИН-ФАКТОРОВ ПО ПЛАСТАМ Технология индивидуального непрерывного глубинного мониторинга добычи и](/img/tmb/2/139780/a3557ecdbca265ad3bee69fc409f1388-800x.jpg "Развитие методов и технологий промыслово-геофизического мониторинга разработки нефти стр.ДИАГНОСТИКА ОБВОДНЕНИЯ12W[%]ВЛАГОМЕРДИАГНОСТИКА РАЗГАЗИРОВАНИЯРнас.ДИАГНОСТИКА ДИНАМИКИ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ и СКИН-ФАКТОРОВ ПО ПЛАСТАМ Технология")
Слайд 69стр.
Технологии дистанционного контроля забойных параметров в нагнетательных и пьезометрических скважинах
с ОРЗ, распределения ФЕС и Рпл в скважинах с совместной
разработкой, контролируемых СИИС (SPE 138049)Передача данных с глубинных приборов в устьевую панель ИСДК-2 на ПК через модем в онлайновом режиме
Измерение параметров независимо для каждого пласта (Рi-1,Тi-1; Рi-2,Тi-2)
P
А) Рпл – известны или одинаковы
исходно известны Кпр пластов,
исходно известны S пластов,
методика оценки S пластов при наличии трещин ГРП (палетка)*
Б) Рпл – уточняются по методике оценки перетока в статике
Слайд 70Пример индивидуального непрерывного дистанционного контроля совместной работы пластов в скважинах
с ОРЗ
Log-log диагностика
I
Давление
Расход воды
пласт АС-12-2
пласт АС-12-1
Кпр (по воде)
16.7 мД S - 6.3
Полудлина трещины 114 м
Рпл (на кровле ИП, Rконт-250м) ~ 395 атм
Давление
Расход воды
Кпр (по воде) 2.1 мД
S - 4.7
Полудлина трещины 114 м
Рпл (на кровле ИП, Rконт-250м) ~ 397 атм
Log-log диагностика
Слайд 71Пример использования в системе ОРЗ (в мандрелях) встроенных
датчиков давления
и перепадов давления (диф.манометров)
Слайд 73Реализация акустического канала телеметрии для СИИС
Насосная (ЭЦН) скважина
Силовой кабель
Глубинный прибор
Насос
Регистратор
НКТ
Излучатель
Пласт
Слайд 75Пример залежи с обширными ВНЗ
Неоднородность и сложная геометрия коллектора, наличие
активных подошвенных вод – причина быстрого обводнения ВС
Слайд 76Задачи решаемые геофизическими методами в действующих ГС
Выделение работающих интервалов, поинтервальных
дебитов и состава притока;
Выделение интервалов прорыва газа или воды;
Оценка принимающих
интервалов пласта в нагнетательных скважинах;Определение технического состояния скважины.
Применяемые геофизические методы
Основные методы:
методы расхода – мех. расходометрия, СТД;
термометрия; барометрия;
методы состава – резистивиметрия, влагометрия;
привязка к разрезу и к конструкции ГС – ГК, ЛМ.
Дополнительные методы:
акустическая шумометрия в высокодебитных скважинах с газопроявлением;
индукционный каротаж в скважинах с открытым стволом;
нейтронные методы при контроле за прорывом газа и воды.
Слайд 77Сложности решения задач в ДГС обусловлены:
Разнообразием способов заканчивания ГС
Разнообразием форм
траекторий ствола и гравитационным расслоением многофазных потоков в горизонтальном стволе
Особыми
требованиями к скважинной аппаратуре.Сложностью доставки прибора на забой ГС.
Низкими удельными дебитами.
Слайд 78Особенности конструкции горизонтальных скважин
Заканчивание – щелевые фильтры, системы ICD (Inflow
Control Device)
Традиционные конструкции:
Современные способы заканчивания горизонтального участка
1- без цементной
заливки с фильтрами различной конструкции2- цементная заливка, кумулятивная перфорация
3- открытый ствол
Слайд 79Формы траекторий и особенности структуры многофазного потока в действующих ГС
Реальные
траектории горизонтальных стволов
Эпюры скоростей и застойные зоны в двухфазном потоке
Урало-Поволжье
Западная
СибирьВзаимодействие скважинного прибора с потоком
Слайд 81Теоретические кривые ПГИ
в газожидкостном потоке в горизонтальной скважине
1
– кривая диэлькометра (ВЛ),
2 – кривая термоанемометра (ТА), 3
– барограмма Теоретические термограммы в газожидкостном
потоке в горизонтальной скважине
При преимущественной работе пластов:
жидкостью (а); газом (б); 1 – геотермограмма;
2, 3 – термограммы при работе с пластов с
различными расходами;
4 – температура поступающего в ствол флюида
Слайд 82Современные западные разработки:
Фирма Schlumberger – аппаратный комплекс FSI. Вертикально распределенные
датчики состава, датчики газа и локальной скорости потока. Предназначен для
высокодебитных скважин с D>120 мм.Фирма Sondex – аппаратный комплекс Sondex - MAPS. Распределенные по периметру датчики состава, центральная и распределенные по периметру турбинки расходомера
Российские разработки:
Агат КГ-42-6В; ОАО НПФ «Геофизика» - распределенные датчики состава и температуры. Два датчика РГД (для НКТ и экспл. колонны), СТИ.
Модульная система PLT-06; ОАО ТОЭЗГП, дочернее предприятие фирмы Schlumberger в РФ. Распределенные датчики состава, датчики РГД большого и малого диаметра, термометр.
Приборный комплекс для исследования действующих горизонтальных скважин
Слайд 83Технологии доставки скважинной аппаратуры
Условия применения и ограничения
ГНКТ - “Coiled Tubing”
“Латераль”,
“Жесткий кабель”
“Забойный трактор”
Слайд 84Забойный трактор Well Tract - WT 218 XR
Область применения:
Фонтанные скважины
Компрессорное
опробование
Нагнетательные скважины
Исследование скважин с высоким газовым фактором
Длина горизонтального ствола ограничена
только длиной кабеля.Ограничения:
Обсаженный и чистый от АСПО горизонтальный ствол, специальное устьевое оборудование для работы в скважинах с буферным давлением.
Основные характеристики:
наружный диаметр корпуса - 54мм,
длина - 4.87м, вес - 79кг,
Диаметр скважины - от 56 до 157мм,
Скорость транспортировки от 900 до 1200м/ч
Кабель - не менее 3 жил.
Слайд 85Экономические показатели
Cтоимость ГНКТ – 2 - 5 мл. руб. -
зависит от условий договора
Затраты на услуги геофизических предприятий
(0.3 – 0.9)
млн.руб. Определяются решаемой задачей, геолого-промысловыми условиями, применяемой аппаратурой. Сравнительная стоимость приборов*
* - оценочная, без учета динамики рынка
Слайд 86Исследование модуля РГД в двухфазном потоке
Вертикальная и наклонная скважина
Наличие в
потоке двух различных по плотности флюидов приводит к гравитационному расслоению
с образованием значительных градиентов скорости по сечению тубы с возникновением обратных потоков.Результат измерения «средней» скорости потока методом РГД не отражает истинной картины движения фаз.
Слайд 87Проблемы эксплуатационного каротажа
при использовании хвостовиков
с щелевидными отверстиями
Фактический расход,
измеренный
отклонителем потока
Кольцевой поток
Слайд 88Комбинированный прибор эксплуатационного каротажа
Плотность R/A
Расходомер
непр.действия
Рег.сопротивления
Центратор
CAT
Верх прибора
ГК
Локатор муфт
Телеметрия
GHT
Расходомер с
бол.вертушкой
Линейный
расходомер
Термометр
Манометр
Отклон.
расходомер
Шарн.
соед.
Слайд 91Комплексный прибор ‘Flagship’ для проведения каротажа в ГС
Скор. скопл.
газа
Время
пролета
Скорость
C/O
трехфаз. объемн. содержание
Прибор опр. насыщ.
коллектора
Фазовое
содержание
Поток
Закачка маркера
Приборы FloView
Электро-
зонды
и I/C спектр.
Слайд 92Метод измерения потока воды на базе метода КНАМ в ГС
(«Flagship», Schlumberger )
Метод измерения потока нефти в ГС с помощью
впрыска маркера («Flagship»,Schlumberger )
Слайд 93Режимы состояния скважин при решении задач в действующих ГС
Фонтанные скважины
на притоке и при кратковременной остановке
Низкодебитные в режиме компрессорного опробования
В
режиме ограниченной закачки в скважинах с низким пластовым давлением и в высокообводненных скважинахРежим закачки и кратковременной остановки в нагнетательных скважинах
Режим отбора при спуске прибора под ЭЦН
Динамический режим в скважине со струйным насосом
Способы регистрации
Дистанционный или автономный прибор регистрация вдоль ствола скважины
«Гирлянда» автономных или дистанционных приборов на нескольких фиксированных глубинах
Распределенные вдоль ствола скважины датчики на основе ВОЛС (DTS)
Слайд 94Исследования высокодебитных скважин.
Оценка фазовых дебитов (ОАО НК «Роснефть»)
Определены
суммарный дебит смеси, поинтервальный дебит нефти и газа
Qн=450 куб.м/сут, Qг=3300
куб.м/сут при Рзаб=140 атм.
Слайд 96
1
2
Q=100-500 м3/сут
- ЭК
- НКТ, внутренний диаметр 60 мм
3
4
- шлангокабель
– 38 мм с ОВС
- Датчик давления и температуры
1
2
3
4
3
Слайд 98Оптоволоконные технологии
Время прохождения обратно рассеянного сигнала дает
расстояние вдоль волокна
Изменение амплитуды дает температуру
Источник
Детектор
Обратно рассеянный свет образуется за
счет молекулярных вибрацийПоложение оптоволокна в зоне фильтра
Обустройство скважины
Слайд 101
Оптоволоконные системы = Гибкость конфигурации
PT
PT
PT
PT
PT
PT
Q
PT
T
T
T
T
T
T
T
T
T
:
:
T
S
S
S
S
S
PT + 12 ATS
18 ATS
8
Seismic
2 PT + Q
4 PT
DTS
:
:
T
:
:
S
Single Mode
Multi Mode
Слайд 110WSAM 2013
Case 2. Active perforation (Oil Producer)
Perforation
Reservoir Flow
SPINNER
No Correlation with SNL
