3- МЕЖДУНАРОДНАЯ ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ДОБЫЧИ...

3-Я МЕЖДУНАРОДНАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ «ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ» г. ТОМСК

Перспективы проведения ПГИ в горизонтальных скважинахв горизонтальных скважинах

на месторождениях ОАО «Газпромнефть-ННГ»

В.В. Журавлев, главный специалист УПП, ООО «Газпромнефть – ННГ»В.В. Журавлев, главный специалист УПП, ООО «Газпромнефть ННГ»

А.Н. Янтудина, специалист отдела ПГИ, ООО «Газпромнефть – НТЦ»

Перспективы проведения ПГИ в горизонтальных стволах на месторождениях ОАО «Газпромнефть-ННГ» 30.06.2011 Томск

2Содержание

Цели и задачи проекта Цели и задачи проекта

Обзор текущего состояния в области разработкиОбзор текущего состояния в области разработки месторождения системой горизонтальных скважин

Обзор существующих геофизических исследований горизонтальных скважин

Экономические показатели

Выводы

Перспективы проведения ПГИ в горизонтальных стволах на месторождениях ОАО «Газпромнефть-ННГ»

3Цели и задачи проекта

Изучение общего состояния горизонтальных скважин компании

Анализ оптимальных геофизических комплексов для исследований

Рассмотрение существующих методов изоляции промытой части ствола

Предложение скважин - кандидатов для промыслового каротажа







Выводы


Обзор текущего состояния в области разработки месторождения системой горизонтальных скважин

5

Особенности эксплуатации фонда ГС в ОАО «Газпромнефть-ННГ»:

− длина условно горизонтальных участков 250-1150 м,

− быстрое обводнение продукции,

− не обсаженный хвостовик по ряду скважин.

Процентное соотношение по добыче Процентное соотношение количества

27%

Процентное соотношение по добыче

12% 2%

Процентное соотношение количества скважин

2%71%86%

ЗБС+Горизонты Углубления Наклонно-направленные ЗБС+Горизонты Углубления Наклонно-направленные


Обзор текущего состояния в области разработки месторождения системой горизонтальных скважин

6

Геологическая модель участка месторождения А (пласт Х-10)

Запасы на участке (геологические), тыс тонн 24268

53%47%

Добыча (отбор) тыс тонн

КИН (проектный) 0.423

Извлекаемые запасы, тыс тонн 10265.4

Добыча (отбор), тыс тонн 5465.2

Остаточные запасы тыс тонн 4800 2


Добыча (отбор), тыс тоннОстаточные запасы, тыс тонн

Остаточные запасы, тыс тонн 4800.2

7Обзор текущего состояния в области разработки месторождения системой горизонтальных скважин

Время прослеживания: январь 2004 –

Динамика работы горизонтальных скважин пласта X-10 месторождения A

январь 2011

80

90

100

200

225

250

Скважины

1Г

2Г

3Г

60

70

80

150

175

200

ннос

ть, %

ости

, т/с

Средний дебит жидкости, т/с

Средний дебит нефти т/с3Г

4Г

5Г

6Г 30

40

50

75

100

125

Обв

однен

Деб

ит жид

к Средний дебит нефти, т/с

Ср. % воды

Количество скважин

7Г

8Г

9Г

10Г 0

10

20

0

25

50

10Г

11Г

00

Дата






Выводы


9Обзор текущего состояния в области геофизических исследований горизонтальных скважин

Сложное течение

Особенности ГС, влияющие на

Расслоение потока

влияющие на исследования

Застойные зоны и

Идеальная скважина Реальная скважина

ловушкиТраектория скважины



Промысловые исследования скв. 5 месторождения П

с применением жесткого кабеля («Газпромнефть-ННГГФ» и «Тюменьпромгеофизика»)

- неоднозначность интерпретации ПГИ,д р р ц ,

- выдано два различных заключения по составу притока и источнику обводнения,

- оба комплекса признаны недостаточными для решения данной задачи.

Отсутствие возможности планирования


Отсутствие возможности планирования дальнейших мероприятий по скважине


Используемый комплекс ПГИ в ОАО «Газпромнефть»:

Термометрия, СТД, барометрия, влагометрия, резистивиметрия.

Способ доставки:

Жесткий кабель.

Аппаратура:

Стандартная аппаратура для вертикально-наклонных скважин (приборы типа КСАТ).

Особенности исследований:

• Определение в основном только тех состояния скважиныОпределение, в основном, только тех. состояния скважины,

• Невозможность доставки приборов к забоям в горизонтальных участках,

• Невозможность измерения профиля притока в ГС методами расходометрии в незацементированных хвостовиках.



Средства доставки геофизических

приборов

За рубежом Россия

ГНКТ (coiled tubing)Well tractor

(Schlumberger Sondex

Автономные технологические

( Г

Кабельные технологические системы (ЖГК Л 2005ГНКТ (coiled tubing) (Schlumberger, Sondex,

Welltec) комплексы («Горизонт», АМАК-45) только ГИС

(ЖГК, «Латераль – 2005, 2007»

Кабель ГНКТ TractorВыбор инструментов + + +Контроль давления при каротаже + + +Применение на горизонтальном участке - + +



Схема исследования ГС посредством ТК «Латераль»

С Сложность системы

сборки,

Длительность

монтажа/демонтажа


ОАО «Пермнефтегеофизика»


Средняя проходка «Латераль» по горизонтальному участку: по 5 скважинам (Газпромнефть-ННГ) – 416 м

1Г - 100% - 409 м2Г - 68% - 753 м



Способы доставки к забою ГС

Гибкие НКТ Скважинный трактор:- электрический,гидравлический (только с ГНКТ)

Центратор

- гидравлический (только с ГНКТ),- механический (на кабеле).

Ведущие ролики

Центратор

Ведущие ролики

• не используется в скважинах с сетчатым фильтром,

• при использовании азотной установки

• высокая стоимость метода,

• сложность технологии,

• дополнительное оборудование,


при использовании азотной установки снижается информативность.• риск повреждения каротажного инструмента.


И бПроекция горизонтального участка скв. 2Г

Способы доставки к забою ГС Доставка прибора к забою - ЖК

‐2374

‐2372

‐2370

2650 2700 2750 2800 2850 2900 2950 3000

на, м

Измеренная глубина, м

-2681Измеренная глубина, м

Проекция горизонтального участка скв. 1Г

‐2380

‐2378

‐2376

солю

тная гл

убин

-2683

-2682

26813050 3150 3250 3350 3450 3550 3650

‐2382Аб

-2685

-2684

я глубин

а, м

‐2370Измеренная глубина, м

Проекция горизонтального участка 3Г

-2687

-2686

Абс

олютная

2375

‐2374

‐2373

‐2372

‐23712950 3050 3150 3250 3350 3450 3550

бина, м

Доставка прибора к забою посредством WellTractor ‐2379

‐2378

‐2377

‐2376

‐2375

Абсол

ютная гл

уб


р д‐2380

А

17Обзор приборов для геофизических исследований горизонтальных скважин

Манометр, термометр,

гамма, локация муфт,

о

траектория ствола

ЦентраторыМодуль PFCS

90о

Сканирующий влагомер

Система формирования изображений потока FloScan Imager (Schlumberger)

Schlumberger

88о

Двойнойкаверномер

6 электрических датчиков (FlowView):- фазовое содержание нефти и воды,

6 оптических датчиков (GHOST):ф

Расходомер

- фазовое содержание газа и жидкости,5 мини расходомеров:- фазовая скорость.

Прибор SONDEX: Центрирование прибора в скважине, Измерение траектории ствола, Объемное сканирование состава флюида, О б


Одновременная сборка нескольких расходомеров, Измерение внутреннего диаметра ствола скважины.


RST (Reservoir Saturation Tool) – основан на импульсно-нейтронном каротаже.

Дальний детектор

фазовое содержание компонентов внутри колонны и в затрубном пространстве,

компенсируется эффект скважины.Ближний детектор

Экран

компенсируется эффект скважины.

Генератор нейтронов


Schlumberger

19Обзор приборов для геофизических исследований горизонтальных скважинМногозондовый емкостной прибор (CAT)Многозондовый емкостной прибор (CAT)

• Определение мест притока

АГАТ-КГ-42АГАТ-КГ-42

• 4 разнесенных по периметру р д рфлюида и его ориентации с высоким разрешением

Т

р р руствола скважины датчика влагомера

Д (РВС 42 ПМ 42)• Точное определение объемного содержания воды

• Два модуля (РВС-42 и ПМ-42)

• Измеряемые параметры: Т, МН, Рез, Вл-6, РГД-60, РГД-

• Построение карт распределения фаз флюида.

, , , Д , Д20, СТИ, ГК, ЛМ, АШ, датчик ориентации.

0.35

3.00 1.45

0.3512 емкостных микродатчиков на двух

Sondex


12 емкостных микродатчиков на двух или одном радиусе исследований ОАО «Пермнефтегеофизика»

20Исследования ПГИ при эксплуатации скважины УЭЦНПредварительный спуск прибора на ТК «Латераль» под насосВозможность проводить измерения при выводе скважин на заданный режим эксплуатации (изменение депрессии).

Скв. 1Г: 90% обводненности

Заключение:2 источника обводнения

(ЗКЦ сверху, обводнение по продуктивномупродуктивному пласту)


21Методы изоляции интервалов поступления воды в ГС

ACP (annular chemical packer) – «жидкий пакер»( p ) р

- для избирательной изоляции интервалов нежелательной продукции.

• нагнетание геля через ГНКТ

• интервал менее 15 м

б• по обе стороны интересующего интервала


22

EZIP (expandable zonal isolation profiler) технология

Методы изоляции интервалов поступления воды в ГС

EZIP (expandable zonal isolation profiler) технология.

Swelling elastomers(«разбухающие» эластомеры)(«разбухающие» эластомеры)

- отсутствие в конструкции подвижных частей;- способность к самозалечиванию и восстановлению герметизирующих свойств; - надежная и необратимая изоляция пластов при строительстве скважин.

Достоинства:

- явный результат (меньшие

Недостатки:

- вопрос размещенияявный результат (меньшие потери нефти),

- возможность регистрировать й

вопрос размещения,

- положительный или отрицательный эффект трещины,

поток каждой зоны -нет информации о добыче.


23

Скважина С (South field, Oman). Пример сегментации скважины

Методы изоляции интервалов поступления воды в ГС

скважины.

Старт скважины:Старт скважины: обводненность - 88%дебит нефти – 25 м3/сутки

Через две недели:обводненность - 20%дебит нефти 51 м3/суткидебит нефти 51 м3/сутки

Июнь 2007:на 33231 м3 нефти большена 33231 м3 нефти больше, на 35775 м3 воды меньше





Обзор текущего состояния в области геофизических исследований горизонтальных скважин


Выводы


25

В б ф й

Экономические результаты

Выбор скважины-кандидата для проведения промыслово-геофизических исследований

80160

Прогноз технологических показателей скважины 1Гмест. С после при выводе из бурения (пласт М 2-0)

Планируемая накопленная добыча: 73.5 тыс. т

Добыто на 10.2010 г: 10 тыс. т (14%)

Стоимость РИР: 4 250 тыс руб60

70

80

120

140

160

%)ти

(т/сут

)

Дебит жидкости, м3/сут

Дебит нефти, т/сут

Обводненность, %

Стоимость РИР: 4 250 тыс. руб

Потенциальный прирост нефти: 63.5 тыс. т

Потенциальная выручка от добытой нефти: 611 млн. руб

30

40

50

60

80

100

одненн

ость

(%

(м3/сут)

, неф

т

10

20

30

20

40

60

Обв

о

бит жид

кости

8090100110

200

220

240

260

%/с

История эксплуатацииДебит нефти,т/сут

Дебит жидкости,т/сут

%00

Де

Дата304050607080

80

100

120

140

160

180

водн

енно

сть,

ит жид

кости,

т/ % воды

0102030

0

20

40

60 Об

Деб

иИсследование с помощью ТК Латераль – 2010 г.


Дата

26Данные по работам на скважине 2г месторождения VПричины неоднозначной интерпретации: Неоднородный раствор на забое скважины (невозможность оценить наличие притока с глубины

текущего забоя - ПГИ от 13.02.2011)

Малый дебит (ПГИ от 02.03.2011)

Режима работы скважины (невозможность оценить герметичность головы хвостовика – ПГИ от 25.12.2010)

Неподготовленность скважины (невозможность оценить качество РИР, проведенных в интервале спец. отверстий - ПГИ от 19.03.2011).

Количество проведенных ремонтов на скважине (12.10 – 03.11):

4 ПРС 2 КРС4 ПРС, 2 КРС

Стоимость: 6881 тыс. руб

Количество проведенных исследований (12.10.-03.11.): 8р д д ( )

Стоимость (+интерпретация): 3500 тыс. руб

ИТОГО: 10381 тыс. рубру

Стоимость использования ГНКТ для промывки скважины:

1600 тыс руб


1600 тыс. руб

27Экономические результатыСравнение стоимости способов доставки

приборов к забою ГС мости Жесткий

кабель

0,8

1

100%80%

р р

ение

стоим

ТК Латераль –в 4 раза выше

0

0,2

0,4

0,618%

4%

ное срав

не

Well Tractor –в 17 раз выше

ГНКТ Трактор Латераль Жесткий кабель

носи

тель

н

Гибкие НКТ –23

р

Порядок стоимости ГНКТ – 106 руб.* Стоимость зависит от условий договора

Отн в 23 раз выше

Т КСАТСтандартная 14%

Сравнение стоимости приборов **

Трактор + КСАТоколо 3.5 млн руб

VSFlagship

АГАТ-КГ-2

аппаратура

95%

18%

Латераль + Sondexоколо 3 5 млн руб

VS

Sondex

FSI

Flagship

79%

100%


около 3.5 млн руб0 0,5 1




Обзор текущего состояния в области геофизических исследований горизонтальных скважин


Выводы


29Выводы и результаты:

С

ГНКТ (coiled tubing) Все остальные скважины

Кабельная ТС ДСредства доставки геофизических

приборов

Кабельная ТС «Латераль –2005, 2007»

Длина горизонтального участка не более 400 м.

Скважинный трактор (Well

Tractor)Все остальные скважины

SONDEX

Flagship

РПриборы для проведения исследования

SONDEX Рекомендовано

использование при

обводненности не более АГАТ-КГ*42,70% *PLT-6

FSI


FSI* для определения фазосодержания

30Выводы и результаты:

Предложены несколько видов геофизическихкомплексов для исследований:комплексов для исследований: тех. состояние скважины («голова хвостовика») – жесткий

кабель, стандартная аппаратура + подготовка скважины; работающие интервалы – трактор (ГНКТ, Латераль) +

прибор с расходометрией; состав и дебит поступающего флюида – НЕ стандартнаясостав и дебит поступающего флюида НЕ стандартная

аппаратура, способ доставки – ГНКТ, трактор, Латераль.

Рассмотрены существующие методы изоляции

Проведен анализ экономической эффективности Проведен анализ экономической эффективностиданных исследований


3-Я МЕЖДУНАРОДНАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ «ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ» г. ТОМСК

Перспективы проведения ПГИ в горизонтальных скважинах нагоризонтальных скважинах на месторождениях ОАО «Газпромнефть-ННГ»

В.В. Журавлев, главный специалист УПП, ООО «Газпромнефть – ННГ»В.В. Журавлев, главный специалист УПП, ООО «Газпромнефть ННГ»

А.Н. Янтудина, специалист отдела ПГИ, ООО «Газпромнефть – НТЦ»

Перспективы проведения ПГИ в горизонтальных стволах на месторождениях ОАО «Газпромнефть-ННГ» 30.06.2011 Томск

32Определение фазового содержания в трехфазном потоке с помощью прибора RST (Reservoir Saturation Tool).

RРассчитывается соотношение , полученное для участка близкого к неупругой зоне спектра к отдаленному участку (служит для определения газосодержания):

f

n

RR

)1()1( 654

321

oo

oo

n

nn VNSNN

VNSNNOC

R

)1()1( 654

321

oo

oo

f

ff VFSFF

VFSFFOC

R

Используются:- корреляционные зависимости, полученные на стендах,рр ц , у д ,- математические модели (Монте-Карло).


33Модель потока в горизонтальной скважине при различных углах наклона колонны


34Пример использования ГНКТ на Комсомольском месторождении

б й

Компания Скв. Результативность (информативность)

Длина проходки по горизонтальному стволу

% от общей длины

горизонтального участка

Способ доставки

Прибор Обв‐ть % Дебит

ООО РН‐Пурнефтегаз 7156 фильтр 2577.5‐3132 554.5 100% ГНКТ SONDEX+ПЛТ‐92 23 28

ООО РН‐Пурнефтегаз 4251 фильтр 1933‐2350 417 100% ГНКТ SONDEX+ПЛТ‐92 85 110

Длина хвостовика до 30‐300м. Траектория ниспадающая,

ЖесткийТрадиц. ап‐ра (верт. ств.)

А А К 42ОАО "АНК"Башнефть" волнообразная и восходящая, гор. участки обсаженные и с

открытым стволом

Жесткий кабель

и спец. ап‐ра ‐ АГАТ‐КГ‐42,

АГАТ‐К‐9, ИК‐42, ИГН‐3‐362‐100%


На основе журнала «Нефтяное хозяйство»


Система формирования изображений потока FloScan Imager (Schlumberger)

6 электрических датчиков (FlowView):6 электрических датчиков (FlowView):- фазовое содержание нефти и воды,

6 оптических датчиков (GHOST):- фазовое содержание газа и жидкости,

5 мини расходомеров:- фазовая скорость.

90о

фазовая скорость.

120График отражения света в различных средах

88о

Вода (n=1.3)

Газ (n=1.1)

Воздух (n=1)

60

80

100

жен

ный свет, %

Сырая нефть (n=1.5)

Конденсат (n=1.4)

0

20

40

1 1,1 1,2 1,3 1,4 1,5 1,6

Отраж


Коэффициент преломления

Schlumberger

36Обзор приборов для геофизических исследований горизонтальных скважинПрибор промыслового каротажа Flagship (Schlumberger)

PBMS Зонд «базовых»PBMS Зонд «базовых»измерений

PUCS

PGMC

Камера манометра UNIGAGE

ГрадиоманометрPGMC Градиоманометр

PFCS Имиджер потока, профилемер


Schlumberger

37Обзор приборов для геофизических исследований горизонтальных скважинПрибор промыслового каротажа Flagship (Schlumberger)

Инструмент FlowViewМодуль PFCS

4 замера фазосодержания вокруг ствола скважины,

Отсутствие эмульсий Различает только воду и углеводороды Данные измерений представительны З

полнопроходный скважинный расходомер,

локальное измерение содержания


Зонд не влияет на поток локальное измерение содержания воды. Schlumberger


Манометр, термометр гамма

Прибор SONDEX: Центрирование прибора в скважинетермометр, гамма,

локация муфт, траектория ствола

Центрирование прибора в скважине, Измерение траектории ствола, Объемное сканирование состава флюида, Одновременная сборка нескольких дублирующихся расходомеров,

Центраторы Измерение внутреннего диаметра ствола скважины.

CAT – измерение емкости,RAT – измерение сопротивления,

Сканирующий влагомер

р р ,SAT – расходометрия.

Д й йДвойнойкаверномер

Расходомер


ОАО «Тюменьпромгеофизика»

39Многозондовый емкостной прибор (CAT)Многозондовый емкостной прибор (CAT)

00oo 7.57.5oo

1515oo 22.522.5oo

О б• Определяется объемное

содержание воды

• Используется геометрический

Участок притока нефтиу р

метод.нефти


40Основные характеристики приборов.Основные характеристики приборов.

Параметр

Тип

Мин. D скв. (мм)

Макс. D скв. (мм)

Длина прибора (м)

Макс. t (град. С)

Макс. р (MPa).

Polaris 45 312 5.7 177 138

CAT 100 192 12.7 194 104

FSI 72 225 4.9 167 113

Tractor 54 245 9.75 150 103

Ограничение на FSI:р• Нефть или газ являются непрерывной фазой : Vm < 1 м/с.• Непрерывная водная фаза : Vm < 2 м/с.• Горизонтальные скважины с разделением фаз по плотности : Vm < 3 м/с


Горизонтальные скважины с разделением фаз по плотности : Vm < 3 м/с.

41Траектории ГС с указанием текущего забоя (Латераль) –скважины Газпромнефть-ННГр ф

-2350.0

-2345.02900.0 3000.0 3100.0 3200.0 3300.0 3400.0 3500.0 3600.0 3700.0


-2210

-22082480 2580 2680 2780 2880 2980


-2370 0

-2365.0

-2360.0

-2355.0

ютная

глуб

ина,

м

-2214

-2212

2210

ютная

глуби

на, м

-2385.0

-2380.0

-2375.0

2370.0

Абсо

лю

-2220

-2218

-2216

Абсолю

-21762570 2670 2770 2870 2970


-2307

-23052500 2700 2900 3100 3300 3500 3700


2184

-2182

-2180

-2178

ая глуби

на, м

-2317

-2315

-2313

-2311

-2309

ютная глубин

а, м

-2190

-2188

-2186

-2184

Абсол

ютна

-2325

-2323

-2321

-2319

2317

Абсолю


42Способы вызова притока в ГС.Способы вызова притока в ГС.

ГНКТвысокая стоимость установки,технологические сложности.

Газонагнетательная установка+ оценка типа источника обводнения в условиях ограниченного времени и средств- депрессии и состав часто не соответствуют технологическим, одномоментный дебит, негативное воздействие на пласт.

Струйный насос+ создание депрессии приближенной при работе скважины на технологическом режиме; регулировка Рзаб с поверхности; можно использовать в скважинах с низким Нст;;возможность создания переменно высокой и низкой депрессий на пласт; техническая и экологическая безопасность технологии.после ГРП есть риск выхода из- после ГРП есть риск выхода из

строя струйного насоса; при Рплниже Ргидр происходит поглощение пластами рабочей жидкости при остановке циркуляции,

б


технологические проблемы (засорение).

43Примеры интерпретации горизонтальных скважин (пакет Emeraude – Kappa)Примеры интерпретации горизонтальных скважин (пакет Emeraude – Kappa)


3- МЕЖДУНАРОДНАЯ ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ДОБЫЧИ...

Documents

Transcript of 3- МЕЖДУНАРОДНАЯ ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ДОБЫЧИ...