- •Геофизические методы контроля разработки нефтяных и газовых месторождений вопросы к диф.Зачету (пги-курс)
- •Особенности объектов контроля разработки для месторождений нефти и газа. Классификация методов гис-контроля. Система контроля разработки методами пги и гдис: требования к охвату и периодичности.
- •Контроль перемещения флюидальных контактов при разработке нефте-газового месторождения. Преимущества и недостатки разных методов.
- •О собенности измерений уэс в обсаженных скважинах (дайте название метода, особенности технологии записи и опишите конструкцию прибора). Характеристики средств измерения, ограничения применения.
- •Гамма-гамма цементометрия
- •Способы вызова притока в процессе промыслово-геофизических и гидродинамических исследований. Преимущества и недостатки каждого способа. Различия подземного оборудования в скважинах разного типа.
-
О собенности измерений уэс в обсаженных скважинах (дайте название метода, особенности технологии записи и опишите конструкцию прибора). Характеристики средств измерения, ограничения применения.
CHFR, TCR
Измерительный модуль представляет собой зонд БКЗ диаметром 86 мм с некоторым количеством электродов, разнесенных под углами к друг другу, измеряющих разности напряжения, возникающих при протекании тока по горным породам вокруг ствола. Прибор генерирует низкочастотный(1Гц) ток 0.5-6 А, большая часть которого протекает по колонне вверх и вниз, меньшая (от части, двигающейся вниз) – попадает в пласт (фиксируемые разности потенциалов составляют всего 5-500нв) – рис. U0 - напряжение ок, U1, U2 – напряжения в породе, измеренные между двумя парами электродов, Рос – сопротивление ок.
Зонд измеряет разность потенциалов в нисходящем токе между парами измерительных электродов (при наличии 3 электродов можно провести 2 измерения, трех – одно). Падение напряжения между электродами включает потери тока из-за утечек как в колонне, так и в породе. Влияние размера утечки тока по колонне учитывается способом дополнительной калибровки. При дополнительном режиме измеряется ток при прохождении от верхнего питающего электрода к нижнему питающему электроду (разнесенных на 10м) – здесь утечка в породу уже ничтожна мала. Пластовый ток оценивают из тока обсадной колонны путем вычитания. Питающий ток величиной 1А создает токи утечки в породе величиной до нескольких мА/м. Естественно, что наиболее чувствителен прибор будет к сопротивлению пород вблизи измерительных электродов. Поскольку помехи от движения прибора столь велики, что делают невозможным проведение измерений, регистрацию проводят только на фиксированных точках ( обычно – двухминутная стоянка, что эквивалентно скорости 36м/ч), обеспечив предварительно идеальный контакт прижимного электрода к предварительно очищенной от примесей стенке колонны.
Погрешность измерения в пластах с сопротивлением 1-10 Омм составляет 10%, радиус исследования достигает 2-10м (т.е максимальная глубинность для ПГИ), вертикальное разрешение 1.2 м, прибор обеспечивает хорошую повторяемость записей и близость их с контрольными замерами в диапазоне до 100Ом (полученных после бурения скважины). Однако наблюдается влияние на показания метода некоторых характеристик цементного кольца (качества, сопротивления), а также место расположения поверхностного электрода, плохой контакт между секциями обсадной колонны и электродов с колонной также негативно влияют на качество измерений (поэтому технологией работ обычно предусматривается предварительное скребкование внутренней поверхности колонны). Преимуществами метода измерений УЭС в обсаженной скважине являются: возможность доразведки ранее неисследованных пластов без их прямого опробования или бурения новых скважин, определение остаточной водонасыщенности, мониторинг выработки пластов, применение в низкопористых коллекторах со слабоминерализованной водой.
-
Применение методов ГИС-контроля в условиях горизонтальных эксплуатационных скважин (ГС). Возможные структуры многофазных потоков в ГС и вертикальных скважинах. Задача определения фазовых профилей притока в скважине с многофазной продукцией – «современные подходы», ограничения, технология проведения ПГИ в ГС.
Особенность структуры газожидкостного потока в ГС является расслоение потока по сечению ствола. Приводит к снижению информативности стандартного комплекса ПГИ.
Есть технические проблемы проводки приборов в горизонтально ориентированные участки ствола, снижение достоверности результатов основных гоеф.методов. это касается методов измерения для изучения состава и расходных параметров продукции скважин контактным способом (расходометрия, влагометрия).
На участках ствола с низкой отметкой скапливается вода.
Кривая влагомера отражает в большей степени профиль ствола, чем состав притока из работающих интервалов пласта. Скв прибор, если он не центрирован, перемещается в области распространения тяжелой фазы. Кривые плотностемера и резистивиметра аналогичны.
На диаграммах термоанемометра более существенно, чем в вертикальном стволе, отражается наличие воды.
При увеличении дебита могут быть созданы условия для выноса жидкости из гор-ой части ствола. Информативность ПГИ улучшается. Механическая расходометрия работает неустойчиво. Возрастает роль термоанемометра. Поступление флюида в ствол сопровождается изменением его температуры из-за дросселирования.
Отсутствует градиент естественной температуры в стволе. Из-за низкой депрессии на пласт снижается величина аномалии дросселирования.
Контроль состояния горизонтальных скважин.
Принципиальные возможности проведения комплексных ПГИ на высоком технологическом уровне с помощью специализированных измерительных комплексов типа «Flagship» (Schlumberger). К сожалению, в России исследования в ГС пока проводятся неприспособленной стандартной аппаратурой ПГИ, не имеющей многодатчиковую ИИС для оценки распределения состава в стволе.
В связи с этим информативность исследований невысока, т.к. невозможно учесть изменения структур расслоенного потока. В эксплуатационных горизонтальных скважинах (ГС) значительно снижается эффективность большинства традиционных методов ПГИ. Одновременно для таких объектов возрастает роль интегральных методов изучения физических свойств продукции во всем стволе (а не в камере датчика), позволяющих более объективно оценивать интенсивность и характер притоков. К числу таких методов следует отнести термометрию (в том числе и системы DTS на основе оптиковолоконных систем), индукционную резистивиметрию и спектральную шумометрию, которые, несмотря на пониженные информативные возможности по оценке работы пластов, все-таки более устойчивы к погрешностям измерений, связанным с многофазным заполнением.
Как показывает имеющийся отечественный опыт таких исследований, возможности выполнения оценок продуктивности в ГС могут быть сведены к двум вариантам:
- Изучение профиля притока способом прямых замеров в горизонтальной части пласта после доставки скважинных приборов: пневматическим путем, с помощью «трактора», колтюбинга, гибких труб или специального «жесткого» кабеля (на ограниченные расстояния). Несмотря на уже реализованные возможности по проведению таких исследований комплексом методов оценки «приток-состава» в Татарии, Сургуте, Оренбурге и в других местах, информативность измерений пока оценивается как невысокая.
- Исследование суммарных фазовых характеристик притока в наклонной части ствола скважины выше продуктивных зон. Апробируемые здесь технологии замеров - снятие кривых восстановления уровней на забое, стабилизации давления КСД и флуктуационные исследования.
Профильные ПГИ в горизонтальной части ствола.
Оценка информативности таких исследований, выполняемых с помощью стандартного комплекса серийной аппаратурой ПГИ, сводится к следующим моментам:
Наибольшей результативностью отличаются режимные замеры термометрии и термокондуктивной расходометрии. С их помощью удается определить интервалы со значительными притоками, но обычно не профиль притока. С целью повышения чувствительности термометрии отдельными авторами предлагалось дополнять исследования закачкой охлажденной жидкости, но такие способы из-за сложности нельзя считать технологичными.
Применение различных методов оценки состава смеси в условиях расслоенных структур и сложного профиля горизонтальной части ствола также не дает позитивной информации по профилю притока. Информативность данных методов фактически сводится лишь к уточнению условий проведения замеров.
Результативность расходометрии в условиях ГС ограничивается предрасположенностью тахометрических датчиков к засорению механическими частицами. В условиях применения при закачивании ГС сетчатых или щелевых фильтров (без производства цементажа затрубного пространства) количественные оценки РМ могут быть неоднозначными, т.к. частично поток будет распределен в заколонном пространстве.
Малоинформативными даже в скважинах с очень высоким газовым фактором показали себя датчики шумоиндикатора (интегральный частотный канал ШИ), хотя в спектральной модификации у этого метода есть большие потенциальные возможности.
Записи стандартным нейтронным методом НК при наличии в продукции значительной доли газа информативны, но лишь как метода, дающего дополнительную оценку состава многофазного флюида непосредственно в стволе.
-
Методы и задачи при исследованиях технического состояния эксплуатационных скважин. Условия применения каждого типа методов. Характеристика применяемых методов цементометрии, используемые на практике модификации этих методов, информативные ограничения.
Тех состояние
Группа стандартных задач Наименование стандартной задачи |
Комплекс методов промы- слово-геофизических исследований (ПГИ) |
Примечание (объекты, технология исследований, этапность, др. - для отдельной задачи) |
1 |
2 |
3 |
IY. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ РАБОТЫ СКВАЖИНЫ |
||||
IY. I Оценки работы элементов подземного оборудования (по необходимости) |
||||
1. Срабатывание пусковых муфт (при компрессировании) * |
Устьевые давления на замерной установке или ТМ, БМ |
Добывающие малодебитные скважины. Исследования в процессе пуска в работу (осваиваемые, малодебитные, с КРС) |
||
2. Герметичность пакера (способом контроля уровней над пакером) * |
Устьевые давления на замерной установке, эхолокация, ШИ в динамике |
Добывающие скважины (газовые или с раздельной эксплуатацией объектов). В процессе других исследований ПГИ-ГДИС или по спецпрограмме |
||
3. Эффективность работы насосов ЭЦН* |
Дебиты по замерной установке, динамическим уровням (ЭХ), методам оценки динамических уровней в стволе (ВЛ, БМ, др.) |
Добывающие нефонтанирующие скважины, оборудованные ЭЦН. Периодичность определяется мероприятиями промыслового мониторинга и технологических измерений ГДИС |
||
IY. II Оценки состояния продукции в стволе работающей скважины |
||||
1. Уровень жидкости в стволе (эксплуатационной колонне шшНКГ) * |
ЭХ (уровни) или замеры ВЛ, РИ, БМ, ПЛ, ТА |
Добывающие скважины. В процессе ПГИ с определением приток-сосгава (см.п. П.1) |
||
2. Уровни жидкости в межко- лонном пространстве (ЗТ)* |
ЭХ, ГГК (ПЛ по рассеиванию гамма квантов) |
Добывающие скважины. В процессе ПГИ с определением «приток-состава» (см.п. II.I) при отсутствии пакера |
||
1 |
2 |
3 |
||
3. Фазовые уровни в стволе (эксплуатационной колонне илиНКТ) * |
ВЛ,РИ,БМ,ПЛ,ТИ |
Добывающие скважины с многокомпонентной продукцией. В процессе ПГИ с определением приток-сосгава (см.п. П.Г» |
||
4. Состав смеси на забое в стволе (эксплуатационной колонне или НКТ) * |
БМ(ГО1), ВЛ, РИ, ТМ |
Тоже |
||
5. Динамика изменения уровней жидкости (работа ЭЦН) * |
ЭХ |
Добывающие нефонтанирующие скважины, оборудованные электроцентробежным насосом. Периодичность определяется мероприятиями промыслового мониторинга и ГДИС |
||
6. Интервалы разгазирования нефти в стволе при снижении забойного давления ниже давления насыщения |
БМ, ПЛ, ТМ |
Добывающие нефтяные и газоконденсатные скважины. Периодичность - по необходимости (при создании условий для разгазирования продукции) |
||
IY. III Определение межпластовых перетоков (по стволу) |
||||
1. Интервалы (кровля- подошва) межпластовых перетоков* |
Прямые замеры РМ совместно с БМ(ПЛ), ВЛ. РИ (с закачкой солевых MB). Серия ТМ на переходных режимах с выходом на стабилизацию процесса, ШИ, КНАМ, ИНГК с применением гидрофильных (гидрофобных) MB. |
Эксплуатационные скважины, в процессе освоения, простаивающие (в необсаженных или перфорированных участках ствола). В процессе ПГИ с определением «притока- состава» (см. охват и периодичность в соответствии с п.П) |
||
2. Направления межпластовых перетоков* |
||||
3. Тип флюида в межпла- стовом перетоке) ** |
||||
4 Дебиты межпластовых перетоков |
||||
IY.IY Определение суммарных фазовых расходов скважины |
||||
1. Суммарный расход стабильно работающей скважины по жидкости * |
Замерные установки или РМ_Ж (замеры вне интервалов притока на разных скоростях на спусках и подъемах), дополнительно - ФХИ (анализ проб) |
Добывающие нефтяные или водозаборные скважины. В процессе ПГИ с определением приток-состава (см. п.11.1) |
||
2. Суммарный расход скважины по газу* |
Замерные установки или РМ_Г, дополнительно - ФХИ (анализ проб продукции) |
Добывающие газовые скважины. В процессе ПГИ с определением «приток-состава» (см.п.П.1) |
||
3. Суммарные фазовые дебиты газо-жидкостной продукции для стабильно работающей скважины (включая ее обводненность) * |
Замерные установки или РМ_Г, БМ, ТМ или РМ_Ж (замеры вне интервалов притока на разных скоростях на спусках и подъемах), ПЛ (БМ), ВЛ, ФХИ дополнительно |
Добывающие обводняющиеся нефтяные или газовые скважины. В процессе ПГИ с определением «приток-состава» (см.п. II.I) |
||
4. Суммарный расход нестабильно работающей малодебитной скважины по жидкости* |
ЭХ (уровни) или ПЛ (ВЛ, БМ) |
Добывающие обводняющиеся нефтяные скважины, эксплуатирующиеся в режиме накопления (подъема уровня). В процессе ПГИ с определением «приток-состава» (см.п.П.1) |
||
5. Суммарные фазовые дебиты газожидкостной продукции для нестабильно работающей малодебитной скважины (включая ее обводненность) * |
ЭХ (уровни) или БМ (ВЛ, ПЛ) |
Добывающие обводняющиеся нефтяные или газовые скважины, эксплуатирующиеся в режиме накопления (подъема уровня). В процессе ПГИ с определением «приток- состава» (см.п. II.I) |
||
Y. ТЕХНИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ СОСТОЯНИЯ СКВАЖИНЫ |
||||
Y. I Уточнение положения элементов конструкции (по необходимости) |
||||
1. Муфты обсадных и лифтовых колонн* |
ЛМ, ГГДТ, ЭМД |
Обсаженные скважины. В процессе любых исследований по ПГИ |
||
1 |
2 |
3 |
||
2. Траектория ствола скважины* |
Инклинометрия гироскопическая |
Эксплуатационный фонд скважин. Согласно плану повторной инклинометрии |
||
3. Искусственный забой* |
Шаблонирование, JIM, ГК |
Обсаженные скважины. В процессе любых исследований по ПГИ |
||
4. Элементы подземного оборудования (башмак НКТ, пакеры, пусковые муфты и т.п.)* |
JIM, МК, ЭМД, ГГДТ или методами оценки притока, ТМ, ШИ в динамике |
Обсаженные скважины. В процессе любых исследований по ПГИ или по спец. программе |
||
5. Определение мест прихвата НКТ, др. оборудования * |
Прихватоопределитель ПХ, ЛМ |
Обсаженные скважины. В процессе ликвидации аварий (КРС) |
||
6. Определение герметичности искусственного забоя (моста) * |
Методы оценки притока в динамике на различных режимах |
Обсаженные скважины. В процессе любых исследований по ПГИ |
||
Y.II Оценки состояния внутриколонного пространства труб (вне продуктивных интервалов) - (по необходимости или с периодичностью 1 раз/2 года) |
||||
1. Сальники (гидратные пробки, солевые отложения) |
Шаблонирование, МК или методами оценки притока, ШИ в динамике |
Обсаженные добывающие скважины. В процессе ликвидации причин непрохож- дения приборов (шаблонов) |
||
2. Коррозия элементов конструкции скважины * |
МК, ЭМД, ГГДТ, CAT, скважинное видео |
Фонд эксплуатационных скважин. Охват - до 10% в процессе других мероприятий технического контроля. Старый фонд эксплуатационных скважин и скважины в КРС. Охват - до 100% |
||
Y.III Выявление негерметичностей колонн и уточнение границ фильтра - (по необходимости или при КРС) |
||||
1. Перфорация (интервалы), отдельные негерме- тичности лифтовой и эксплуатационной обсадной колонны *, ** |
ЛМ, ГТДТ, ЭМД, МК, а также активные способы: серия ГК, РИ с закачкой MB; ТМ с закачкой контрастной по температуре жидкости |
Фонд эксплуатационных скважин. После первичной или повторной перфорации, при подозрениях на негерметичность колонн |
||
2. Негерметичность муфтовых соединений *, ** |
ТМ, ШИ и методы притока в динамике, РИ с закачкой MB; ТМ с закачкой контрастной по температуре жидкости |
Фонд эксплуатационных скважин при подозрениях на негерметичность колонн |
||
3. Выявление дефектов тела труб через колонну (НКТ, ЭК) * |
ЭМД |
Фонд эксплуатационных скважин. При подозрениях на аварийное техническое состояние |
||
Y.IY Контроль качества цементажа - (по необходимости или при КРС) |
||||
1. Наличие (полное или частичное) цемента в зако- лонном пространстве* |
ТМ после заливки, ГГЦ, АКЦ |
Фонд обсаженных скважин. Охват 100%. После выполнения цементажа |
||
2. Содержание цемента по направлениям* |
ГГЦ, АКЦ, ВАК |
То же |
||
3. Сцепление цемента с породой и колонной* |
АКЦ, ВАК |
Фонд обсаженных скважин. При подозрениях на негерметичность ЦК и заколонные перетоки |
||
4. Качество цементажа колонны* |
ВАК |
То же |
||
5. Негерметичности цементного кольца, создающие условия для заколон- ных перетоков флюидов* |
В динамике методами ТМ, ШИ, шс |
То же и в процессе ПГИ на оценку «приток- состава» |
Цементометрия
Гамма-гамма цементометрия