- •На тему Гидродинамические исследования скважин на примере Киринского месторождения
- •Задание
- •Аннотация
- •Оглавление
- •Гидродинамические исследования скважин и их роль в освоении морских нефтяных и газовых месторождений.
- •1.1 Основные задачи исследования скважин
- •1.2 Классификация газогидродинамических исследований
- •1.3 Особенности исследований газовых скважин
- •1.4 Методы определения параметров пласта при исследованиях на стационарных режимах
- •1.5 Методы определения параметров пласта по исследованиям скважин на нестационарных режимах фильтрации
- •Геологическая характеристика Киринского месторождения
- •2.1 История тектонического развития и основные структуры
- •3. Проведение гидродинамических исследований скважин на примере Киринского месторождения
- •3.1 Современный комплекс оборудования опробования и испытания скважин применяемый для проведения работ на Киринском месторождении
- •3.2 Пример обработки данных, полученных в ходе испытания скважины №2 Киринская
3.2 Пример обработки данных, полученных в ходе испытания скважины №2 Киринская
Продуктивный интервал (пласт N1dg) вскрыт бурением 19 августа 2009 года. Объект представляет собой газоносный пласт, приуроченный к песчаникам. Тип коллектора - поровый. Газопоказания в процессе бурения интервала достигали 10,7 %. [1]
С целью испытания интервала 2882-29031 м была собрана и спущена в скважину компоновка внутрискважинного испытательного инструмента (DST) совместно с трубным перфоратором ПКТ 4 ½ PJ 4505. Предполагаемое пластовое давление в середине интервала перфорации по данным XPT – 298,6 кг/см2. Расчетная депрессия – 90 кг/см2, для чего при спуске были долиты раствором хлористого кальция плотностью 1,24 кг/см3 элементы компоновки пластоиспытателя, 7 свечей УБТ 120,6 мм, 51 свеча СБТ 88,9 мм.
05 октября 2009 г. в 19:45 произведена перфорация скважины плотностью 16 отверстий на 1 погонный метр.
После очистки скважины были проведены исследования на стационарных режимах: трех штуцерах прямого хода (12,7 мм, 14,29мм и 15,88мм) и два штуцера обратного хода (14,29мм и12,7мм). При исследовании на штуцере 15,88мм были отобраны пробы газа и газоконденсата для рекомбинированной пробы при различных режимах сепарации (Рсеп=30кг/см2, Рсеп=40кг/см2 и Рсеп=50кг/см2).
Затем скважина закрыта на забое для записи КВД, по окончании которого, в соответствии с Планом работ была отобрана глубинная проба пластового флюида, при работе скважины на режиме (штуцер 12,7мм), глубина установки пробоотборника 2864.
Результаты исследования скважины приведены в Приложении №3.
Динамика изменения устьевого давления и температуры в процессе испытания скважины представлена на Рисунке 3.6.
Рис. 3.6 Динамика изменения устьевого давления и температуры в процессе испытания скважины.
Для разделения потока флюида использовался трехфазный горизонтальный сепаратор. Дебит газа регистрировался с использованием диафрагменного измерителя Даниэля.
На рисунке 3.7 представлена динамика изменения устьевого давления и дебита газа в процессе работы скважины на режимах.
Рис. 3.7 Динамика изменения устьевого давления и дебита газа в процессе работы скважины на режимах.
На рисунках 3.6, 3.7 видно, что режимы исследования соответствуют установившемуся состоянию для достижения целей и задач, поставленных программой по испытанию скважины.
Данные результатов измерений глубинных датчиков использовались для построения индикаторной диаграммы и для расчета характеристик объекта при исследовании на неустановившихся режимах (Таблица 3.1)
Таблица 3.1
Результаты обработки КВД методом Хорнера
Начальное среднее Р пл. Гидродинамическое давление перед закрытием скважины Проводимость, (kh) Проницаемость, k Коэфф. влияния ствола скважины, C Скин –фактор скважины, S Радиус исследования, Dinv Потери давления на забое из-за скина, Dp(S) |
296.850 294.990 1.867E+04 455.2 0.1035 8.98 871. 0.9123 |
кгс/cм2 кгс/cм2 мД*м мД м3/кгс м кгс/cм2 |
График Хорнера (зависимость давления от дебита как функция суперпозиции) представлен на рисунке 3.8.
Рис.3.8 Обработка результатов измерений методом Хорнера.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
ГДИС относится к сфере научных услуг по получению информации о продуктивном пласте и может рассматриваться как слабоструктурированная проблема системного анализа.
Проблема ГДИС является одной из актуальных и достаточно специфических и сложных научно-технических оставляющих в общем комплексе вопросов управления разработкой месторождений углеводородов и состоит в интегрированном, междисциплинарном подходе к решению проблем на основе современных научно-технических достижений геологии, геофизики, а также результатов исследований по подземной гидромеханике, математическому моделированию, компьютерным технологиям, отраслевой экономике с учетом политических, социальных, юридических, экологических, финансовых и других аспектов (за рубежом - Integrated Reservoir Management).
Газогидродинамические исследования являются частью процесса испытания скважины на его заключительной стадии. С их помощью определяют насыщенность вскрытого пласта и его коллекторские свойства, физико-химические свойства пластового флюида (нефть, вода, газ), пластовое давление и температуру.
Анализируя результаты проведения испытаний скважины №2 Киринского месторождения можно сделать вывод, что получен качественный первичный материал, который при комплексной интерпретации совместно с геофизическими, лабораторными и другими методами позволит получить наиболее точную модель пласта для рационального проектирования разработки месторождения с подбором оптимальных технологических режимов работы скважин.
В настоящее время с целью повышения эффективности проведения гидродинамических исследований Службой по испытанию скважин МФ ООО «Газфлот» особое внимание уделяется следующим аспектам:
Постоянное повышение уровня организации работ, от которого зависит как продолжительность, так и качество испытания.
Повышение квалификации сотрудников Службы по испытанию скважин в учебных центрах России, Франции, США.
Техническое совершенствование, которое заключается в использовании новейших высокотехнологичных средств контроля, управления и измерения. Для измерения расхода применяются сенсоры Micro Motion (Кориолисового типа), а высокоточные глубинные электронные манометры позволяют использовать при анализе данных ГДИС темпы изменения давления на базе логарифмических производных давления.
Использование передовых технологий в производстве работ. Например, использование компоновки DST позволяет сэкономить время на спускоподъемных операциях, а также на времени записи КВД за счет закрытия скважины на забое.
Использование современных программных средств и методов интерпретации данных. Для правильного выделения режимов фильтрации используется диагностический график в двойном логарифмическом масштабе.
Отбор и исследование устьевых и глубинных проб пластовых флюидов для определения состава, плотности, вязкости и сжимаемости составляющих компонентов дебита в пластовых условиях и условиях ствола скважины для последующих расчетов состава и распределения фаз в стволе скважины по глубине.
Проведение специальных исследований (исследование на газоконденсатность, исследование месторождений высоковязких нефтей и т.д.).
Список использованной литературы
АКТ результатов испытания III объекта скважины №2 Киринского месторождения в интервале 2882-2903 м
Гриценко А.И. Руководство по исследованию скважин: Учебное пособие/ А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов, и др. – М.: Наука, 1995. -523с
Дзюбло Александр Дмитриевич Геолого-геофизические исследования и модели природных резервуаров Баренцево-Карского региона с целью наращивания ресурсной базы углеводородов. Автореферат.
Индивидуальный рабочий проект на бурение (строительство) поисковой скважины №1 на Южно-Киринской площади в акватории Охотского моря с использованием ППБУ «Doo Sung»: М.: ОАО НПО «Буровая техника», 2010. – 349 с.
Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. Под ред. Г.А.Зотова, З.С.Алиева. М., «Недра», 1980, 301 с
Карнаухов, М.Л. Современные методы гидродинамических исследований скважин: справочник инженера по исследованию скважин/ М.Л. Карнаухов, Е.М. Пьянкова. – М.: Инфра-Инженерия, 2010. – 432с.
Мордвинов, А.А. Освоение эксплуатационных скважин: учеб. пособие для вузов / А.А. Мордвинов. – изд. 2-е, перераб. и доп. - Ухта: УГТУ, 2008. – 139 с.
Трутнев Ю.П., Министр природных ресурсов РФ «О ПОВЫШЕНИИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОСВОЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ РЕСУРСОВ КОНТИНЕНТАЛЬНОГО ШЕЛЬФА РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ»
Харахоринов, В.В. Нефтегазовая геология Сахалинского региона: науч. исследования – М.: Научный мир, 2010. – 276 с.
Шагиев, Р.Г. Исследование скважин по КВД: учеб. пособие/ Р.Г. Шагиев. - М.: Наука, 1998. - 304 с.
Эрлагер мл. Роберт. Гидродинамические методы исследования скважин: учеб. пособие/ Роберт Эрлагер мл. – Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2007. – 512 c.
Halliburton. Well Testing Catalog. Texas.
1.25" регистратор давления Sapphire SS2560. Руководство по эксплуатации.
Приложение 1
Типовая схема компоновки DST Киринского месторождения
Приложение 2
К омплекс палубного оборудования фирмы Halliburton
Приложение 3
Данные по исследованию III объекта скважины №2 Киринская (интервал перфорации 2882-2903)
Вид работ |
Дата, время
|
ΔТ
|
Dшт мм. |
Pустье, кг/см2 |
Tустье 0 С |
Pзаб, кг/см2 |
Tзаб 0 С |
ΔP |
Qг тыс.м3/сут |
Q конд м3/сут |
Примечание |
Очистка |
05.10.2009 19:45-21:00 |
01ч.15мин |
12.7 |
223.8 |
24.5 |
296,43 |
110,20 |
0,46 |
-- |
-- |
Работа по байпасу на горелку. |
Очистка |
21:00-00:00 |
03ч,00м |
14,29 |
195,4-198,1 |
37,8-51,7 |
294,72 |
110,80 |
2,17 |
-- |
-- |
Работа по байпасу на горелку. |
Очистка |
06.10.09 00:00-01:10 |
01ч10м |
12.7 |
210 |
53,3 |
295,17 |
111,10 |
1,72 |
-- |
-- |
Работа по байпасу на горелку |
Очистка |
01:10- 02:00
|
00ч.50мин |
12,7 |
210 |
53,9 |
295,18 |
111,27 |
1,71 |
-- |
-- |
Работа через сепаратор на горелку. |
Работа на режиме |
02:00-05:20 |
03ч. 20 мин |
12,7 |
209 |
55,3 |
295,18 |
111,75 |
1,71 |
371 |
54 |
Дебит конденсата рассчитан по часовому замеру |
Работа на режиме |
05:35-08:55 |
03ч. 20 мин |
14,29 |
197 |
59,6 |
294,72 |
112,20 |
2,17 |
439 |
66 |
Дебит конденсата рассчитан по часовому замеру(за час 2,75 м3), BWS составляет менее 0,5%, без твёрдой фазы |
Работа на режиме |
09:10-11:50 |
02ч.40мин |
15,88 |
185 |
61 |
294,24 |
112,50 |
2,65 |
502 |
70,8 |
Дебит конденсата рассчитан по часовому замеру(за час 2,9-3 м3), BWS составляет менее 0,5%, без твёрдой фазы, при Рсеп=30кг/см2 |
Работа на режиме |
11:50-14:15 |
02ч.25мин |
15,88 |
186 |
62 |
294,22 |
112,72 |
2,67 |
499 |
72 |
Дебит конденсата рассчитан по часовому замеру(за час 3 м3), BWS составляет менее 0,5%, без твёрдой фазы, при Рсеп=40кг/см2 |
Работа на режиме |
14:15-16:25 |
02ч.10мин |
15,88 |
185 |
61,6 |
294,18 |
112,89 |
2,71 |
500 |
69 |
Дебит конденсата рассчитан по часовому замеру(за час 2,9 м3), BWS составляет менее 0,5%, без твёрдой фазы, при Рсеп=50 кг/см2 |
Работа на режиме |
16:50-21:30 |
04ч. 40мин |
14,29 |
198 |
58 |
294,64 |
113,17 |
2,25 |
441 |
66,2 |
Дебит конденсата рассчитан по часовому замеру(за час 2,77 м3), BWS составляет менее 0,5%, без твёрдой фазы, при Рсеп=35 кг/см2 |
Работа на режиме |
06.10.09 21:30-07.10.09 00:10 |
02ч. 40мин |
12,7 |
210,4 |
57,6 |
295,12 |
113,26 |
1,77 |
370 |
54,5 |
Дебит конденсата рассчитан по часовому замеру(за час 2,26 м3), BWS составляет менее 0,5%, без твёрдой фазы, при Рсеп=35 кг/см2 |
КВД-1 |
07.10.09 00:10- 14:00 |
13:50 |
- |
- |
- |
296,89 |
109,73 |
- |
- |
- |
- |