3. Развитие методов и технологий промыслово-геофизического мониторинга разработки месторождений нефти
ЗАПОЛНЕНИЕ ПОР ПО ЯМР: ГК, ПС, dc глубины ИК, БК, k. ЯМР КНГ-тек Т 1 Т 2 СПЕКТРЫ ЯМР τкри КП_i КП_НК КП КП КП_эф КП_связ вода глин газ нефть вода свободная вода связаннная
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)
Углеродно-кислородный (C/O) каротаж (RST) в бурящихся и эксплуатационных скважинах RST WFL и каротаж в эксплуатационных скважинах t, ms
ПАР НЕФТЬ ВОДА СВЯЗАН. ВОДА ПЕСЧАНИК ГЛИНА Пример углероднокислородного (C/O) каротажа. Устройство зонда RST
Результаты оценки текущей насыщенности пластов по методам углеродно-кислородного каротажа пласт AС 4 -5 Оценка текущего насыщения в неперфорированной скважине нефть
Комплексирование методов оценки насыщения и «приток-состава» для выявления причин обводнения в притоке – вода! приток подтягивание воды перфорированная часть пласта нефтенасыщена!
3. 2 Оценка насыщенности по у. э. с. (ЭК) в обсаженных скважинах – метод сопротивлений (CHFR – Cased Hole Formation Resistivity– Шлюмберже / TCRT – аналог Бейкер Атлас)
НЧ-токи с I=0. 5 -6. 0 А Измеряемые del. U=5 -500 н. В Замеры в точке Rиссл. =2 -10 м r = 1 -100 Ом Dприб. > 3”
токи электричества Поверхностный электрод Обсадная колонна Верхний токовый электрод Измерительные электроды (12 шт. ) Перепад напряжения Нижний токовый электород Принцип работы устройства «CHFR» (Schlumberger)
RST CHFR Влияние низкой глубинности у комлекса RST
ДИНАМИКА ИЗМЕНЕНИЯ НАСЫЩЕННОСТИ БЛИЖНЕЙ ЗОНЫ по комплексам: CHFR (Rиссл. >2 м) RST (Rиссл. до 10 -15 см) Открытый ствол Расформирование зоны проникновения Влияние нагнетания
Альтернатива C/O-каротажу – волновая акустика (ВАК) !!! 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»
ОЦЕНКА НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ ПО МЕТОДУ ВАК. СРАВНЕНИЕ С ДР. МЕТОДАМИ Неперф. интер. 1. ЭКОС (CHFR), 2. ВАК, 3. С/О 23 12 14 2 17 42 Перф. интер. 1. ВАК
3. 3 Исследования состава-притока в эксплуатационных скважинах с многофазной продукцией (PLT) - на основе устройств для оценки распределения компонент в потоке: Flo. View / CAT , GHOST
КОПЛЕКСНЫЙ ПРИБОР «ПРОМЫСЛОВОГО КАРОТАЖА» (PLT) (ДЛЯ ОЦЕНКИ «СОСТАВАПРИТОКА» ) на примере ФИРМЫ «ШЛЮМБЕРЖЕ» Общий модуль Методы состава Модуль РК (C/O) Модуль Оценки цементажа Профилемер FCIT Складная вертушка, профилемер, датчики состава Градиентманометр Проточный вертушечный расходомер Датчик давления
Стандартная компоновка комплексного прибора промыслового каротажа PLT «PS PLATFORM» (Шлюмберже) С точностью 0. 002 г/куб. см Gradiomanometer tool GHOST tool С точностью 0. 6 м/мин. Flow-Caliper Imaging tool PBMS PGMC GHOST PFCS Telemetry, gamma ray, CCL, pressure, temperature Density, deviation Gas holdup Velocity, Water holdup, X-Y caliper Basic Measurement sonde ОБЩАЯ ЧАСТЬ ИЗМЕРИТЕЛЬНОГО ЗОНДА Разнос датчиков градиентманометра 0. 53 м FCIT -электрические датчики Flo. View MCFM -емкостные датчики
Датчик Чувствительный элемент Ground electrode Электрод continuous phases) (For oil заземления Керамический изолятор Держатель Провод Датчики электропроводимости (токовые резистивиметры «FCIT» , Schlumberger )
Зонд «Flo. View» 0. 125 mm ~1 mm ~0. 4 mm 0. 66 mm
высокое Пузырьки флюида вода Степень отражения света на фотодиод выше в газе и ниже в жидкости газ показания низкое нефть t Сигнал на фотодиоде низкое время Луч света Светооптические каналы Глубинный зонд Оптические анализаторы газосодержания ( «GHOST» , Schlumberger )
Прямые измерения при проведении каротажа «продуктивности» Расход Flo. View GHOST газопроявлен. нефтепроявл Расход = скорость фазосодержание площадь
ВЛИЯНИЕ НА ПОКАЗАНИЯ ДАТЧИКОВ СТРУКТУРЫ ПОТОКА Режимы потока нефти и воды в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах
Определение профиля трехфазного потока с помощью GHOST • Некоторое количество газа и нефти поступают из каждой зоны • Водопроявление ниже XX 900 • 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.
Определение 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)
Рециркуляция воды вносит путаницу в стандартную интерпретацию диаграмм промыслового каротажа • С помощью функции подсчета пузырьков прибора GHOST можно отличить небольшое водопроявление (X 40) от рециркуляции флюида в стволе скважины • Клиент получает информацию, необходимую для того, чтобы провести изоляцию водоносных горизонтов.
Оценка 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.
3. 4. Новые методы оценки технического состояния скважин
Пример «Скважинного ВИДИО» (контроль тех. состояния внутренней поверхности ствола и перфорационных отверстий
МНОГОРЫЧАЖНЫЕ ПРОФИЛЕМЕРЫ MIT(Multifinger Image Tool)
Магнитно-импульсная дефектоскопия SPE 162054 “Memory magnetic imaging defectoscopy”
Двух барьерная модель исследования Порода Цемент Колонна НКТ
Дрифт анализ Увелич. металла TREND Данные прибора Потеря металла Увелич. металла
Два барьера – панель коррозии Коррозия в колонне Муфты НКТ Продув. муфта Муфты колонны
Пример: Наличие перфорации Хорошая перф. Муфты колонны Плохая перф. Муфты колонны
Определение 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.
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. Гамма-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
Интегральная акустическая цементометрия
Сканирующая акустическая цементометрия
Гамма-гамма цементометрия
Гамма-гамма дефектометрия-толщинометрия
Акустическое сканирование стенки скважины или обсадной колонны
Выделение интервала износа колонны в месте установки ЭЦН по данным акустического телевизора. САТ-1 М. Контроль качества и плотности интервала перфорации зарядами Big. Hole.
3. 5 Опробователи на кабеле (MDT, CHDT)
ГДИС при испытаниях пласта – КИИ (ИПК/ИПТ) (MDT - Modular Formation Dynamics Tester)
и проницаемостей Kx-Kz
Давление Рпл Подвижность скв. 12312 (k=15 md) АПРОБАЦИЯ новых технических средств ГДИС в открытом стволе Пример - MDT для оценки анизотропии пластов (вертикальной и горизонтальной Кпр)
Методы сканирования ствола (FMI - Formation Micro Imager / FMS)
3. 6 Вызов притока при проведении исследований
Технология 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 пласте Освоение скважины компрессированием 1, 2 – кривые изменения расхода Q и давления Р во времени t
Технология освоения скважины свабированием «а» – сваб движется вниз, клапан сваба открыт; «б» – сваб движется вверх и захватывает часть жидкости, клапан сваба закрыт Освоение скважины свабированием 1, 2 – кривые изменения расхода Q и давления Р во времени
Проведение ГТМ-ГДИС с помощью струйных насосов
Примеры исследований со струйным насосом
Результаты исследований в скважине ЭЦН, оборудованной системой байпассирования «Y-tool» 0 a) 2750 2 3 4 1 20 1 0 100 у. е. 94 2 96 I* T б) 1 S в) 3 4 II* 2850 3 II 2900 0 600 у. е. 100 0 С 0 B=504 Q=94% I 2800 98 B=30. 7 Q=6% 5 0 1 у. е. 1 у. е. 6 7
2750 40 0 85 1. 3 400 -10 2 2800 I 1 11 90 110 3 92 94 I* 96 98 100 о. С 0 B=575 0. 0 1200 1. 0 у. е. 0. 0 1. 0 у. е 7 4 6 5 2850 2900 I II* B=135 II 2950 III* 3000 III 3050 B=30 8 9 10 11
Стационарные дистанционные информационноизмерительные системы (СИИС) P, T, Q Вариант с дистанционными модулями на кабеле Вариант с дистанционными модулями на якорях Вариант с дистанционными модулями, встроенными в оборудование типа ОРЭ
Технология индивидуального непрерывного глубинного мониторинга добычи и разработки по Стационарным ИИС (применительно к оборудованию одновременно-раздельной эксплуатации) ДИАГНОСТИКА ДИНАМИКИ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ и СКИН-ФАКТОРОВ ПО ПЛАСТАМ Р[атм] ДИАГНОСТИКА РАЗГАЗИРОВАНИЯ Q[м 3/сут] Р[атм] ДИАГНОСТИКА ОБВОДНЕНИЯ ВЛАГОМЕР III МАНОМЕТР W[%] I Рпл 1 Р[атм] II 1 Q[м 3/сут] 3 2 2 5 Рнас. 4 Рпл Q[м 3/сут] 65
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) Пласты имеют различные проницаемости, скинфакторы, пластовые давления, составы флюида Q P 1 S 1 P P 2 S 2 k 1 k 2 R По результатам ПГИ По результатам ГДИС Неизвестные h 1 h 2 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 стр. 68 68
Пример индивидуального непрерывного дистанционного контроля совместной работы пластов в скважинах с ОРЗ Давление Расход воды I пласт Log-log диагностика АС-12 -2 Кпр (по воде) 2. 1 м. Д S - 4. 7 Полудлина трещины 114 м Рпл (на кровле ИП, Rконт-250 м) ~ 397 атм пласт Log-log диагностика АС-12 -1 Кпр (по воде) 16. 7 м. Д S - 6. 3 Полудлина трещины 114 м Рпл (на кровле ИП, Rконт-250 м) ~ 395 атм 69
Мониторинг совместной разработки Постановка задачи Раздельная оценка параметров разработки скин-фактора (Si) полудлина трещины гидроразрыва пласта (Lтрi) пластового давления (Pплi) продуктивности (Qi/(Pплi – Pсi)) фазовой проницаемости (ki) других эксплуатационных и петрофизических параметров Q
Пример использования в системе ОРЗ (в мандрелях) встроенных датчиков давления и перепадов давления (диф. манометров)
КЛАССИФИКАЦИЯ ГЛУБИННЫХ СИИС (ДЛЯ ОРЭ) 2. Распределенный (по стволу) 1. Точечный (давление или др. ) Автономный глубинный В «карманах» НКТ С креплением на якоре Дистанционный глубинный ν ν Оптоволоконный (термометр) в ВС Оптоволоконный (термометр) в ГС На приеме ЭЦН (контрольный) ν ν С передачей данных «по плас-ту» - в наблюдательную скв-ну Бескабельная система Акустический канал Электромагнитный канал С дополнительным кабелем ν Система «гирлянда» (стыковка с силовым кабелем ЭЦН) Кабель в затрубье Без перемещения прибора ν С оборудованием ОРЭ С возможностью перемещения прибора ν Без оборудования ОРЭ ν Другие С электропакером / гидроприводом Без возможности пакеровать пласт ν
Реализация акустического канала телеметрии для СИИС Насосная (ЭЦН) скважина Регистратор Силовой кабель Насос Глубинный прибор НКТ Излучатель Пласт
3. 7 Исследования в горизонтальных эксплуатационных скважинах с многофазной продукцией
Пример залежи с обширными ВНЗ А В Разрез А – А В Разрез В – В С 1 А С 2 Неоднородность и сложная геометрия коллектора, наличие активных подошвенных вод – причина быстрого обводнения ВС
Задачи 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. 76
Сложности 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. 77
Особенности конструкции горизонтальных скважин Традиционные конструкции: 1 - без цементной заливки с фильтрами различной конструкции 2 - цементная заливка, кумулятивная перфорация 3 - открытый ствол Современные способы заканчивания горизонтального участка 1 2 3 ОК 146 - 178 мм Хвостовик 114 мм Заканчивание – щелевые фильтры, системы ICD (Inflow Control Device) 78
Формы траекторий и особенности структуры многофазного потока в действующих ГС Урало-Поволжье Западная Сибирь Эпюры скоростей и застойные зоны в двухфазном потоке Реальные траектории горизонтальных стволов Суммарный дебит Куб м/сут 900 200 90 80 89 90 Отклонение скважины от вертикали 91 79 Взаимодействие скважинного прибора с потоком
100 10 Диспергированный пузырьковый С пробками С удл. пузырьками Волн. кольц. 0. 01 0. 1 1 Прерывист. 0. 001 Приведенная скорость жидкости, фут. /сек 1000 Схема горизонтального потока «газ-жидкость» Расслоенный ровный Расслоенный Кольц. волнообразный 0. 001 0. 1 1 10 100 Приведенная скорость газа, фут. /сек 1000
Теоретические 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
Приборный комплекс для исследования действующих горизонтальных скважин АГАТ-КГ-42 -6 В PLT-06 Современные 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 -6 В; 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. 82
Технологии доставки скважинной аппаратуры Центратор Ведущие ролики Центратор “Забойный трактор” ГНКТ - “Coiled Tubing” Условия применения и ограничения Технология Условия применения Lгс Q>500 м 3/cут Слож. траект ГС Н по стволу Откр. ствол. ГНКТ - “Coiled Tubing” <1000 м + -/+ - <4 км + Латераль, «ЖК» “Латераль”, “Жесткий кабель” Pбуф <300 м - - - <3 км + Без огр. + + + До 10 км -/+ «Трактор» 83
Забойный трактор Well Tract - WT 218 XR Верхний коннектор Well Tract характеристики: Основные Электромотор Гидравлическая секция наружный диаметр корпуса - Электронная секция длина - 4. 87 м, 54 мм, вес - 79 кг, Диаметр скважины - от 56 до 157 мм, Скорость транспортировки от 900 до 1200 м/ч Тяговые колеса Кабель - не менее 3 жил. Гидрокомпенсатор Нижний коннектор 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. 84
Исследование модуля РГД в двухфазном потоке Вертикальная и наклонная скважина Комплексный прибор в горизонтальной трубе 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 86 картины движения фаз.
Проблемы эксплуатационного каротажа при использовании хвостовиков с щелевидными отверстиями Кольцевой поток Фактический расход, измеренный отклонителем потока
Комбинированный прибор эксплуатационного каротажа ГК Телеметрия Локатор муфт Верх прибора Отклон. расходомер Манометр Расходомер с бол. вертушкой Шарн. Линейный соед. расходомер Расходомер Центратор GHT непр. действия Плотность R/A Термометр Рег. сопротивления CAT
Многодатчиковый измеритель состава (токовый резистивиметр)
Многодатчиковый измеритель скорости потока (механ. расходомер)
Комплексный прибор ‘Flagship’ для проведения каротажа в ГС Фазовое содержание C/O трехфаз. объемн. содержание Электрозонды и I/C спектр. Поток Прибор опр. насыщ. Приборы Flo. View коллектора Закачка маркера Скорость Скор. скопл. Время газа пролета
Метод измерения потока нефти в ГС с помощью впрыска маркера ( «Flagship» , Schlumberger ) Показания ближнего датчика Показания дальнего датчика Счет ГК Колонна Излучатель нейтронов Фаза нефти Фаза воды Метод измерения потока воды на базе метода КНАМ в ГС ( «Flagship» , Schlumberger )
Режимы 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 скважинах • Режим 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) 93
Исследования 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. 94
Схема спуска прибора под УЭЦН в ГС
3. 8 Оптико-волоконные системы мониторинга работы скважин
Оптоволоконные технологии Обратно рассеянный свет образуется за счет молекулярных вибраций Источник Время прохождения обратно рассеянного сигнала дает расстояние вдоль волокна Детектор Положение оптоволокна в зоне фильтра Обустройство скважины Изменение амплитуды дает температуру
Быстрый обратный прогрев Зона большого притока Зона нулевого притока Время Профиль закачки Медленное повышение температуры Глубина (футов) Зона притока Время Нагнетательная скважина
Интервал ГРП Время Температура Инте рвал 38. 00 Время 23: 56: 55 20: 59: 14 20: 34: 16 20: 09: 18 19: 44: 20 19: 21 18: 54: 23 18: 29: 25 Температура Контроль ГРП 18: 04: 28 3937 3921 3904 Глубина (фут. ) 3887 3871 3854 3837 35. 00 3771 3787 3804 3821 Глубина (фут. ) ГРП 14: 51: 35
Оптоволоконные системы = Гибкость конфигурации Single Mode Multi Mode PT T T S T PT T S : Q PT : : T PT T S : : : 100 4 PT PT 2 PT + Q T S T PT T T S PT PT + 12 ATS 18 ATS 8 Seismic DTS
Регистрацион ная панель: температура, давление Прототипы – распределенные оптоволоконные датчики (Wheatherford) УЭЦН Геофизический прибор Узел крепления Оптоволоконные датчики давления Оптоволоконная измерительная система Geothermal Gradient Measured vs Predicted Temperatures Одномодные волокна Многомодное волокно
теплового поля Применение в ГС
Q=100 -500 м 3/сут 3 1 2 3 4 1 - ЭК 3 - шлангокабель – 38 мм с ОВС 2 4 - НКТ, внутренний диаметр 60 мм - Датчик давления и температуры
2. 9 Спектральная шумометрия
Процедура исследований Запись на точках Спуск в скважину
Физика спектральной шумометрии Лифт Отверстия в НКТ 1 3 Крупные трещины Перфорация 10 Мелкие трещины 20 Большие поры Мелкие поры 30 k. Hz
Case 2. Active perforation (Oil Producer) WSAM 2013 SPINNER Perforation No Correlation with SNL Reservoir Flow
Correlation analysis. SNL LFP - Spinner WSAM 2013 Good Correlation ! Reservoir Flow
Effective thickness from SNL Open hole WSAM 2013 HPT-SNL
Case 1 WSAM 2013 Well WI 1 h. OH=9. 1 m =1. 7 KOH = 20. 4 m. D 17. 6 IARF h. OH, m KPTA, m. D KOH, m. D h. SNL, m KPTA, m. D KOH, m. D 9. 1 20. 4 1. 7 18. 7 17. 6
Jan-44 Jan-41 Jan-38 Jan-35 Историч. Jan-32 Jan-29 Jan-26 Oil Rate (A) Jan-23 Jan-20 Jan-17 Jan-14 Jan-11 План. 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 Jan-08 Water Rate (C) Jan-05 m 3/day Обычный анализ Jan-02 Jan-44 Jan-41 Jan-38 Jan-35 Jan-32 Историч. Jan-29 Jan-26 Oil Rate (C) Jan-23 Jan-20 Jan-17 Jan-14 Jan-11 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 Jan-08 Jan-05 Jan-02 m 3/day Пример 1. ВЫВОДЫ Продвинутый анализ Water Rate (A) План.
Скачать презентацию 3 Развитие методов и технологий промыслово-геофизического мониторинга разработки
3-Комплексы-исследован.ppt