КОНТРОЛЬ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ УМНЫЕ СКВАЖИНЫ ООО ГАЗПРОМНЕФТЬ-НТЦ

КОНТРОЛЬ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ УМНЫЕ СКВАЖИНЫ ООО «ГАЗПРОМНЕФТЬ-НТЦ» Управление геофизических и гидродинамических исследований проф. Кременецкий М. И. 12 -15. 01. 2016 Газпром нефть 1

КОНТРОЛЬ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ, УМНЫЕ СКВАЖИНЫ 1. ПОНЯТИЕ КОНТРОЛЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА, ЗАДАЧИ КОНТРОЛЯ РАЗРАБОТКИ, ОБЪЕКТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ 2. ПРИНЦИПЫ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ УМНЫХ СКВАЖИН 3. МЕТОДЫ, ТЕХНОЛОГИИ, КОМПЛЕКСЫ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ (ПГИ) И ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ (ГДИС) ИССЛЕДОВАНИЙ 4. СТАЦИОНАРНЫЙ МОНИТОРИНГ ПАРАМЕТРОВ ПЛАСТА –БАЗОВАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ПГИ-ГДИС ДЛЯ УМНЫХ СКВАЖИН 5. ТЕОРИЯ И ПРАКТИКА АНАЛИЗА ПАДЕНИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ СКВАЖИН (DECLINE ANALYZE) 6. ПЕРИОДИЧЕСКИЕ ЗАМЕРЫ ПГИ, СТАЦИОНАРНЫЙ ДОЛГОВРЕМЕННЫЙ МОНИТОРИНГ ПРОФИЛЕЙ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ПО ГЛУБИНЕ 7. НОВЫЕ МЕТОДИЧЕСКИЕ И ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ПРИ ИССЛЕДОВАНИИ И УПРАВЛЕНИИ РАБОТОЙ УМНЫХ СКВАЖИН Газпром нефть 2

Автономные СИИС с креплением на якоре Газпром нефть 3

Технологии промыслово-геофизических исследований на основе стационарных информационно-измерительных систем (СИИС) Стационарные системы индивидуального контроля работы пластов (Р, Т, расход, состав) с креплением на якоре Муфты НКТ Газпром нефть 4

Автономные СИИС с креплением на якоре Датчик 1 Давление Дебит Время Датчик 2 Датчик 1 Давление Датчик 2 Дебит Газпром нефть 5

Апробация СИИС в Компании «Газпромнефть» Уникальные результаты долговременного исследования в многопластовой скв. 304 Ярайнер (5 автономных СИИС с креплением на якорях) Дата испытания: Интервал перфорации пласт АВ 1: Интервал перфорации пласт АВ 3: Интервал перфорации пласт БВ 2: Интервал перфорации пласт БВ 4: Интервал перфорации пласт БВ 6: Состав притока: Обводненность: Прибор установлен на глубине (АВ 1): 25. 05. 2008 - 25. 08. 2010 г. 1981 -1985 м. (Нэф=2. 5 м. ) 2017 -2019; 2022 -2024 м. (Нэф=2 м. ) 2412 -2415 м. (Нэф=6. 6 м. ) 2478 -2485 м. (Нэф=8. 4 м. ) 2596. 5 -2602 м. (Нэф=11. 7 м. ) Вода с пленкой нефти. ~98% 1963 м. Прибор установлен на глубине (АВ 3): 2002 м. Прибор установлен на глубине (БВ 2): 2397 м. Прибор установлен на глубине (БВ 4) 2467 м. Прибор установлен на глубине (БВ 6) 2582 м. Результаты Коэффициент ствола скважины Коэффициент гидропроводности Интегральный скин фактор Расчетное пластовое давление по КВД (на кровлю перфорации БВ 2 -1) Коэффициент продуктивности по пласту БВ 2 -1 (ИД) Расчетное пластовое давление по ИД пласт БВ 2 -1 Коэффициент продуктивности по пласту БВ 4 (ИД) Расчетное пластовое давление по ИД пласт БВ 4 Коэффициент продуктивности по пласту БВ 6 (ИД) Расчетное пластовое давление по ИД пласт БВ 6 0. 04 м 3/(кг/см 2) 129*см/с. Пз +10. 3 228. 5 атм 1. 38 м 3/сут*атм. 224 атм 3 1. 64 м /сут*атм. 230 атм 3 0. 5 м /сут*атм. 235 атм Доля добычи каждого из пластов группы БВ, распределилась следующим образом: БВ 2 -1 ~ 40. 5%; БВ 4~ 47%; БВ 6 ~ 12. 5. %, Газпром нефть 6

Автономные СИИС с креплением на якоре Дебит 2397 м Дебит 2457 м Давление Дебит 2582 мм Время, ч Газпром нефть 7

Индивидуальный непрерывный дистанционный контроль совместной работы пластов на кабельных СИИС Принципиальная схема комплекса Размещение оборудования в скважине Модифицированная аппаратура «Спрут-2» Газпром нефть 8

Дистанционные СИИС с креплением на кабеле под ЭЦН а) НКТ Q[м 3/сут], w[%] б) Давление ЭЦН Влагосодержание Нулевая точка ПЭД -место подключения кабеля Блок телеметрии Дебит Р[атм] в) Q[м 3/сут] Давление Геофиз. прибор Геофиз. кабель Дебит Газпром нефть 9

Определение качественных характеристик режимов Контроль стабильности параметров Р[атм], Т[°С], Q[ 3/сут], w[%] м 100. 00 Кровля верхнего пласта 80. 00 Qj T 60. 00 Qn 40. 00 w P 20. 00 23/06/12 24/06/12 25/06/12 Р[атм], Т[ ° С], Q[м 3/сут ], w[%] Кровля нижнего пласта 100 80 Qj 60 T Qn 40 w P 20 0 23/06/12 24/06/12 25/06/12 Газпром нефть 10

Определение качественных характеристик режимов Контроль динамики изменения параметров Кровля верхнего пласта Р[атм] Q[м 3/сут] W[%] T[o. C] Кровля нижнего пласта Газпром нефть 11

Определение количественных характеристик режимов Определение давления и температуры Определение влагосодержания (результаты влагометрии) Кровля верхнего пласта Влагосодержание w (%)" 100 90 80 f=66 % Данные «Спрут» 70 60 Данные ГЗУ 50 40 30 20 10 /1 1/ 20 10 10 20 05 10 /1 1/ 20 04 10 /1 1/ 20 03 10 /1 1/ 20 02 10 /1 1/ 20 01 10 /1 0/ 20 31 10 20 30 /1 0/ 10 20 29 10 /1 0/ 20 28 10 /1 0/ 20 27 10 /1 0/ 20 26 10 /1 0/ 20 25 10 /1 0/ 20 24 10 /1 0/ 20 23 10 /1 0/ 20 22 10 /1 0/ 20 21 10 /1 0/ 20 20 0 /1 0/ 19 0/ 2 01 10 /1 20 18 /1 0/ 17 16 /1 0/ 2 01 0 0 Газпром нефть 12

Определение количественных характеристик режимов Определение пластового давления и продуктивности Газпром нефть 13

Определение количественных характеристик режимов Определение пластового давления и продуктивности Дебит на устье Дебит на забое Давление на забое Продуктивность на устье Продуктивность на забое К=1/0. 13=7. 7 м 3 сут/атм К=1/0. 44=2. 3 м 3 сут/атм Газпром нефть 14

Долговременный мониторинг текущего состояния скважин и пластов Контроль стабилизации параметров режимов при запуске Газпром нефть 15

Долговременный мониторинг текущего состояния скважин и пластов Контроль мероприятий по оптимизации режима Газпром нефть 16

Долговременный мониторинг текущего состояния скважин и пластов Контроль мероприятий по оптимизации режима Газпром нефть 17

Долговременный мониторинг текущего состояния скважин и пластов Контроль мероприятий по оптимизации режима Р[атм] Q[м 3/сут] 1 2 Газпром нефть 18

Долговременный мониторинг текущего состояния скважин и пластов Контроль изменения состояния скважины при длительной отработке Газпром нефть 19

Долговременный мониторинг текущего состояния скважин и пластов Контроль состояния и особенностей работы подземного оборудования Диагностика срыва подачи нижнего насоса Газпром нефть 20

Долговременный мониторинг текущего состояния скважин и пластов Контроль состояния и особенностей работы подземного оборудования Диагностика срыва подачи верхнего насоса Газпром нефть 21

Долговременный мониторинг текущего состояния скважин и пластов Контроль параметров режима эксплуатации нестабильно работающих скважин Газпром нефть 22

Долговременный мониторинг текущего состояния скважин и пластов Контроль параметров режима эксплуатации нестабильно работающих скважин Газпром нефть 23

250 Индивидуальный непрерывный дистанционный контроль совместной работы пластов при ОРД Дебит на забое 200 150 Дебит на устье 100 Давление Верхний датчик 5 Время 50 22. 05. 2009 1100 900 11. 06. 2009 Плотность Давление Нижний датчик 01. 07. 2009 6 700 Газпром нефть 24

Комплексный анализ добычных возможностей пластов (скв. 6050 Приобского м-ния) Мониторинг параметров режима работы скважины в кровле пласта АС 11 Газпром нефть 25

Комплексный анализ добычных возможностей пластов (скв. 6050 Приобского м-ния) Мониторинг параметров режима работы скважины в кровле пласта АС 12 Газпром нефть 26

Комплексный анализ добычных возможностей пластов (скв. 6050 Приобского м-ния) График динамики добычи Проницаемость 14. 6 м. Д Скин-фактор -4. 8 Газпром нефть 27

Комплексный анализ добычных возможностей пластов (скв. 6050 Приобского м-ния) Мониторинг параметров режима работы скважины в кровле пласта АС 11 при циклическом изменении дебита Газпром нефть 28

Комплексный анализ добычных возможностей пластов (скв. 6050 Приобского м-ния) Мониторинг параметров режима работы скважины в кровле пласта АС 12 при циклическом изменении дебита Газпром нефть 29

Комплексный анализ добычных возможностей пластов (скв. 6050 Приобского м-ния) Оценка пластового давления и продуктивности методом индикаторной диаграммы Пласт Qж Рзаб АС 11+АС 12 267 АС 11 127 60 АС 12 169 71. 5 АС 11+АС 12 251 АС 11 121 72. 5 АС 12 130 83. 6 АС 11+АС 12 194 АС 11 108 86. 7 АС 12 86 Частота 54 98 Рпл=126. 54 атм Кпрод=0. 73 м 3/сут атм Рпл=234. 19 атм Кпрод=3. 05 м 3/сут атм 48 45 Газпром нефть 30

Комплексный анализ добычных возможностей пластов (скв. 6050 Приобского м-ния) Фрагмент гидродинамической модели. Распределение давления и проводимости пластов Для оценки реалистичности подобных результатов было проведено 3 D гидродинамическое моделирование рассматриваемой пластовой системы Моделировалось большое количество возможных вариантов соотношения режимов работы соседних скважин, параметров совместно работающих пластов, в том числе: работа только добывающей скважины на истощение, взаимодействие пары «нагнетательнаядобывающая» скважина, одинаковые пластовые давления на момент запуска скважин, различные пластовые давления Индикаторные диаграммы для двух случаев При различии в пластовых давлениях на момент запуска скважины При равенстве давления на момент запуска скважины Наиболее близкая к полученной по результатам интерпретации ГДИС картина получена при условии введения скважин в работу при сильно сниженном давлении в высокопроницаемом пласте (АС-12). В ином случае, пластовое давление при условии нагнетания всегда будет ниже в пласте с низкой проницаемостью (АС-11). Газпром нефть 31