Геофизические исследования горизонтальных скважин, оборудованных компоновками МГРП, с применением систем байпасирования УЭЦН
Находящиеся на поздней стадии разработки месторождения Западной Сибири и Урало-Поволжья, как правило, характеризуются низкими значениями пластовых давлений и эксплуатируются при помощи различных средств механизированной добычи. Это не позволяет производить оценку продуктивности горизонтальных стволов (ГС) в режиме установившегося отбора, легко реализуемую в фонтанных скважинах. В связи с этим промысловые геофизические исследования (ПГИ) выполняются в период проведения ремонтов, после извлечения глубинного оборудования и глушения скважин. При этом существенно нарушается режим работы скважины и пласта, а создаваемые при ПГИ депрессии и регистрируемые дебиты не соответствуют рабочему режиму, что может существенно снижать достоверность результатов исследований и приводить к ошибкам при проведении последующих скважинных мероприятий.
Особенно остро этот вопрос стоит при исследовании действующих горизонтальных скважин, оборудованных компоновками многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП). Для устранения указанных ограничений может быть применена технология ПГИ с доставкой на ГНКТ скважинной аппаратуры в горизонтальный ствол под УЭЦН, например, технология байпасирования УЭЦН ООО «ИК ИНТЭКО», эффективность использования которой была подтверждена в ходе ОПИ на трех скважинах ООО «РНЮганскнефтегаз».
Система байпасирования УЭЦН производства ООО «ИК ИНТЭКО» может применяться для выполнения исследований в добывающих скважинах с горизонтальными интервалами, оборудованных компоновками МГРП (рис. 1). Основная особенность предлагаемой технологии заключается в реализации возможности выполнения ПГИ в протяженных горизонтальных стволах при обеспечении стабильного отбора флюида установкой ЭЦН (рис. 2). Данная технология позволяет осуществлять контроль целостности конструкции ствола, а также мониторинг эффективности работы портов МГРП горизонтальных скважин. Проведение ПГИ в скважинах с горизонтальным окончанием с применением технологии байпасирования позволяет создать условия, соответствующие режиму промышленной эксплуатации, и обеспечить получение максимально достоверных геологических данных.
Испытания систем байпасирования проводились в ООО «РН-Юганскнефтегаз» в июне-сентябре 2014 года на трех скважинах с горизонтальными окончаниями стволов, оборудованных компоновками МГРП. Впоследствии в этих скважинах были проведены геофизические исследования с целью выделения работающих интервалов в горизонтальном стволе и оценки эффективности проведенных МГРП.
ПГИ В СКВАЖИНЕ №1
Конструкция скважины №1 включает эксплуатационную колонну диаметром 178/159,6 мм и компоновку хвостовика диаметром 114/96,8 мм. Длина горизонтального участка, оборудованного системой МГРП, составляет более 800 м (пять муфт ГРП). Необходимо отметить, что работы по гидроразрыву были произведены без отклонений от запланированного дизайна. Однако после ввода скважины в эксплуатацию показатели отборов снизились, что не было обусловлено геологическими особенностями эксплуатируемого объекта.
После монтажа системы байпасирования и запуска УЭЦН скважина была выведена на режим промышленной эксплуатации с дебитом нефти 90 т/сут и обводненностью не более 10%.
В результате проведения ПГИ (рис. 3) было локализовано нарушение герметичности муфтового соединения колонны хвостовика по стволу на 100 м выше первой муфты ГРП.
Тогда как данные по составу флюида в ГС свидетельствовали об относительно невысокой обводненности продукции скважины в целом, в нижних перегибах траектории ГС и в призабойной зоне фиксировалось повышенное содержание воды, которая скапливалась в этих участках.
Распределение температуры в ГС с учетом времени и направления регистрации показывает формирование термоаномалий разогрева в работающих интервалах пласта за счет эффекта Джоуля — Томсона. Интервалы поступления флюида в колонну через муфты ГРП проявляются за счет эффекта калориметрического смешения.
В результате обработки данных механической расходометрии удалось установить, что основной приток поступает через муфту ГРП №4, незначительные поступления отмечаются также через муфты №1, 2 и 3. При этом существенная доля притока приходится на место нарушения герметичности колонны хвостовика.
ПГИ В СКВАЖИНЕ №2
Конструкция скважины №2 включает эксплуатационную колонну диаметром 178/159,6 мм и компоновку хвостовика диаметром 114/96,8 мм. Длина горизонтального участка, оборудованного системой МГРП, составляет более 800 м (четыре муфты ГРП). Режим эксплуатации: дебит нефти — 46 т/сут, обводненность — не более 10%. Одна из отличительных особенностей этой скважины заключается в наличии нижнего перегиба в интервале первой муфты ГРП и восходящего профиля горизонтального ствола к забою.
Анализ результатов проведенных ПГИ показал, что в интервале нижнего перегиба горизонтального ствола как в статическом режиме, так и в режиме отборов, отмечается скопление пластовой воды. В этом же интервале наблюдается приток углеводородов с низкой обводненностью.
Согласно результатам обработки, данных механической расходометрии (рис. 4) основной приток дает муфта ГРП №2, тогда как порты №1 и 3 работают на приток слабее. Также существенная доля притока приходится на интервал, расположенный ниже глубины прохождения прибора и не охваченный исследованием.
ПГИ В СКВАЖИНЕ №3
За 18 месяцев, прошедшие с момента ввода скважины в эксплуатацию, обводненность ее продукции выросла от начальных 16 до 93% при одновременном увеличении дебита нефти с 65 до 360 т/сут. В то же время, это не характерно для геолого-промысловых свойств целевого эксплуатационного объекта.
В данной скважине исследования выполнялись с применением скважинной аппаратуры с распределенными датчиками состава и стандартным набором измерительных приборов. Смонтированная система байпасирования позволила выполнить комплекс ПГИ при депрессии порядка 60 атм и дебите 250 м3/сут, что наиболее приближенно соответствовало режиму промышленной эксплуатации скважины.
Анализ результатов исследований позволил установить, что основной приток (70%) приходится на два верхних порта МГРП в зоне «пятки» горизонтального ствола (рис. 5). Дебит остальных муфт ГРП по данным гидродинамического расходомера (РГД) либо отсутствовал, либо был незначительным. По результатам обработки данных, полученных при помощи распределенных датчиков состава, отмечается поток нефти по верхней образующей горизонтального ствола за счет гравитационного расслоения в условиях низкого дебита. При больших расходах в интервалах верхних муфт ГРП наблюдается смена режима течения с ламинарного на турбулентный при формировании капельной формы течения нефти в несущем потоке воды. Данное обстоятельство привело к мнимому увеличению нефтесодержания в потоке и формированию обратных потоков по нижней образующей ствола скважины. Такое распределение скоростей потока по сечению ствола существенно искажает форму регистрируемых термограмм и работу расходомера, что очевидно при сопоставлении замеров, выполненных при различных депрессиях.
ВЫВОДЫ ПО ИТОГАМ РАБОТ
Комплекс геофизических исследований, выполненный ООО «ПКФ «ГИС Нефтесервис» с применением технологии байпасирования ООО «ИК «ИНТЭКО», впервые в России обеспечил решение практических задач контроля работы горизонтальных скважин, оборудованных компоновками МГРП.
Исследования трех горизонтальных скважин с применением технологии байпасирования УЭЦН позволили выделить работающие интервалы, оценить их техническое состояние и состав притока в ГС длиной более 1000 м с целью проведения последующих мероприятий по выравниванию профилей притока посредством повторной интенсификации притока, либо изоляции обводненных интервалов горизонтальных стволов, оборудованных компоновками МГРП.
Важно отметить, что режим работы скважины в процессе иcследования соответствует режиму промышленной эксплуатации, что положительно влияет на достоверность полученных результатов.
Для отправки комментария вам необходимо авторизоваться.