РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УДК 622.276.5.001.5
© Коллектив авторов, 2015
Первый опыт геофизических исследований протяженных горизонтальных скважин при байпасировании электроцентробежных насосов
Р.К. Яруллин, к.ф.-м.н. (БашГУ), А.С Валиуллин, М.С. Валиуллин, И.Н. Тихонов
(ООО «ПКФ «ГИС Нефтесервис»), Р.Н. Асмандияров, Э.Р. Назагалин
(ООО «РН-Юганскнефтегаз»)
Адрес для связи: RK@geotec.ru
Ключевые слова: геофизические исследования скважин (ГИС), Y-tool, в горизонтальные скважины, многостадийный гидроразрыв пласта (ГРП).
The first experience of geophysical studies in long horizontal wells with using ESP bypass system
R.K. Yarullin (Bashkir State University, RF, Ufa), A.S. Valiullin, M.S. Valiullin, I.N. Tikhonov (PCF GIS Nefteservice LTD, RF, Ufa), R.N. Asmandiyarov, E.R. Nazagalin (RN-Yuganskneftegas LLC, RF, Nefteyugask)
E-mail: RK@geotec.ru
Key words: well logging, Y-tool, horizontal wells, multi-stage hydraulic fracturing.
Western Siberian and Volga region oil fields, as a rule, are characterized with low reservoir pressure and exploitation by the method of mechanized extraction, that does not allow to assess the productivity in steady mode of fluid output (extraction) (flow rate), that is easily implemented in gushing wells. That's why, geophysical surveys (GS) are performed in overhaul periods, after stopping the well and extraction borehole equipment глушения скважин. In that case, is sufficiently disrupted work mode of well and reservoir, depression and flow rate created with GS does not correspond to the operating mode. Increasing the number of horizontal wells shows the urgency of the problem of assessing the efficiency of the multistage hydraulic fracturing. To eliminate these restrictions can be applied the technology of ESP bypasses (Y-Tool), where the borehole equipment is delivered on the CT below the depth of descent pump in horizontal wellbore interval.
Одним из наиболее эффективных способов увеличения зоны дренирования эксплуатируемых геологических объектов является ввод в эксплуатацию скважин с горизонтальным окончанием. В последнее время при закачивании горизонтальных скважин (ГС) все чаще используются нецементированные компоновки, оборудованные системой многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП). Конструкция скважины, как правило, включает эксплуатационную колонну внешним диаметром 168-178 мм, неце-ментируемую колонну хвостовика диаметром 114-102 мм с системой разобщающих пакеров, спускаемую в интервал интенсивного набора кривизны и горизонтальную часть ствола скважины.
Компоновка хвостовика (рис. 1) представляет собой чередование муфт РГП и заколонных пакеров для выравнивания профиля выработки эксплуатируемого объекта посредством разобщения притока по интервалам горизонтально ствола. После спуска нецементируемой подвески хвостовика заколонные пакеры расширяются при контакте с флюидом. Перед вводом в эксплуатацию в скважине проводятся работы по интервальному гидроразрыву через порты ГРП с использованием шаров, ко-
Рис. 1. Схема компоновки хвостовика с системой МГРП
торые впоследствии удаляются путем фрезеровки на колтюбинге.
Месторождения Западной Сибири и Поволжья, как правило, характеризуются низкими пластовыми давлениями и эксплуатацией скважин механизированным способом. Это не позволяет оценить продуктивность ГС в режиме установившегося отбора, что легко реализуется в случае фонтанных скважин. В связи с отмеченным промыслово-геофизические исследования (ПГИ) выполняются в межремонтные периоды после извлечения глубиннонасосного оборудования и глушения скважин. При этом существенно нарушается режим работы сква-
62 01'2015 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
W
Рис. 2. Схема доставки оборудования в ГС на гибких НКТ через систему байпасирования с УЭЦН
жины и пласта, а создаваемая при ПГИ депрессия и дебит не соответствуют рабочему режиму, что может существенно снизить достоверность результатов исследований и привести к выполнению ошибочных мероприятий в скважине. Особенно остро данный вопрос стоит при исследовании действующих ГС.
Для устранения указанных ограничений может применяться технология ПГИ, при которой скважинная аппаратура спускается в горизонтальный ствол под установку электроцентробежного насоса (УЭЦН), например, байпасный способ освоения ГС (технология Y-tool). Технология предусматривает использование отклонителя подвески УЭЦН на трубах НКТ в комплексе с байпасной колонной, что позволяет доставлять геофизическое оборудование при помощи колтюбинга в горизонтальный интервал ствола скважины (рис. 2). Инновационной особенностью представленных байпасных систем является возможность проведения геофизических исследований в протяженных горизонтальных стволах при обеспечении стабильного отбора скважинной продукции посредством УЭЦН. Данная технология позволяет контролировать целостность конструкции ствола, а также выполнять мониторинг эффективности работы портов МГРП горизонтальных скважин. Проведение геофизических исследований в скважинах с горизонтальным окончанием при реализации технологии Y-tool дает возможность создать условия, максимально приближенные к режиму промышленной разработки месторождения, что положительно влияет на информативность результатов.
Промысловое опробование технологии Y-tool
В июне-сентябре 2014 г. на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз» в трех скважинах с горизонтальным окончанием стволов, оборудованных системами МГРП, был проведен монтаж систем байпасирова-ния с максимальным диаметром УЭЦН, равным 96 мм. Впоследствии в этих скважинах были выполнены геофизические исследования с целью выделения работающих интервалов в горизонтальном стволе и оценки эффективности МГРП.
Скв. 1. Конструкция скв. 1 состояла из эксплуатационной колонной диаметром 178/159,6 мм и компоновки хвостовика диаметром 114/96,8 мм. Длина горизонтального участка, оборудованного системой МГРП, составляла более 800 м и включала пять муфт ГРП. Работы по ГРП были проведены без отклонений от запланированных дизайнов ГРП. Однако после ввода скважины в работу отмечались заниженные отборы, что не было обусловлено геологическими характеристиками эксплуатируемого объекта. После монтажа и запуска УЭЦН с системой байпасирования период наработки до ПГИ составил около 60 сут и соответствовал запланированному режиму промышленной эксплуатации скважины при дебите 90 т/сут и обводненности менее 10 %.
Проведение комплекса геофизических исследований скважин (ГИС) в горизонтальном стволе позволило получить следующие данные.
1. Локализовано нарушение герметичности муфтового соединения колонны хвостовика по стволу на 100 м выше глубины расположения первой муфты ГРП.
2. Флюид в ГС представляет собой преимущественно нефть. Наблюдается незначительное повышение доли воды, скопившейся на нижних перегибах траектории ГС и в призабойной зоне.
3. 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 смешивания.
4. По данным метода механической расходометрии (рис. 3) основной приток происходит через муфту ГРП № 4 и незначительные притоки - через муфты № 1, 2 и 3. При этом существенная доля притока приходится на место нарушения герметичности колонны хвостовика.
Скв. 2 с момента ввода в эксплуатацию также имела низкий дебит - около 46 м3/сут при обводненности менее 10 %. Один из отличительных признаков этих скважин - наличие нижнего перегиба в интервале первой муфты ГРП и далее восходящий профиль горизонтального ствола к забою. При этом число муфт ГРП компоновки хвостовика было меньше на одну при сопоставимой протяженности горизонтального участка компоновки хвостовика, более 800 м. Период наработки между монтажом УЭЦН с системой байпасирования и проведением исследования составил около 56 сут стабильных непрерывных отборов скважинной продукции и соответствовал режиму промышленной эксплуатации в предыстории работы скважины.
Рис. 3. Результаты комплексных исследований в горизонтальной скв. 1:
термометрия: 1 - расчетная геотерма; 2 - статика; 3, 4 ,5 - приток при работе УЭЦН; 6 - приток через 3 ч после остановки УЭЦН
Рис. 4. Результаты комплексных исследований в горизонтальной скв. 2:
термометрия: 1 - статика; 2 - отбор при работе УЭЦН; 3, 4 - отбор соответственно через 3 и 5 ч после остановки УЭЦН
■ 1 5
5 $ я 1 е \р =?? МПа
в! а 1 — £ с <3 = 40 м* /сут
а: 1 и щ
1 1
1 1 •
8:24 9:60 11:16 12:43 14:09 15:36 17:02 18:28 1 9:55 21:21 22:48 0:14 Время, ч:мин
Рис. 5. Динамика давления р на глубине кровли пласта в процессе проведения замеров ^ - дебит жидкости)
Проведение комплекса ГИС под действующим УЭЦН позволило получить следующие результаты.
1. В интервале нижнего перегиба горизонтального ствола как в статическом режиме, так и в режиме отборов отмечалось скопление пластовой воды, через этот интервал наблюдался приток углеводородов с низкой обводненностью.
2. По данным метода механической расходометрии (рис. 4) основной приток отмечается через муфту ГРП № 2, при этом муфты № 1 и 3 работают на приток слабее. Существенная доля притока приходится на интервал, не охваченный исследованием, находящийся ниже глубины прохождения прибора.
Скв. 3. С момента ввода в эксплуатацию с марта 2013 г. по скв. 3 отмечался высокий темп роста обводненности от начальной 16 до 93 % за 18 мес, при увеличении дебита от 65 до 360 т/сут, что нехарактерно для геолого-промысловых условий месторождения по целевому эксплуатационному объекту. Исследования выполнялись с применением скважинной аппаратуры производства фирмы «НИИД-50» с распределенными датчиками состава и традиционным набором методов. Смонтированная система байпасирования позволила выполнить комплекс ПГИ при депрессии около 6 МПа и дебите 250 м3/сут, что наиболее приближенно соответствовало режиму промышленной эксплуатации скважины (рис. 5).
По резул
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.