Технология мониторинга интервалов прорыва газа и воды с помощью хромато-десорбционных систем: результаты проведения ОПР на месторождении им Ю. Корчагина* - PNM TRASSERS

    Форма обратной связи





    Спасибо!
    Ваша заявка была отправлена

    В ближайшее время мы с Вами свяжемся

    НГН #4/2021

    Технология мониторинга интервалов прорыва газа и воды с помощью хромато-десорбционных систем: результаты проведения ОПР на месторождении им Ю. Корчагина*

    Представлены результаты проведения испытаний новой технологии постоянного мониторинга работы скважин с помощью хромато-десорбционных систем. Данные системы предназначены для определения интервалов прорыва воды и газа, а также для количественной оценки профиля притока. Ключевой особенностью технологии определения интервалов прорыва газа с помощью хромато-десорбционных систем является возможность проведения исследований непосредственно на месторождении с помощью портативного газового микрохроматографа.*

    Ключевые слова: месторождение им. Ю. Корчагина, разработка нефтяных оторочек, определение и мониторинг интервалов прорыва газа и воды в скважину, технология мониторинга интервалов прорыва газа и воды с помощью хромато-десорбционных систем (ХДС), технология интеллектуальных индикаторов притока, исследования горизонтальной скважины, системы интеллектуальных маркеров на скважине, количественная оценка профиля притока для основного и бокового стволов скважины, микрохроматограф.

    Месторождение им. Ю. Корчагина расположено в северной части Каспийского моря, в 175 км от г. Астрахани. Оно является первым морским месторождением, разрабатываемым в российском секторе Каспийского моря. Месторождение им. Ю. Корчагина представлено двумя залежами: терригенными отложениями нижнемелового возраста (неокомского надъяруса) и карбонатными отложениями верхнеюрского возраста (волжский ярус). Основные промышленные запасы нефти содержатся в неокомском надъярусе, площадь которого составляет 20,1×4,7 км, а эффективная нефтенасыщенная толщина равна приблизительно 20 м. Положение газонефтяного контакта коллектора неокомского яруса отмечено на – 1 517,2 м, а водонефтяного контакта – 1 537,1 м. Оба продуктивных горизонта имеют значительные газо- и водонефтяные переходные зоны. Коллекторы характеризуются неоднородностью по фильтрационным свойствам, а величина давления насыщения близка к величине пластового давления. Перечисленные факторы обусловливают высокую степень риска возникновения прорывов газа/воды в интервалах продуктивного пласта, имеющих высокую проницаемость, и создают вероятность формирования стабильных газовых и водяных конусов. Режим работы залежи характеризуется как водонапорный с энергией газовой шапки.

    Отличительными особенностями разработки неокомской залежи месторождения им. Ю. Корчагина является то, что вскрытие продуктивных отложений с различными характеристиками коллектора производится горизонтальными стволами большой протяженности (до 5 000 м).

    Соответственно, потери давления по стволу, а также различные фильтрационно-емкостные свойства коллектора вдоль длины горизонтального ствола скважины приводят к неравномерному распределению депрессии и преждевременным прорывам газа и воды.

    Одними из ключевых задач при разработке нефтяных оторочек сегодня являются определение и мониторинг интервалов прорыва газа и воды. В условиях эксплуатации месторождения горизонтальными стволами большой протяженности проведение традиционного ПГИ становится высокорискованной операцией. Технология мониторинга интервалов прорыва газа и воды с помощью хромато-десорбционных (ХДС) систем выступает альтернативой традиционным ПГИ и позволяет говорить о длительном мониторинге работы горизонтальных скважин.

    ОБЗОР ХРОМАТО-ДЕСОРБЦИОННЫХ СИСТЕМ

    Хромато-десорбционные системы являются новейшей технологией интеллектуальных индикаторов притока. В данном случае уникальные химические аналиты запаковываются в хромато-десорбционные системы (рис. 1) и затем внедряются в полимерный материал в форме стержней, которые устанавливаются в оборудование нижнего заканчивания, например, в устройства контроля притока. Технология хромато-десорбционных систем создана для работы с целевым пластовым флюидом (нефтью, водой или газом) в течение достаточно длительного периода времени.

    Для анализа работы каждого интервала скважины было синтезировано достаточное количество уникальных химических аналитов. Таким образом, можно проводить постоянный мониторинг работы горизонтальной скважины с большим количеством зон.

    При контакте с целевым флюидом (водой, нефтью или газом) аналиты выделяются из ХДС и далее выносятся потоком пластового флюида на поверхность в точку отбора проб. При этом скорость выделения аналитов из несущих стержней постоянна и не зависит от дебита трассируемого интервала. Стандартная процедура проведения трассерного исследования горизонтальной скважины включает в себя следующие этапы:

    • Производится отбор проб по определенной программе исследования.
    • Взятые пробы нефти и воды отправляются в физико-химическую лабораторию, где проводится их анализ на содержание аналитов.
    • По результатам анализа проб составляется отчет по работе данной горизонтальной скважины.

    На каждом этапе работы скважины трассерное исследование позволяет получить разностороннюю информацию о скважине. Например, на этапе освоения скважины после бурения анализ данных проб обеспечивает качественную оценку эффективности очистки ствола скважины и работы каждого интервала скважины, что дает возможность принять решение о стимуляции. Путем исследования в динамическом режиме работы скважины (режим «мониторинг») можно определить и локализовать интервалы прорыва воды и газа, благодаря чему принимается обоснованное решение о проведении ремонтно-изоляционных работ и дополнительной стимуляции.

    Дополнительной опцией, предлагаемой компанией ООО «Планима Трассерс» при проведении мониторинга с помощью хромато-десорбционных систем, является возможность выполнять анализ трассерных веществ и, соотвественно, определять интервалы прорыва газа с помощью микрохроматографа непосредственно на исследуемой скважине, что не требует транспортировки и обработки в специализированной стационарной химической лаборатории.

    УСТАНОВКА СИСТЕМЫ ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНЫХ МАРКЕРОВ НА СКВАЖИНЕ № XXX МЕСТОРОЖДЕНИЯ ИМ. Ю. КОРЧАГИНА

    Длина горизонтального участка основного и бокового ствола данной скважины превысила 4 000 м. Нижнее заканчивание скважины представляет собой составной хвостовик из труб ∅139 мм. По результатам интерпретации данных каротажа открытого ствола были определены места установки разбухающих заколонных пакеров, а также интервалы установки интеллектуальных маркеров. Всего в компоновке нижнего заканчивания размещено десять интеллектуальных маркеров: шесть в основном и четыре в боковом стволе.

    Хромато-десорбционные системы были установлены на фильтр-кожухи-носители, расположенные поверх труб хвостовика (рис. 2). В конструкцию фильтр-кожухов-носителей интегрированы хромато-десорбционные системы с газовыми, водными и нефтяными индикаторами.

    На каждый интервал исследования используются кожухи-носители с одним видом ХДС – нефть, вода, газ. Схема расстановки кожухов-носителей отображена на рис. 3

    В период с 21.02.2021 по 02.03.2021 был произведен отбор 96 проб жидкости (рис. 4) для определения притока флюида в каждом интервале основного и бокового ствола скважины № XXX, вместе с этим для диагностики интервалов прорыва газа были отобраны семь проб газа.

    КАЧЕСТВЕННЫЙ АНАЛИЗ НА ПРИМЕРЕ ОСНОВНОГО СТВОЛА СКВАЖИНЫ № XXX

    Траектория основного ствола скважины, расстановка фильтр-кожухов-носителей, а также распределение проницаемости отображены на рис. 5, 6 и 7 Для каждой отдельно взятой пробы были определены отклики (сигналы) трассерных систем, концентрация трассерного вещества, количество воды в пробах.

    В результате лабораторного анализа во всех пробах были обнаружены аналиты всех шести интервалов основного ствола, что говорит о контакте ХД-систем с водой во всех интервалах. На качественном уровне можно говорить о наибольшем притоке воды из интервала 4 и интервала 3 Во время анализа проб, полученных из основного ствола скважины, также были обнаружены отклики аналитов со всех 4 интервалов, установленных в боковом стволе. Исходя из этого можно предположить два сценария:

    • наличие перетока по пласту между стволами (рис. 8) (в пользу данного предположения о наличии значимой интерференции между основным и боковым стволами говорит изменение концентрации аналитов из бокового ствола при изменении режимов работы скважины, а также достаточно близкое расположение стволов. Против данной гипотезы говорит фактически постоянный неснижаемый уровень концентрации аналитов, хотя часть аналитов могла абсорбироваться при течении флюида в пористой среде);
    • негерметичность оборудования (гидравлические клапаны, либо НКТ, либо другое внутрискважинное оборудование).

    В ходе работ были исследованы четыре пробы газа, отобранные при различных значениях диаметра штуцера. Для каждой отдельно взятой пробы были определены отклики (сигналы) трассерных систем и концентрация трассерного вещества (в условных единицах). Результаты вынесены на диаграмму (рис. 9).

    Результаты анализа проб позволяют говорить о наличии значительного притока газа в 5-м интервале основного ствола скважины. Данный интервал характеризуется наиболее близким положением к ГНК и высокой проницаемостью.

    КОЛИЧЕСТВЕННЫЙ АНАЛИЗ ПРОФИЛЯ ПРИТОКА

    Расчеты проводились в программе узлового анализа RuTool с учетом системы заканчивания с устройствами контроля притока. Для количественной оценки профиля притока было сделано предположение, что уровень концентрации аналитов пропорционален площади контакта ХДС с целевым флюидом (рис. 10).

    Результаты количественной оценки профиля притока для основного и бокового стволов представлены на рис. 11

    ОЦЕНКА ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ С ПОМОЩЬЮ МИКРОХРОМАТОГРАФА

    На первом этапе исследования отобранные пробы газа были проанализированы вне специализированной стационарной химической лаборатории, непосредственно на месторождении при помощи микро-флюидного хроматографического устройства (микрохроматографа). На втором этапе для определения погрешности измерения концентраций аналитов в пробах с помощью данного прибора был проведен повторный анализ полученных в лаборатории проб с помощью стационарной аналитической хроматографической системы. Стационарный хроматограф в данном случае рассматривался в качестве эталонного средства измерения, и с учетом этого была посчитана погрешность микрохроматографа (рис. 12). Средняя погрешность по определению концентрации аналитов составила 1,12 %.

    ЗАКЛЮЧЕНИЕ

    В период с 21.02.2021 по 02.03.2021 был произведен отбор 96 проб жидкости для определения притока флюида в каждом интервале основного и бокового ствола скважины № XXX. Вместе с этим для диагностики интервалов прорыва газа были отобраны семь проб газа.

    Были проведены лабораторные анализы на наличие аналитов по воде, нефти и газу в пробах жидкости.

    Результаты анализа показали возможную негерметичность оборудования (гидравлические клапаны, либо НКТ, либо другое внутрискважинное оборудование) из-за присутствия аналитов из бокового ствола при отборе проб из основного и наоборот. Были также определены:

    • интервалы прорыва воды из основного ствола (зоны 4 и 3 от носка скважины);
    • интервалы прорыва газа из основного ствола (зона 5) и из бокового ствола (зона 8).

    На основе полученных результатов проведена количественная оценка профиля притока по воде и газу для основного ствола и по воде, нефти и газу для бокового ствола. Для количественной оценки профиля притока следует сделать предположение, что уровень концентрации аналитов пропорционален площади контакта ХДС с целевым флюидом.

    Сравнение результатов измерений двух различных хроматографических систем показало, что средняя погрешность микрохроматографа составляет не более 1,12 %. В связи с этим сделан вывод, что данный прибор полноценно подходит для оперативного анализа проб газа непосредственно на месторождении.

    Последние новости

    Посетите раздел новостей, чтобы подробнее узнать о компании Planima Trassers

    Все новости

    Компания Планима Трассерс — спонсор футбольного турнира! 

    Компания Планима Трассерс стала генеральным спонсором 7-го регионального детского турнира «Кубок ГЕРОЕВ-ПОГРАНИЧНИКОВ» 2024, организованного Общественной организацией «Ветераны пограничники Самарской области. В этом году турнир посвятили 80-й годовщине освобождения Крыма от немецко-фашистских захватчиков. Турнир прошел 10-12 мая на тренировочных полях стадиона Самара-Арена. В турнире приняли участие 10 команд — около 200 спортсменов из Самары и Самарской […]

    С Днем геолога! 

    Коллектив ООО «Планима Трассерс» поздравляет всех геологов с профессиональным праздником! Пусть во всех начинаниях вам сопутствует удача. Ваш высокий профессионализм, научные знания, острая интуиция, творческий подход, целеустремленность и безграничная преданность своему делу помогают достигать поставленных целей, а каждый день будет озарен новыми свершениями и открытиями. Желаем вам крепкого здоровья, неиссякаемой жизненной энергии, благополучия, стабильности и […]

    Визит делегации ПАО «Газпромнефть» 

    24 января нашу компанию посетила делегация от ПАО «Газпромнефть». Рабочий визит состоялся с целью ознакомления с производством и технологическим оснащением предприятия. Гостям встречи была представлена презентация о продукции, принципе работы хромато-десорбционных систем производства Планима Трассерс. Представители ПАО «Газпромнефть так же увидели нашу новую научно-исследовательскую лабораторию, оборудованную на самом высоком уровне.

      Форма обратной связи





      Контакты

      Юридический адрес

      г. Самара, ул. Советской Армии, 185, офис 25

      Фактический адрес

      г. Самара, ул. Карла Маркса, 499а

      Для связи

      +7 (846) 954-88-88 info@planimaoil.ru
      eeex.ru – Создание сайтов, приложений, продвижение