Диссертация (1172990), страница 12

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 12)

Вариантов такого оборудованиянемало, оно подбирается исходя из пластовых условий и экономическойцелесообразности [126].Рассмотрим некоторые из них:74Нецементируемый хвостовик с системой заколонных пакеров имуфт ГРП.Данная технология является наиболее простым (Рисунок 4.1.1),эффективным и распространенным решением на месторождениях России и зарубежом [10]. Одно ее из главных преимуществ заключается в отсутствиинеобходимости проведения цементирования хвостовика, что существеннооблегчает проведение работ и убирает риски, связанные с цементированием.В компоновку входят: хвостовик, циркуляционные муфты ГРП (порты) какодноразового, так и многоразового действия (открытие или закрытие припомощигибкойНКТ),заколонныепакерыгидравлического,либонабухающего типа.

Активация происходит при помощи шаров различногодиаметра: от меньшего к большему. При закачке используется лифт НКТ суплотнительным элементом – стингером, для защиты эксплуатационнойколонны от гидроразрыва. Компоновка может включать в себя системыманжетного цементирования головной части хвостовика, необходимые приреконструкции скважин методом зарезки бокового ствола (ЗБС) спроведением МГРП.Цементируемый хвостовик с муфтами ГРП.Дороговизна и технологические риски цементируемого хвостовика смуфтами ГРП делают использование данной технологии более редкой посравнению с нецементируемой компоновкой МГРП. Благодаря специальнойконструкции закачка может проводится в зацементированном хвостовике.Использование многоразовых внутриколонных пакеров на гибкой НКТпозволяет применять муфты многоразового действия.

Для некоторых системсуществует обязательные условия: наличие одинакового внутреннегопроходного диаметра горизонтального хвостовика и лифта НКТ. В случаеприменения муфт одноразового действия элементы внутренней оснасткикомпоновки также фрезеруются с использованием гибкой НКТ.Цементирование хвостовика с выполнением перфорации ииспользованием систем изоляции интервалов.75Технология реализуется совместно с использованием комплекса гибкихНКТ и бригадой капитального ремонта скважин (КРС).

Гидропескоструйнаяперфорация проводится с помощью гибкой НКТ. Кумулятивная перфорация сиспользованием НКТ может выполняться бригадой КРС. Разграничениеинтервалов происходит при помощи пакер-пробок или пакеров [10].Следует отметить, что принцип реализации самого гидроразрываостается таким же, как и при ГРП в вертикальных скважинах, а именно,закачка большого количества рабочей жидкости в течение малого промежуткавремени с целью превышения давления разрыва вмещающих горных пород.Рисунок 4.1.1 – Схема типовой компоновки многостадийного ГРП [10]:D – наружный диаметр, d – внутренний диаметрШирокое применение многостадийного ГРП как одного из способовзаканчивания скважин требует инструментов, способных качественно иколичественно судить об успешности проведения данной технологическойоперации (определение фактически работающих интервалов).

Как и в случае свертикальными скважинами данную задачу успешно выполняют промысловогеофизические исследования (ПГИ).Условия проведения ПГИ в горизонтах существенно отличаются отвертикальных скважин. В первую очередь, следует отметить сложную76структуру потока (расслоение и образование водяных застоев и газовыхпробок), низкий дебит за счет маленькой депрессии, траекторию стволаскважины.В таких условиях результаты, полученные при помощи механическогооднодатчикого расходометра, часто бывают непредставительны, а показанияметодов, определяющих состав, отражают лишь характер заполнения стволаскважины, тогда как настоящий интерес представляет работа самого пласта[15,59,60].Возможнымвыходомизсложившейсяситуацииявляетсяусовершенствование методик интерпретации и технологий проведенияисследований с использованием нестационарной термометрии. Посколькуименно она показывает хорошие результаты в столь сложных условиях.

Так,на сегодняшний день усовершенствованием технической и методическойбазой занимаются коллективы университета Башкирского Государственногоуниверситета (БашГу), Казанского Федерального университета (КФУ),Российского Государственного университета нефти и газа (НИУ) имениИ.М. Губкина под руководством таких ученых как: Р.А. Валиуллин,В.Ф. Назаров, А.Ш. Рамазанов, Р.Ф.

Шарафутдинов, М.И. Кременецкий,А.И. Ипатов, А.Н Саламатин и другие.Так, совсем недавно сотрудниками Техасского университета (TAMU)была решена численная задача поведения поля температуры во времяпроведенияпроцессовмногостадийноготепломассопереносаГРП.Анализпозволяетособенностейобосноватьпротеканияформированиятемпературного поля, что, в свою очередь, дает возможность оценитьэффективность проводимого многостадийного ГРП, а также служитинструментом для модельной оценки продуктивности скважин. Такимобразом, в статье даны основополагающие зависимости, связывающиеповедения температурного поля с параметрами системы (свойства пласта,размеры трещины и т.д.) [159].77Работы такого плана существенно улучшают понимание поведенияпроцесса тепломассопереноса во время проведения работ по созданию трещингидроразрыва в горизонтальных скважинах.Однако,формальноеприменениеполученныхрезультатовприинтерпретации результатов термических исследований чаше всего неприводит к успеху.

Рассматривая реальные возможности термометрии,следует отметить принципиальное препятствие, существенно осложняющееинтерпретацию термограмм как на качественном, так и на количественномуровне. Речь идет об одновременном воздействии большого числа эффектов,которые формируют температурное поле. Их воздействия на тепловое поле вскважине и в пласте, как правило, схожи и не могут быть разделены порезультатам термометрии.Для горизонтальных скважин характерна еще одна проблема.

Из-заменьшей депрессии на пласт и распределения притока по стволу большойпротяженности информативные температурные аномалии, как правило,небольшие. Нередко их величина находится на уровне методических помех, аиногда и на границе чувствительности современной аппаратуры.Основой оценки доли пласта в общем дебите в этом случае являетсяуравнениекалориметрическогосмешивания,описывающееповедениетермограммы в интервалах притока.Идея использования данного уравнения для оценки индивидуальныхдебитов многопластовой системы известна достаточно давно. Количественнаяоценка аномалии температуры в пределах каждого из совместно работающихпластов производится последовательно от кровли к подошве продуктивнойтолщи с помощью уравнения [109]:ТпспGп+ТплсплGпл =Тсмссм(Gп+Gпл),(4.1.1)где T – температура, с – объемная теплоемкость, G – объемный расходфлюида; индекс «п» относится к параметрам потока флюида в подошве пласта(до смешивания), индекс «пл» – к потоку флюида из пласта, индекс «см» – кпараметрам смеси.78Различием в объемных теплоемкостях смешивающихся компонентов впервом приближении пренебрегают, как фактором второго порядка.Это позволяет получить из (4.1.1) следующее соотношение для оценкидоли пласта в притоке:Gпл/( Gп+Gпл)=(Тп-Тсм)/(Тп-Тпл)(4.1.2)Основной проблемой расчета Gпл из (4.1.2) является неопределённость втемпературе поступающего из пласта флюида (Тпл).

Ее значение отличается отфоновойтемпературыпластавследствиесуммарноговоздействиядроссельного эффекта и теплопотерь в пористой среде коллектора ивмещающих пластах Т:Твыхi=Тгi+Ti=Тгi+iPi(4.1.3)Для того чтобы воспользоваться данным уравнением для оценкивеличины Твыхi, необходимо знать для каждого из совместно вскрытых пластовзначения депрессииPi и так называемого эффективного коэффициентадросселирования i (отличающегося от истинного за счет теплопотерь). А этиданные, как правило, отсутствуют.Описанная в [109] методика расчета предполагает одинаковую величинудроссельного эффекта для всех работающих интервалов ∆Тε1=∆Тε2=∆Тεn.

Этопозволяет оценить значение вышеупомянутого параметра на основе отличиятемпературы выходящего из пласта флюида от естественной в подошвепродуктивной толщи (Рисунок 4.1.2 (а)).79Рисунок 4.1.2 – Поведение температуры в стволе скважины присовместном вскрытии двух пластов:а)при ∆Тε1=∆Тε2, б)при ∆Тε1≠∆Тε2Подобная ситуация редко встречается в реальных условиях. Дляпрактики наиболее характерен случай, иллюстрируемый Рисунком 4.1.2 (б),когда значения Т существенно отличаются от пласта к пласту, вследствиечего оценка дебитов пластов крайне не надежна.В горизонтальных скважинах актуальность проблемы достоверногоопределения величины ∆Тε возрастает (Рисунок 4.1.3), поскольку слабоменяющаяся фоновая температура по стволу резко снижает величинуаномалий смешивания.80Рисунок 4.1.3 – Скачок температуры в горизонтальном стволе скважины винтервале смешивания восходящих потоков с носка горизонтальногоучастка ∆Тε1≠∆Тε2В подобных условиях задача диагностики и оценки профиля притокауспешно решается лишь в исключительных случаях – при формировании винтервалах работающих пластов локальных контрастных аномалий.Такая возможность реализуется в частности при притоке газированнойнефти в подошве продуктивной толщи (Рисунок 4.1.4).Рисунок 4.1.4 – Формирование аномалий калориметрического смешиванияпри локальных прорывах газа: Tг – геотермограмма, Т и Т – термограммыпри прорыве газа из нижнего (3) и верхнего (1) пласта, Ti – аномалиидросселирования, Твыхi – температуры поступающего из пластов флюида81Существенная доля газа в продукции пласта «1», расположенном вподошвепродуктивнойтолщи,нетолькосоздаетзначительнуюотрицательную температурную аномалию на фоне геометрического градиентав интервале притока, но и значительно охлаждает температуру в пределахвсего ствола.

Характеристики

Список файлов диссертации