Повышение информативности сканирующего влагомера при исследовании добывающих горизонтальных скважин тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.10, кандидат наук Семенов, Кирилл Валерьевич

• Семенов, Кирилл Валерьевич
• кандидат наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат наук Семенов, Кирилл Валерьевич

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

Глава 1. Особенности движения многофазного потока флюидов в горизонтальной скважине и специфика современной аппаратуры для их исследования. Принцип действия и недостатки скважинных сканирующих влагомеров

1.1 Физическое обоснование расслоения потока флюидов на отдельные фазы на горизонтальном участке скважины

1.2 Современная сканирующая аппаратура для исследования горизонтальных скважин

1.2.1 Система геофизических исследований в эксплуатационных горизонтальных и наклонных скважинах Flow Scanner компании Schlumberger

1.2.2 Комплекс аппаратуры промыслового каротажа PS Platform компании Schlumberger

1.2.3 Промысловый комплекс из нескольких зондов MAPS

компании Sondex

1.2.4. Комплексная скважинная аппаратура для горизонтальных скважин КСАТ-ГР.43-120/80 компании Геотрон

1.3 Исследование принципов действия и конструктивных особенностей датчиков влагосодержания

1.4 Особенности и недостатки работы диэлькометрических датчиков

применительно к аппаратуре АГАТ-КГ42

Выводы по главе 1

Глава 2. Разработка сканирующего аппаратного комплекса и принципов преобразования и повышения качества первичной информации

2.1 Определение основ и отличительных особенностей сканирующего комплекса

2.2 Анализ причин нестабильности показаний влагомеров.

Способы их устранения

2.3 Внедрение наиболее эффективного способа повышения стабильности в разработанный шестирычажный модуль

2.4 Разработка комбинированного датчика влагомер-термометр

Выводы по главе 2

Глава 3. Лабораторные и стендовые исследования технико-

эксплуатационных характеристик разработанного сканирующего комплекса. Методика градуировки влагомеров

3.1 Исследования работоспособности сканирующего комплекса при воздействии давления и температуры

3.2 Методика температурной компенсации показаний сканирующих влагомеров

3.3 Лабораторные исследования скомпенсированных по температуре датчиков влагомеров

3.4 Методика компенсации показаний сканирующих влагомеров по давлению

3.5 Исследование работоспособности датчиков влагосодержания в средах с различными диэлектрическими проницаемостями

3.6 Лабораторные исследования работоспособности разработанного сканирующего модуля при предельных температурах и давлениях

3.7 Методика комплексной градуировки диэлькометрических датчиков сканирующего влагомера

Выводы по главе 3

Глава 4. Применение разработанных аппаратных и методических решений в процессе контроля разработки месторождений

4.1 Применение аппаратуры в ОАО «Башнефтегеофизика»

4.2 Применение аппаратуры в ЗАО «БашВзрывТехнологии»

4.3 Применение аппаратуры в ООО «ТНГ-Групп»

4.4 Испытания аппаратуры в тресте «Сургутнефтегеофизика»

4.4.1 Испытания на стенде УИСП-ДТ6.2

4.4.2 Испытания в контрольно-проверочной скважине

Выводы по главе 4

Основные выводы

Список использованных источников

Приложение 1

Приложение 2

Приложение 3

Приложение 4

Приложение 5

Приложение 6

Приложение 7

Приложение 8

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение информативности сканирующего влагомера при исследовании добывающих горизонтальных скважин»

Введение.

Актуальность проблемы.

Современное состояние нефтяной отрасли России характеризуется ежегодным увеличением числа нефтяных и газовых месторождений, переходящих в позднюю стадию разработки, с широким применением вторичных методов повышения нефтеотдачи пластов для поддержания стабильной добычи углеводородного сырья [51, 65, 89]. Одним из вторичных методов является применение горизонтальных стволов (ГС), боковых горизонтальных стволов (БГС), использование пологих и наклонных скважин, позволяющих вскрыть одновременно несколько пластов [51].

За последние несколько десятилетий количество пробуренных во всем мире горизонтальных скважин существенно возросло. Основным преимуществом горизонтальной скважины является увеличение поверхности контакта с коллектором, что обеспечивает увеличение темпов отбора и количества извлекаемых запасов; уменьшение себестоимости добычи; снижение количества платформ и скважин при разработке месторождений на шельфе морей [42, 48, 64, 89]. Эти преимущества можно получить и при повторном использовании ранее пробуренных скважин с заканчиванием их горизонтальными участками.

Важнейшая особенность горизонтальной скважины, имеющей синусоидальный профиль, заключается в расслоении потока флюида на фазы с разными физическими и химическими свойствами [4, 5, 9, 14, 15, 90], что обусловливает появление газовых (в верхней части) и водяных (в нижней части) пробок.

Система разработки любого месторождения, запроектированная и осуществляемая, должна отвечать критерию рациональности, изменяющемуся в соответствии с этапами развития страны [2, 25, 50]. Но в любом случае критерий рациональности включает в себя увеличение нефтеотдачи пластов, учет сроков окупаемости затрат на освоение месторождения и соблюдение правил охраны недр и окружающей среды. В

связи с этим необходимо осуществлять постоянный контроль разработки месторождения путем сбора, обработки и обобщения первичной информации о залежи с целью получения достоверных сведений о текущем состоянии и динамике показателей разработки, что достигается применением комплекса геофизических исследований в действующих и контрольных скважинах [11, 30].

Очевидно, что для осуществления контроля разработки нефтяного или газового пласта, вскрытого горизонтальным стволом, необходимо использование специализированной геофизической аппаратуры.

Анализируя состояния проблемы исследования многофазного потока, R. С. Cold, S. G. Simmons (BP Intl.Ltd) в своей публикации (Journal of Petroleum Technology. 1984. Vol. 36. №12) пришли к выводу о необходимости объединения усилий мирового интеллектуального потенциала для ее решения, поскольку существующие на тот день решения устарели, так как не отвечают требуемой точности и однозначности измерений.

В работах [4, 9, 14, 15, 55, 56, 64, 80, 89] показано, что применение традиционных подходов при исследовании горизонтальных скважин мало эффективно и необходима разработка специализированной геофизической аппаратуры сканирующего типа для осуществления контроля разработки нефтяных и газовых месторождений.

Цель диссертационной работы - разработка эффективного аппаратно-методического комплекса сканирующих влагомеров, обладающего высокостабильными технико-эксплуатационными характеристиками для исследования добывающих горизонтальных скважин.

Объект исследования - аппаратура сканирующего типа для исследования добывающих горизонтальных скважин.

Предмет исследования - характеристики сканирующих скважинных влагомеров: стабильность показаний в зависимости от условий эксплуатации, разрешающая способность и методика их градуировки.

I ' i I i, I 'l ■ 1 1 li '

»inV'i , гУ ' TjW

Основные задачи диссертационной работы

1. Обзор существующей аппаратуры для исследования горизонтальных скважин в процессе контроля разработки нефтяных месторождений.

2. Анализ процессов течения многофазного потока на горизонтальном участке скважины.

3. Исследование термобаростабильности показаний сканирующего влагомера аппаратуры АГАТ-КГ42 во всем диапазоне рабочих давлений и температур.

4. Разработка сканирующего комплекса высокостабильных диэлькометрических влагомеров, позволяющего с высокой степенью точности исследовать многофазный поток на горизонтальном участке скважины.

5. Разработка комбинированного датчика влагомер-термометр с целью обеспечения возможности введения температурной компенсации показаний датчиков и расширения функциональных и методических возможностей разработанного комплекса.

6. Разработка методики градуировки скважинных влагомеров.

7. Внедрение разработанного аппаратно-методического комплекса сканирующих влагомеров.

Методы исследования

Поставленные задачи решались с применением знаний о принципах действия скважинных влагомеров, существующей сканирующей аппаратуры, макетирования и разработок технических и методических средств. На этапе выявления недостатков существующих влагомеров использовались методы анализа и сравнения. На этапе разработки комбинированного датчика влагомер-термометр использовались методы наблюдения, сравнения и эксперимента. На этапе внедрения разработанного датчика и методики его градуировки использовались методы экспериментальных исследований, связанные с соблюдением принципа автомодельности лабораторных и пластовых условий.

Научная новизна

1. Впервые разработан шестирычажный сканирующий комплекс высокостабильных диэлькометрических влагомеров, оптимально сочетаемых с высокочувствительным расходомером и термометром, обеспечивающий получение достоверной информации о местоположениях зон застойной воды и газовых шапок, перераспределении фаз в потоке и поинтервальном фазовом расходе при различных режимах работы скважины.

2. Впервые, применительно к отечественной аппаратуре сканирующего типа, разработан комбинированный датчик, сочетающий диэлькометрический влагомер и измерительный термометр, позволяющий одновременно оценивать распределение температурного поля по сечению колонны и компенсировать дрейфы показаний датчика состава, связанные с изменением диэлектрической проницаемости исследуемой среды при изменении ее температуры.

3. Разработана комплексная методика компенсации показаний влагомеров в зависимости от термобарических условий в исследуемой скважине, использование которой позволяет уменьшить дрейфы влагомеров до 4% и существенно расширить методические возможности разработанного модуля.

Основные защищаемые положения

1. Разработанный шестирычажный сканирующий комплекс, включающий шесть высокостабильных диэлькометрических влагомеров, распределенных по сечению колонны и измерительные каналы высокочувствительного расходомера и термометра, обеспечивающий повышение информативности и качества исследований многофазного потока в горизонтальной скважине.

2. Разработанная комплексная методика компенсации показаний в зависимости от термобарических условий в исследуемой скважине и ее применение при обработке первичной информации.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций

обеспечивается сопоставимостью лабораторных и стендовых испытаний, широким внедрением и использованием в ведущих геофизических предприятиях.

Практическая значимость и реализация результатов работы

1. Разработанный шестирычажный сканирующий комплекс для исследования горизонтальных скважин имеет лучшие количественные и качественные характеристики по сравнению с аналогичной аппаратурой, выпускаемой прежде ОАО НПФ «Геофизика», что делает его более востребованным и конкурентоспособным на Российском рынке геофизического оборудования.

2. Разработанный аппаратно-методический комплекс используется в ОАО «Башнефтегеофизика», ООО «ТНГ-Ижгеофизсервис», ЗАО «БашВзрывТехнологии», ОАО «КогалымНефтеГеофизика» ОАО «Сургутнефтегаз», на Ванкорском, Ново-Пурпейском, Ватьеганском, Верхнечонском, Федоровском и других месторождениях.

Личный вклад автора состоит в постановке задач, их решении; в анализе особенностей потоков в горизонтальных скважинах и аппаратуры для их исследования; в проведении аналитических и экспериментальных исследований, обобщении их результатов. Соискатель является инициатором, руководителем и соисполнителем работ по созданию и внедрению разработанного аппаратно-методического комплекса.

Апробация работы

Результаты работы докладывались на следующих научно-практических конференциях:

- XVII научно-практическая конференция "Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин" ОАО НПФ "Геофизика" (Уфа, 2011).

- VII молодежная научно-практическая конференция "Инновационные технологии в промысловой геологии и геофизике. 80-летию БНГФ посвящается" ОАО "Башнефтегеофизика" (Уфа, 2012).

- XIX научно-практическая конференция "Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин" ОАО НПФ "Геофизика" (Уфа, 2013).

Публикации

Основное содержание работы опубликовано в 10 научных статьях, в том числе 3 - в изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ.

Структура и объем работы

Работа состоит из введения, четырех глав и основных выводов. Она изложена на 147 страницах машинописного текста, содержит 52 рисунка, 18 таблиц и список использованных источников из 98 наименований.

Разработка, опробование и внедрение аппаратно-методического комплекса были бы невозможны без консультаций, помощи и критических замечаний со стороны ученых и производственников В.И. Дворкина, P.A.

Валиуллина, (A.C. Ахметова], K.P. Ахметова, А.П. Яковлева, Д.Н. Крючатова, Э.Р. Байбурина, Д.Р. Шакурова, В.Н. Служаева, P.C. Краснова, A.A. Казарина, P.P. Хайретдинова, Л.Ф. Усмановой, P.M. Мунасипова, М.В. Семеновой и многих других, которым автор выражает свою благодарность.

Автор выражает искреннюю благодарность и особую признательность научному руководителю работы Г.А. Белышеву за неоценимую помощь и поддержку при работе над диссертацией.

и

Глава 1. Особенности движения многофазного потока флюидов в горизонтальной скважине и специфика современной аппаратуры для их исследования. Принцип действия и недостатки скважинных сканирующих влагомеров.

1.1 Физическое обоснование расслоения потока флюидов на отдельные фазы на горизонтальном участке скважины.

Движение потока, состоящего из нескольких фаз, на горизонтальном участке скважины имеет ряд принципиальных отличий от характера течения данного потока на вертикальном участке, связанных с расслоением потока на фазы под действием гравитационных сил [4, 9, 14, 15, 42, 90]. Для более детального понимания этого явления необходимо рассмотреть основные законы формирования многофазного потока с точки зрения физики применительно к горизонтальному участку скважины. Необходимо отметить, что горизонтальный участок скважины не является в чистом виде идеально горизонтальным, а имеет ряд перегибов с отрицательными и положительными углами наклона, т.е. имеет синусоидальную форму. На любой мельчайший объем потока АУ действуют сила тяжести и сила трения между фазами и стенками колонны.

Сила тяжести, действующая на мельчайший объем, обусловливает расслоение потока на фазы с различной плотностью. Разделение потока на фазы происходит достаточно быстро, так как перемещение АУ по вертикали, вследствие различия плотностей, ограничено внутренним диаметром колонны. В дальнейшем слоистая структура потока сохраняется вплоть до начала вертикального участка скважины. Приток новых порций флюида на участке перфорации вносит несущественные изменения на характер потока и уже на расстояниях более пяти метров от перфорированного участка слоистая структура потока практически полностью восстанавливается. Небольшие отклонения ствола скважины от горизонтали являются причиной

возникновения тангенциальной составляющей силы тяжести Рх. Последняя действует на мельчайший объем АУ и придает ему дополнительное ускорение, направленное в сторону наклона, увеличивая тем самым скорость фазы, к которой принадлежит данный мельчайший объем. При этом наибольшая скорость движения каждой фазы ограничивается силами трения, возникающими между отдельно взятыми фазами и между фазами и стенкой колонны[14,15].

Сила трения между потоком и неподвижной стенкой колонны является причиной возникновения пограничного слоя, который имеет заметно меньшую скорость течения, чем усредненная по сечению колонны скорость движения потока.

В однофазном потоке пограничный слой имеет различную толщину по вертикали, наибольшая величина которой наблюдается вдоль нижней образующей колонны, что обусловливает возникновение застойных зон.

В двухфазном потоке, при наличии разницы скоростей фаз на границе их раздела, сила трения приводит к ускорению медленной фазы и уменьшению скорости быстрой фазы. В таком случае в медленной фазе могут образовываться замкнутые участки с противотоком.

На рисунке 1 изображено распределение фаз по горизонтальному участку, возникающее в результате действия силы тяжести и силы трения при поступлении трехфазного потока с забоя скважины. Данное распределение наблюдается в случае примерно равных дебитов всех трех фаз.

Работающая скважина. На участке колонны (1) скорость движения газа ниже скорости движения нефти и воды по нижней образующей в виде тонких ручейков, расположенных один над другим. Традиционный скважинный прибор для работы в вертикальной скважине, имеющий меньший диаметр, чем диаметр скважины, будет омываться лишь фазами воды и нефти. При этом скорость обтекания прибора водонефтяным потоком заметно больше средней скорости потока по сечению колонны.

Рис.1. Распределение фаз в работающей и остановленной скважине.

На участке колонны (2) водяная фаза имеет низкую скорость, нефтяная фаза - среднюю и газовая - самую высокую скорость движения. В зависимости от дебита, движение газовой фазы может иметь разный характер. При малых дебитах оно будет протекать в виде отдельных пузырьков, а при больших - в виде сплошного турбулизированного потока. Более быстрая газовая фаза ускоряет нефтяную фазу так, что их скорости становятся примерно равными. В более медленной водной фазе, из-за внутреннего трения на границе раздела фаз, появляются вихревые потоки. При этом наблюдается ускорение фазы воды в верхней части и замедления движения в нижней части. Зачастую в водной фазе возникают линии потока по нижней образующей, имеющие противоположное направление. Прибор, располагающийся на участке (2), омывается преимущественно водной фазой. Скорость обтекания прибора зависит от распределения скоростей внутри водной фазы и может иметь обратное направление. Потоки на участках (3) и (4) аналогичны потокам на участках (1) и (2) соответственно.

Зона перехода участка (2) в участок (3) может рассматриваться как участок горизонтальной скважины, находящийся на вершине траектории, а зона перехода участков (1) и (2) - находящийся в низине. Соотношение

площадей сечения газовой, нефтяной и водной фаз для этих участков определяется соотношением дебитов каждой фазы с учетом положения (вершина - низина) на траектории скважины.

Остановленная скважина. При этом практически полностью останавливается движение каждой из фаз, и это постепенно приводит к статическому равновесию между фазами. В подобном случае верхняя часть участка (1) будет заполнена в основном газом и нефтью, а вода скапливаться в низине на границе раздела участков (1) - (2) и (3) - (4).

Граница участков (2) - (3), в силу расположения на вершине траектории скважины, заполняется газом и частично нефтью. Область, занятая газом, мало зависит от газового фактора и представляется, в основном, геометрией ствола скважины.

Граница участков (1) и (2) будет заполнена водой, присутствующей в продукции, причем количество воды и, область занятая ею, не зависит от процентного соотношения воды и нефти в составе продукции, а определяется геометрией ствола скважины. Участок (4) в остановленной скважине, как правило, заполнен нефтью или водой. Причем, положение водонефтяного контакта определяется соотношением нефти и воды в продукции скважины и может выходить за границы горизонтального участка при сильной обводненности продукции.

Таким образом, на горизонтальном участке ствола наблюдается расслоение потока на фазы, которые могут иметь различную плотность, вязкость и температуру. Разница в этих свойствах, в свою очередь, может влиять на распределение скоростей как отдельных фаз, так и потока в целом, а также на появление местных вихрей и потоков с обратным направлением. Разные дебиты газа и жидкости могут приводить к возникновению газовых ловушек в местах перегибов горизонтального ствола.

Традиционный скважинный прибор, не имеющий центраторов, двигаясь по нижней образующей скважины, последовательно взаимодействует с

» 1 * I I I < ' " {' '

I» I 1д ' I" , ' ' } »с \

каждой из фаз, отмечая границы раздела, приуроченные, как правило, к восходящим и нисходящим участкам ствола скважины [4,15].

Опыт зарубежных нефтяных предприятий и ряд гидродинамических исследований в России показывают, что применение традиционных подходов к производству аппаратуры для исследования в подобных условиях и использование методик интерпретации результатов, применяемых для вертикальных стволов, часто не дают достоверных результатов. В связи с этим для работы в таких специфических условиях разрабатывается специальная аппаратура сканирующего типа, фиксирующая определенные показатели потока по сечению ствола [4, 9, 14, 15].

1.2 Современная сканирующая аппаратура для исследования горизонтальных скважин.

Для контроля разработки нефтегазовых месторождений с помощью горизонтальных скважин, наряду с измерениями температуры, давления, плотности, удельного электрического сопротивления и влагосодержания (состава) добываемого флюида, выделения работающих интервалов перфорации, оценки их дебита(расхода), информативным является изучение пространственного движения флюида в зоне фильтра. Особенно это важно при двух- и трехфазном потоке. И если в вертикальных добывающих скважинах измерительные преобразователи устанавливаются по оси скважины, то в горизонтальных скважинах для измерения физических параметров добываемого флюида, необходимо применять конструкцию датчиков, распределенных или перемещающихся периодически по сечению (сканирующими измерениями) [4, 9, 33, 48, 55, 56, 56, 72, 73, 94, 97].

1.2.1 Система геофизических исследований в эксплуатационных горизонтальных и наклонных скважинах Flow Scanner компании Schlumberger.

В системе каротажа, предназначенной для горизонтальных и наклонных эксплуатационных скважин (Flow Scanner), используются множество миниатюрных вертушечных расходомеров и групп электрических и оптических зондов, расположенных по вертикальной оси ствола скважины.

Flow Scanner позволяет в режиме реального времени определять скорость многофазного потока и объемное содержание каждой из фаз вне зависимости от наклона ствола скважины. В отличие от традиционных приборов промыслового каротажа, которые сконструированы с центральным одиночным вертушечным расходомером и предназначены для использования в вертикальных или почти вертикальных скважинах, система Flow Scanner обеспечивает полный гидродинамический анализ сложных скважинных условий, включая условия в сильно наклоненных скважинах [96]. На рисунке 2 изображена система Flow Scanner.

Электрические датчики системы Flow Scanner позволяют определить объемное содержание углеводородов и воды. С помощью оптических датчиков определяют объемное содержание газа и жидкости, что позволяет различать три фазы в потоке. Все замеры проводятся одновременно в одном вертикальном глубинном интервале. Профили объемных содержаний комбинируются с многофазным профилем скоростей, подсчитанным по фазовым скоростям, для определения профиля притока в режиме реального времени.

Рис.2. Система Flow Scanner.

Область применения:

- многофазный профиль притока в не вертикальных скважинах;

- определение поступления флюида и газа в скважинах с многофазным режимом потока, а также поступления жидкости в газовые скважины;

- определение рециркуляции флюида;

- автономная интерпретация трехфазного потока в режиме реального времени.

Необходимо отметить, что относительно небольшой диаметр вертушечных расходомеров обусловливает относительно высокий порог страгивая. Поэтому данная аппаратура может использоваться только в скважинах с высокими дебитами, которые не так часто встречаются на российских месторождениях.

1.2.2 Комплекс аппаратуры промыслового каротажа PS Platform компании Schlumberger.

Комплекс аппаратуры промыслового каротажа PS Platform применяется в вертикальных, горизонтальных и наклонных скважинах для определения трехфазного профиля притока, контроля разработки, а также для получения диагностической информации. Измерения могут осуществляться как в режиме реального времени, так и в режиме записи в память [94].

Измерения трехфазного профиля притока и регистрация информации для контроля разработки выполняются следующими датчиками, входящими в состав комплекса PS Platform.

1. Зонд PBMS включает детектор гамма-излучения и локатор муфт, используемые для корреляции, а также выполняет замеры давления и температуры в скважине.

2. Зонд регистрации притока и кавернозности (PFCS) измеряет среднюю скорость флюида, объемное содержание воды и углеводородов и ведет регистрацию пузырьков по четырем независимым электрическим датчикам. Подсчет пузырьков используется для локализации первой точки притока пластового флюида. Этот зонд выполняет целый комплекс измерений для оценки дебита. Он также является самоцентрирующимся и имеет набор вертушек расходомера и лап каверномера различных размеров, которые можно поменять на скважине в зависимости от диаметров ствола скважины и НКТ, через которые будут проводиться исследования. Лапы центратора и каверномера могут оснащаться салазками либо роликами для обеспечения плавного движения прибора в открытом стволе и в обсаженных скважинах [56]. Имеются различные типоразмеры лопастей вертушки расходомера для выполнения исследований в обсадных колоннах и открытом стволе любого стандартного диаметра. Каверномер проводит измерение диаметра обсадных колонн, НКТ и ствола скважины в двух направлениях с точностью до 1 мм. На рисунке 3 изображены модули системы PS Platform.

PIL&A

FloView и FloView Plus

GHOST-A

PFCS

Рис.3. Комплекс аппаратуры промыслового каротажа PS Platform.

3. Зонд градиент-манометра (PGMS) измеряет среднюю плотность скважинного флюида, по которой затем определяется объемное содержание воды, нефти и газа. Данные акселерометра используются для введения поправки на угол наклона скважины.

4. В оптическом анализаторе газосодержания (GHOST) используются четыре оптических датчика, позволяющие измерить объемное содержание жидкости и газа. Достоверность определения трехфазного дебита, а также точность окончательного расчета достигаются за счет четкого разграничения между жидкостью и газом, обеспечиваемого в измерениях GHOST.

5. Прибор для измерения объемного содержания FloView оснащен четырьмя электрическими датчиками, которые могут использоваться для измерения объемного содержания воды и УВ путем подсчета количества пузырьков в сочетании с датчиками PFCS, позволяя покрыть большую часть

ствола скважины. Эта дополнительная информация представляет особенную ценность в горизонтальных скважинах, где определение профиля притока необходимо для оценки поинтервального дебита [95].

6. В методике измерения объемного содержания Flo View Plus прибор FloView дополняется электродами, установленными под углом по отношению к основному прибору FloView в компоновке комплекса PS Platform. Комбинация двух приборов FloView по методике FloView Plus обеспечивает улучшенное радиальное разрешение, что представляет особенную ценность в горизонтальных скважинах или в скважинах с большим углом наклона, где возможно присутствует разделение фаз [94, 95].

1.2.3 Промысловый комплекс из нескольких зондов MAPS компании Sondex.

Промысловый комплекс из нескольких зондов (MAPS) является значительной вехой в развитии скважинного каротажа. Он значительно расширяет возможности оператора, а также производственный потенциал. Это семейство приборов является значительным шагом вперед и позволяет использовать многочисленные датчики, обеспечивающие значительно большей информацией и получить более четкую и определенную картину режима потока в скважине [97, 98].

В комплекте приборов используются датчики, размещенные на рессорах по всей окружности скважины. Они позволяют определить тип фазы или измерить скорость каждой фазы. Промысловый комплект из нескольких зондов - это набор гибких и настраиваемых инструментов. Они складываются и проходят через узкие места без необходимости использования двигателей.

Также имеется широкий спектр дополнительных приборов, отвечающих различным условиям и требованиям. Прибор для измерения емкостного

сопротивления и прибор для измерения сопротивления используются для

, * 1 f ii . kj \ . | iV » ^ s' i и , '' s v ' i if*

t/,:, ".Л-" 'Vj •'< .Лм > / 1 0 ' >7.......' 1

i ) v 1

идентификации фазы, а скважинный расходомер с вертушками измеряет скорость потоков. Каждый инструмент содержит датчик, указывающий более высокую часть скважины.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Семенов, Кирилл Валерьевич, 2013 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Абдуллин P.C. Технология эксплуатации наклонно направленных скважин / P.C. Абдуллин, P.P. Шагитов, Ф.Р. Гареев // Нефтепромысловое дело. -2011. - № 5. - С.34-35.

2. Абрикосов И.Х. Нефтепромысловая геология / И.Х. Абрикосов, И.С. Гутман. - М.: Недра, 1970. - 208с.

3. Агеева Н.Д. Электротехническое материаловедение / Н.Д. Агеева, Н.Г. Винаковская, В.Н. Лифанов // Учебное пособие. - Владивосток: ДВГТУ, 2006. - 76с.

4. Аксельрод С.М. Исследования профиля притока в горизонтальных скважинах (по материалам американской печати) / С.М. Аксельрод // НТВ Каротажник. - 2005. - №132-133. - С.300-335.

5. Алиев З.С. Исследование горизонтальных скважин / З.С. Алиев, В.В. Бондаренко // Учебное пособие. - М.: Нефть и газ, 2004. - 300с.

6. Ахметов Н.З. Применение горизонтальной технологии для выработки запасов нефти из неоднородных карбонатных пород пониженного и среднего карбона / Н.З. Ахметов, М.А. Сайфутдинов, А.Н. Кузнецов, A.M. Исхакова // Нефтяное хозяйство. - 2010. - №7. - С.40-44.

7. Белышев Г.А. Разработка принципов измерения термогидродинамических параметров пласта и создание малогабаритной аппаратуры для исследования механизированных скважин: дис.... канд. техн. наук.: защищена 30.11.84. -Москва, 1984.

8. Белышев Г.А. Совершенствование технико-эксплуатационных характеристик приборов АГАТ-КГ42-6В и АГАТ-КГ42-СТВ6 / Г.А. Белышев, К.В. Семенов // НТВ Каротажник. - 2012. - № 222. - С.133-143.

9. Белышев Г.А. Многофункциональные программно-управляемые скважные приборы для контроля за разработкой нефтегазовых месторождений / Г.А.

Белышев, |А.С. Ахметов // НТВ Каротажник. - 2003. - №111-112. - С.103-110.

10. Берщанский Я.М. Управление разработкой нефтяных месторождений / Я.М. Берщанский, В.Н. Кулибанов, М.В. Мееров, О.Ю. Мермин. - М.: Недра, 1983.-309с.

11. Бойко B.C. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений / B.C. Бойко. - М.: Недра, 1990. - 305с.

12. Браславский Д.А. Расчет и конструкция авиационных приборов / Д.А. Браславский, С.С. Логунов, Д.С. Пильнор. - М.: Государственное издательство оборонной промышленности, 1954. - 584с.

13. Валиуллин P.A. Тестирование скважной аппаратуры на стенде - как обязательный элемент испытаний при разработке и передаче ее в производство / P.A. Валиуллин, Р.К. Яруллин, А.Р. Яруллин // Нефтегазовое дело. - 2012. -№3. - С.309-316.

14. Валиуллин P.A. Исследование многофазных потоков в горизонтальных скважинах / P.A. Валиуллин, Р.Ф. Шарафутдинов, Р.К. Яруллин, В.Я. Федотов, Н.Я. Медведев, Н.К. Глебочева // Нефтяное хозяйство. - 2012. -№12. - С.55-56.

15. Валиуллин P.A. Особенности многофазных потоков в горизонтальных скважинах / P.A. Валиуллин, Р.Ф. Шарафутдинов, Р.К. Яруллин, В.Я. Федотов // Геофизика. - 2001. - №1. - С.67-69.

16. Вахрушева И. А. Результаты строительства и эксплуатации горизонтальных скважин на месторождениях Западной Сибири // И.А. Вахрушева, A.A. Ручкин, В.И. Саунин, В.З. Сухер, А.Н. Леванов, Ю.В. Масалкин // Нефтяное хозяйство. - 2010. - №2. - С.34-38.

17. Вихряев Р.И. Теория и опыт добычи газа / Р.И. Вихряев, Ю.П. Коротаев, Н.К Кабанов. - М.: Недра, 1998. - 479с.

18. Вихряев Р.И. Теория и опыт разработки месторождений природных газов / Р.И. Вихряев, Ю.П. Коротаев. - М.: Недра, 1999. - 416с.

19. Вихряев Р.И. Разработка и эксплуатация газовых месторождений / Р.И. Вихряев, А.И. Гриценко, P.M. Тер-Саркисов. - М.: ООО «Недра -Бизнесцентр», 2002. - 880с.

20. Владимиров И.В. Оптимальное применение горизонтальных стволов скважин в разработке контактных водонефтяных зон месторождений нефти / И.В. Владимиров, О.П. Торопчин, С.А. Кротов, А.Р. Сарваров // Нефтепромысловое дело. - 2009. - №11. - С.8-15.

21. Гайдуков Л. А. Влияние особенностей околоскважных зон горизонтальных скважин на их дебит / Л.А. Гайдуков, H.H. Михайлов // Нефтяное хозяйство. - 2010. - №1. - С.90-94.

22. Геотрон, Комплексная скважная аппаратура для горизонтальных скважин КСАТ-ГР.43-120/80 / www.geotron.ru/production/?id=27.

23. Горачев Ю.И. Геофизические исследования скважин / Ю.И. Горбачев // Учебник для вузов. - М.: Недра, 1990. - 398с.

24. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов / Т.Д. Голф-Рахт // Перевод с англ. H.A. Бардиной, П.К. Голованова, В.В. Власенко, В.В. Покровского. - М.: Недра, 1986.-608с.

25. Донцов K.M. Разработка нефтяных месторождений / K.M. Донцов. - М.: Недра, 1977.-360с.

26. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений / Ю.П. Желтов // Учебник для вузов. - М.: Недра, 1986. - 332с.

27. Желтов Ю.П. Механика нефтегазоносного пласта / Ю.П. Желтов. - М.: Недра, 1975.-216с.

28. Зенкин C.B. Эффективность разработки восточного участка Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения системой горизонтальных скважин / C.B. Зенкин, P.M. Курамшин, И.Б. Розенберг, H.A. Суворова, В.М. Мельников, Н.И. Тюхнин // Нефтепромысловое дело. - 2010. - №2. - С. 19-26.

29. Иванова М.М Нефтегазопромысловая геология / М.М. Иванова, И.П. Чоловский, Ю.И. Брагин // Учебник для вузов. - М.: ООО «Недра -Бизнесцентр», 2000. - 414с.

30. Итенберг С.С. Геофизические исследования в скважинах / С.С. Итенберг, Т.Д. Дахкильгов. - М.: Недра, 1982. - 351с.

31. Каменецкий С.Г. Нефтепромысловые исследования пластов / С.Г. Каменецкий, В.М. Кузьмин, В.П. Степанов. - М.: Недра, 1974. - 224с.

32. Коршак A.A. Основы нефтегазового дела / A.A. Коршак, A.M. Шаммазов. - Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2002. - С. 112-113.

33. Костин А.И. Результаты разработки аппаратуры контроля притока для исследования горизонтальных скважин / А.И. Костин, C.B. Новопашин, К.К. Лауфер, И.А. Иванов, А.Д. Писарев //НТВ Каротажник. -2010. -№8. - С.16-30

34. Кошкин Н.И. Справочник по элементарной физике / Н.И. Кошкин, М.Г. Ширкевич. - М.: Наука, 1976. - 255с.

35. Крейг Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении / Перевод с англ. В.Л. Данилова. - М.: Недра, 1974. - 192с.

36. Крылов А.П. Научные основы разработки нефтяных месторождений / А.П. Крылов, М.М. Глоговский, М.Ф. Мирчинк, Н.М. Николаевский, И.А. Чарный. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004. -416с.

37. Ландсберг Г.С. Элементарный учебник физики / Г.С. Ландсберг // Т.2: Электричество и магнетизм. - М., 1974. - 528с.

38. Лапшин A.A. Электрические влагомеры / A.A. Лапшин. - Москва-Ленинград: ГосЭнергоИздат, 1960. - 114с.

39. Лейбензон Л.С. Движение природных жидкостей и газов в пористой среде / Л.С. Лейбензон. - М.: Государственное издательство технико-теоретической литературы, 1947. - С.94-95.

40. Лобанков В.М. Проблемы метрологического обеспечения геофизических исследований в горизонтальных скважинах / В.М. Лобанков // НТВ Каротажник. - 1996. - №21. - С.80-83.

41. Лобанков В.М. Развитие системы метрологического обеспечения геофизических исследований в нефтегазовых скважинах: дис.... докт. техн. наук: защищена 25.06.08. - Уфа, 2008.

42. Лукьянов Э.Е. Состоянии и перспективы развития геофизический исследований в горизонтальных скважинах / Э.Е. Лукьянов // В 2-х ч. 4.II. -Тверь, 1994.-207с.

43. Лысенко В.Д. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений. -М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 2001. - 562с.

44. Мансурова А.Р. Опыт эксплуатации первых горизонтальных скважин в ОАО «Татнефть» / А.Р. Мансурова, Р.Т. Фазлыев // Нефтепромысловое дело.-2011. -№4.-С.39-43.

45. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде / М. Маскет // Перевод с англ. М.А. Гейман. - Москва-Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2004. - 628с.

46. Мирзаджанзаде А.Х. Основы технологии добычи газа / А.Х. Мирзаджанзаде, О.Л. Кузнецов, К.С. Басниев, З.С. Алиев. - М.: ОАО «Издательство «Недра», 2003. - 880с.

47. Милосердова A.A. Геология, поиски и разведка месторождений нефти и газа / A.A. Милосердова // Конспект лекций по программе нефтегазовое дело. - М., 2003.

48. Молчанов A.A. Геофизические исследования горизонтальных нефтегазовых скважин / A.A. Молчанов, Э.Е. Лукьянов, В.А. Рапин // Учебное пособие. - Спб.: Международная академия наук экологии, безопасности человека и природы, 2001. - 298с.

49. Муравьев В.М. Спутник нефтяника / В.М. Муравьев, Н.Г. Середа. - М.: Недра, 1971.-240с.

50. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения / Р.Х. Муслимов. - Казань: Издательство казанского университета, 2003. - 596с.

51. Нестеренко М.Г. Разработка методики определения состава жидкости в скважине на основе термогидродинамических исследований: дис... докт. техн. наук: защищена 24.05.2007. Уфа, 2007.

52. Нефтегазовая микроэнциклопедия / Краткий электронный справочник по основным нефтегазовым терминам и с системой перекрестных ссылок. - М.: РГУ Нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005. - 125с.

53. Николаевский В.Н. Механика насыщенных пористых сред / В.Н. Николаевский, К.С. Басниев, А.Т. Горбунов, Г.А. Зотов. - М.: Недра, 1970. -339с.

54. Орлинский Б.М. Контроль за разработкой залежи нефти геофизическими методами / Б.М. Орлинский. - М.: Недра, 1977. - 239с.

55. Пат. РФ 2428564 Е21В47/10, Е21В47/06. Сканирующее устройство для

исследования действующих скважин (варианты) / Г.А. Белышев, [A.C.

Ахметов|, М.А. Ахметов, О.В. Харитонов, И.Г. Белышев // Патентообладатель: ОАО НПФ "Геофизика". - № 2009126310/03; заявлено 08.07.2009; опубл. 10.09.2011.

56. Пат. РФ 2209964 Е21В47/00. Способ (варианты) и устройство (варианты) для получения данных в скважине, добывающей углеводородное сырье / Л. Агёс, Ж. Кантен, Ф. Паран, П. Весеро // Патентообладатель: Шлюмберже Текнолоджи Б.В. - № 98105345/03; завялено 19.03.1998; опубл. 10.08.2003.

57. Пат. РФ 2386778 Е21В23/04. Устройство для доставки приборов в горизонтальную скважину / С.А. Жвачкин, Ю.И. Баканов, В.А. Егоров, Н.И. Кобелева, В.Г. Гераськин, A.B. Шостак, П.Н. Шабров, Г.А. Севрюков // Патентообладатель: ООО "Газпром трансгаз-кубань". - № 2008125524/03; заявлено 23.06.2008; опубл. 20.04.2010.

58. Пат. РФ 2414594 Е21В47/00. Измерительное многорычажное устройство скважинного прибора / Р.Х. Минияров, М.М. Мусин, Л.Г. Леготин, В.Г. Рафиков // Патентообладатель: ООО НПФ "АМК Горизонт". №2009104630/03; заявлено 11.02.2009; опубл. 20.03.2011.

59. Пат. РФ 2394985 Е21В47/00. Способ исследования многозабойной горизонтальной скважины / P.C. Хисамов, Р.Х. Муслимов, Р.И. Шафигуллин, И.З. Чупикова, P.P. Афлятунов, Д.С. Камалиев, В.Ю. Секретарев, М.Х. Хайруллин, Р.Г. Фархуллин, М.Т. Ханнанов, Г.Л. Мусаев //

Патентообладатель: ОАО "Татнефть". - № 2009133252/03; заявлено 07.09.2009; опубл. 20.07.2010.

60. Пат. 2411548 РФ 001У1/40. Измерительный зонд для нефтегазовой скважины и/или обсадной колонны / П. Ямид, Ф. Масафуми, К. Клемент // Патентообладатель: Шлюмберже Текнолоджи Б.В. - №2009141895/28; заявлено 16.11.2009; опубл. 10.02.2011.

61. Петров Е.А. Справочник по эксплуатации нефтяных месторождений / Е.А. Петров. - М.: Недра, 1964. - 357с.

62. Подкин Ю.Г. Разработка методов и средств диэлькометрического контроля неравновесных дисперсных систем: дис... докт. техн. наук: защищена 28.06.04. - М., 2004.

63. РД 153-39.0-072-01 «Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах» - М., Министерство энергетики РФ, 2001. - 272с.

64. Савич А.Д. Геофизические исследования горизонтальных скважин. Состояние и проблемы / А.Д. Савич // НТВ Каротажник. -2010.-№2.-С. 16-36.

65. Савич А.Д. Геофизические технологии исследований горизонтальных скважин и мониторинга разработки нефтяных месторождений: Автореф. дисс. канд. техн. наук. Пермь, 1999.

66. Сальникова О.Л. Решение задачи по определению источников обводнения в горизонтальных скважинах пермского края / О. Л. Сальникова // НТВ Каротажник. - 2012. - №5. - С.96-109.

67. Семенов К.В. Исследование показаний емкостных датчиков влажности модуля РВС-6В в различных средах / К.В. Семенов, Г.А. Белышев // Сборник докладов VII научно-практической конференции. 80-летию БНГФ посвящается. - 2012. - С.196-203.

68. Семенов К.В. Усовершенствование методики градуировки емкостных датчиков модуля расходомера РВС-6В / К.В. Семенов // НТВ Каротажник. -2013.-№226.-С.89-98.

69. Семенов K.B. Современные комплексные сканирующие системы для исследования эксплуатационных горизонтальных скважин / К.В. Семенов, Г.А. Белышев // Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти. Экономика и управление. Сборник статей аспирантов и молодых специалистов. - Уфа, 2011. - № 8. - С.91-96.

70. Семенов К.В. Испытания датчиков влажности сканирующего влагомера РВС-6В на термобаростабильность / К.В. Семенов, Г.А. Белышев // Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти. Экономика и управление. Сборник статей аспирантов и молодых специалистов. - Уфа, 2012. - № 9. - С.137-144.

71. Семенов К.В. Модернизация приборов АГАТ-КГ42-6В и АГАТ-КГ42-СТВ6 для исследования эксплуатационных горизонтальных скважин / К.В. Семенов // Электронный научный «Нефтегазовое дело». - 2013. - №3. -С.386-396.

72. Семенов К.В. Сканирующие аппаратно-программные комплексы для исследования эксплуатационных горизонтальных скважин / Г.А. Белышев, A.C. Ахметов, К.В. Семенов, М.А. Ахметов // Тезисы докладов XXII научно-практической конференции «Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин» - Уфа, 25 мая 2011. - Уфа, 2011 - С.31-32.

73. Семенов К.В. Сканирующая аппаратура с универсальной телеметрической системой АГАТ-КГ-42-6ВУ / Г.А. Белышев, М.А. Ахметов, К.В. Семенов // Тезисы докладов XIX научно-практической конференции «Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин» -Уфа, 22 мая 2013. - Уфа, 2013 - С.30-36.

74. Семенов К.В. Методика температурной компенсации показаний сканирующих влагомеров модуля РВС-6В / К.В. Семенов // Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти. Сборник статей аспирантов и молодых специалистов. - Уфа, 2013. -№ 10. - С.167-174.

75. Семенов К.В. Методические вопросы исследования емкостных датчиков влажности модуля РВС-6В в различных средах / Г.А. Белышев, К.В. Семенов

// Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти. Сборник статей аспирантов и молодых специалистов. - Уфа, 2013. -№ 10. -С.175-185.

76. Середа Н.Г. Основы нефтегазового дела / Н.Г. Середа, В.М. Муравьев. -М.: Недра, 1980.-287с.

77. Сковородников И.Г. Геофизические исследования скважин / И.Г. Сковородников // Курс лекций. - Екатеринбург: УПТА, 2003. - 293с.

78. Фатхлисламов М.А. Исследование процессов турбулентного движения однородной жидкости в стволе горизонтальной скважины при разных типах перфорированных отверстий / М.А. Фатхлисламов, И.В. Владимиров, О.П. Торопчин, С.А. Кротов // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - 2009. - №9. - С.36-41.

79. Фатхлисламов М.А. Изменение ламинарного характера движения однородной жидкости в поле сил тяжести при наличии распределенных источников (перфорационных отверстий) в горизонтальном стволе скважины / М.А. Фатхлисламов, О.П. Торопчин // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - 2009. - №11. - С.40-45.

80. Федоров В. Н. Аппаратурно-методический комплекс для термогидродинамических исследований пологих и горизонтальных скважин: дис.... докт. техн. наук: защищена 14.10.2005. Сургут, 2004.

81. Флоренский П.В. Основы литологии / П.В. Флоренский, JI.B. Милосердова, В.П. Балицкий // Учебное пособие. - М.: РГУ Нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. - 105с.

82. Хакимзянов И.Н. Опыт эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием на месторождениях Татарстана / И.Н. Хакимзянов // Нефтяное хозяйство.-2012. -№1.-С.82-85.

83. Хисамов P.C. Технология управления эксплуатацией скважин с горизонтальным окончанием / P.C. Хисамов, Р.Г. Ханнанов, Р.Х. Фаткуллин, Н.Х. Хамитьянов, JT.M. Миронова // Нефтяное хозяйство. - 2010. - №12. -С.110-113.

84. Хисамов Р.С. Интерпретация результатов термогибродинамических исследований горизонтальных скважин / Р.С. Хисамов, А.С. Султанов, Р.Г. Фархуллин, Н.А. Низамов, М.Х. Хайруллин, М.Н. Шамсиев, Е.Р. Бадертдинова // Нефтяное хозяйство. - 2011. - № 10. - С. 103-106.

85. Хисамутдинов Н.И. Разработка нефтяных месторождений / Н.И. Хисамутдинов, Г.З. Ибрагимов / В 4-х т. T.II Эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин. - М.: ВНИИОЭНГ, 1994. - 270с.

86. Хмелевский В.К. Геофизические методы исследований / В.К. Хмелевский, Ю.И. Горбачев, А.В. Калинин, М.Г. Попов, Н.И. Селиверстов, В.А. Шевнин. - Петропавловск-Камчатский: КГПУ, 2004. -232с.

87. Шешуков А.И. Гидродинамические исследования горизонтальных скважин / А.И. Шешуков, В.Н. Федоров, В.М. Мешков // Нефтяное хозяйство. - 2002. - №8. - С.92-94.

88. Яворский Б.М. Справочник по физике / Б.М. Яворский, А.А. Детлаф. -М.: Недра, 1990.-624с.

89. Яруллин Р.К. Особенности геофизических исследований действующих горизонтальных скважин на поздней стадии эксплуатации нефтяных месторождений / Р.К. Яруллин, Р.А. Валиуллин, А.Р. Яруллин, Н.К. Глебочева, А.Г. Тихонов // НТВ Каротажник. - 2010. - №1. - С.3-14.

90. Joshi S.D. Основы технологии горизонтальных скважин / S.D. Joshi // Перевод с анг. В.Ф. Будников, Е.Ю. Проселков, Ю.М. Проселков. -Краснодар: «Советская Кубань», 2003. - С.7-14.

91. Frish G. et al. Integrating Wellbore Flow Images with a Conventional Production Log. SPE 77782. SPE Annual Technical Conference and Exhibition. San Antonio, 29 September - 2 October, 2002.

92. Riley S., Clark J., Guivarch В., Chace D., Trcka D. Production Logging in Horizontal Gravel-Packed Highly Viscous Oil Producers in the North Sea. SPE 84207, SPE Annual Technical Conference and Exhibition. October, 2003.

93. Ryan N.D., Hayes D. A New Multiphase Holdup for Horizontal wells. SPWLA 42nd Annual Logging Symposium. June 17-20, 2001.

94. Schlumberger, PS Platform Production Services Platform / www.slb.com/services/production/production_logging/ps_platform_production_se rvices_platform.

95. Schlumberger, Flo View and FloView Plus Holdup Measurement Tools / www.slb.com/services/production/production_logging/ps_platform_production_se rvices_platform/floview_holdup_measurment.

96. Schlumberger, Flow Scanner Horizontal and Deviated Well Production Logging System / www.slb.com/services/characterization/wireline_cased_hole/ scanner_services/flow_scanner.

97. Sondex, Multiple Array Production Suite (MAPS) / www.ge-energy.com/products_and_services/products/wireline_systems/multiple_array_pro duction_suite

98. Sondex, Field Logging / http://site.ge-energy.com/prod_serv/products/oc/en/ oilfield_technology/downloads/lc_son_7638jpl_ru.pdf

Обзорный планшет скважины куст 3 Ванкорского месторождения.

3930

2ЭТС 2

«МО

2И5 3

<120

Обзорный планшет скважины № ZZZ куст 5 Ванкорского месторождения.

йн.»'

ГЕ0Ф1

ГЕОФИЗИЧЕСКИХ РАБОТ

Исх. №_от

УТВЕРЖДАЮ:

Главный инженер Уфимского управления !£>£чгеофизических работ

АКТ ^«осси»

внедрения основных результатов диссертационной работы Семенова К.В.

Мы, нижеподписавшиеся главный геолог Уфимского УГР Назмутдннов Р.Ф., главный инженер Уфимского УГР Шакуров Д.Р. составили акт о том, что в результате внедрения разработанных при непосредственном участии Семенова К. В. термобаростабильных датчиков сканирующего влагомера были получены следующие результаты:

1) В результате исследования скважины № 134 куст 3 Ванкорского месторождения прибором АГАТ-КГ42-В6 № 336 отмечается поступление воды с нефтью из интервала 4325,0 - 4411,2 м. Признаки интенсивного разгазирования в пласте отсутствуют, локального прорыва газа в исследуемом интервале не отмечается. Горизонтальный ствол заполнен нефтью с газом разгазирования.

2) В результате исследования скважины № 25Г куст 4Г Ванкорского месторождения прибором АГАТ-КГ42-В6 № 335 было установлено, что горизонтальный ствол в интервале 1120,0 - 1522,0 м заполнен преимущественно газом. Отмечается вынос застойной воды.

3) За 2012 год исследовано более 20 скважин с горизонтальным стволом.

Главный геолог Уфимского УГР - р ф Назмутдинов

Щ

X

щ

£

О ^

(X

С

ЗАО "БашВзрыв Технологии "

I

1111

Недропользователь ЗА0"|

Заказчик

Месторождение Ванкорское

Скважина Ц куст Ц

Категория наклонно-направленная, нагнетательная

Состояние ствола Альтитуда, м Дата каротажа

обсаженный

Конструкция скважины Информация о грочьюочнои жидкости

Кондуктор, м 0 0 |б20 54

Диаметр м 0 324

Тетичесхая колонна,м 0 011680 1

Диаметр м 0 245

Эксплуатационная колон 13,м 0 0|3447

Диаметр м 0 178

I

Подземное оборудование Информация о наземной аппаратуре

НКТ.м 3106 5 Тип, номер регистратора ВУЛКАН

Информация по каротажу Информация о омажиннои аппаратура

Текущий забой, м 3325 6

Горизонты исследований 3110 I АГАТ-КГ-42-6В 347

Ии-ера «лы записи, м 33206

Оператор

Интерпретатор

" и Ч»" ИЧИГ» 1»Щ |ЧЦ'||1Ц|

Л111У1ЦА 11111,1, Ш

1111111 2* лШ «иныиш!

Г Г- ,

232323232353484848484848

УТВЕРЖДАЮ: ГДРЭС"^ инженер КФ3 АО.-Итяшвзрывтехнолопш »

Ратуко^С-А

, МП. АКТ

внедрения основных результатов диссертационной работы Семенова К.В.

Мы, нижеподписавшиеся главный геолог КФ ЗАО «Башвзрывтсхнологии» Краснов Родион Сергеевич, директор по производству Казарнн Андрей Александрович, составили акт о том. что в результате внедрения разработанных при непосредственном участии Семенова К В. термобаростабилъиых датчиков сканирующего влагомера были получены следующие результаты:

1) В результате исследования скважины №142 Банкирского месторождения

прибором А! АТ-КГ42-СТВ6 №347 были определены интервалы притока, состав притока, интервал прорыва газа в ствол скважины В результате исследования скважины №166 Банкирского месторождения прибором АГАТ-КГ42-СТВ6 №347 было определено, что участок горизонтального ствола в интервале 3700-4200 м заполнен преимущественно газо-нефтянной смесью с перемежающимися порциями застойной воды. Скопление воды приурочено к нижним образующим ствола скаажнны.

Всего прибором проведено около 30 работ ад текущий год: состав и профиль притока диагностируются уверенно, отказов не происходило.

Главный геолог КФ ЗАО -БашвзрыВтелли.ш! иИ^ ' «^СттаснЪвчР.С»

Л ьтйИТПП 1м игчпглол-т.--гг>ч иг*Т1 1 ЛП „Си-иит титаиплплп... ---

Директор по производству КФ ЗАО «Башвзрывтехнологнн»____«Каоарин.А-А»

-—а*

Обзорный планшет скважины №ХХХ Верхнечонского НГКМ.

привязка

вчт + стд + мн

ОЙ 25 ин • раоетаочл" соям* А 57 73 Тэ 105 121

09 25 Ч-ГГ 2 в робстадад«* 4 57 73 Та 10 5 12 1

00 г.ь В"1_3 в ра«лающа- жзхлн V V 73 8*0 10.5 12.1

09 25 3-1 » -«м 5 мел по:.-1» останов«' амм'ны ~У 57 73 83 10.5 12-1

09 2;5 З'-Т 5 МП ? КЛ, ; 4 " 5? 7.3 в'3 * 10.5 12.1

00 25 В-" 6-ври "4 • 57 ' 8 Э м 10$ 12.1

09 25 5-<Т * «о»з 1 -ас 4 • "57 105 121

09 2.5 Э Т 8 «рта -4 -АЗ 4 "57 *89 "" 10.5 12.1

РГД_м_спуос РГД_м_подъем

Пчсчэии*

Условные обозначения

Песчаник глинистым Гвэсмэсьицснный Гравелиты Песчаник эасолоненный

Обзорный планшет скважины №УУУ Верхнечонского НГКМ.

УТВЕРЖДАЮ:

АКТ

внедрения основных результатов диссертационной работы Семенова К.В.

Мы, нижеподписавшиеся главный геолог ООО «ТНГ-Ижгеофизсервис» Усманова Л.Ф., геофизик геологического отдела ООО «ТНГ-Ижгеофизсервис» Габбасов Д.М. составили акт о том, что в результате внедрения разработанных при непосредственном участии Семенова К.В. термобаростабильных датчиков сканирующего влагомера были получены следующие результаты:

1) В результате исследований скважин №№ 573, 730, 1673 Верхнечонского месторождения прибором АГАТ-КГ42-6В №324 были определены интервалы притока, состав притока, интервал прорыва газа в ствол скважины.

2) В результате исследований скважин Ма 647, 2160 Верхнечонского месторождения приборами АГАТ-КГ42-6В № 324, 325 было определено смещение ГВР в стволе скважины при смене режима работы скважины.

3) В результате исследования скважины № 1442 Верхнечонского месторождения прибором АГАТ-КГ42-6В № 324 было определено, что участок горизонтального ствола в интервале 2450 — 2950 м заполнен преимущественно газо-нефтяной смесью с перемежающимися порциями застойной воды. Скопление воды приурочено к нижним образующим ствола скважины.

4) Всего прибором проведено около 40 работ за 2011-201 Згг.: интервалы и состав притока дифференцируются уверенно.

Главный геолог

ООО «ТНГ-Ижгеофизсервис»

Габбасов Д.М.