Вход на сайт

Создано на Drupal

Промыслово-геофизические исследования

Промыслово-геофизические исследования в горизонтальных и субгоризонтальных скважинах с применением установки ГНКТ

Ямалпетросервис

Ямалпетросервис
Сервисные технологии

ООО «Ямал Петросервис» предоставляет квалифицированные услуги по обслуживанию скважин с применением технологии ГНКТ (гибкая насосно-компрессорная труба) с заправленным геофизическим кабелем. Данная технология позволяет проводить работы в горизонтальных и субгоризонтальных скважинах. Проведение работ с использованием технологии ГНКТ с геофизическим кабелем даёт возможность проводить различные типы исследований в скважине и получать информацию по скважине в реальном времени (в режиме «online»), а также, без остановки работающей скважины.

Помимо мониторинга скважинных процессов технология ГНКТ с геофизическим кабелем может быть применена для доставки в скважину любой стандартной промыслово-геофизической аппаратуры и оборудования.

Все работы проводятся на основании нормативного документа по безопасности, надзорной и разрешительной деятельности в нефтяной и газовой промышленности – «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» ПБ 08-624-03. (утверждены постановлением Госгортехнадзора России от 05.06.2003 г. «Правила геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах», согласованные с Госгортехнадзором России 15.11.1999г., утвержденные совместным приказом Минтопэнерго и Минприроды РФ от 28.12.1999г. №445/323, принятые к руководству и исполнению ОАО «Газпром» в соответствии с приказом №76 от 29.09.2000г., (далее – «Правила ГИРС»);

РД 153-39.0-072-01 «Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ на кабеле в нефтяных и газовых скважинах», согласованная с Госгортехнадзором России 25.05.2000г. и МПР РФ 04.05.01г., утвержденная Минэнерго РФ приказом №134 от 07.05.2001г., (далее – «Тех. инструкция по ГИРС»)

Оборудование флота ГНКТ ООО «Ямал Петросервис»
  1. Установка койлтюбинговая МК 10Т производства «Фидмаш» республики Беларусь.
  2. ГНКТ Global tubing USA с заправленным и загерметизированным кабелем.
  3. Автокран 25 тонн Farblok.
  4. ППУ 1600/100.
  5. ПАРМ с автономной дизельной электростанцией 16 кВт Lister Reffer (UK).
  6. АТЗ-7,5
  7. Передвижная геофизическая лаборатория с оборудованием:
    • Наземный регистратор «Кедр».
    • Скважинные специализированные комплексные геофизические приборы КСАТ-43ГР, ПЛТ-9.2 с модулем ПЛТ-02 и дополнительными центраторами;
    • Вспомогательная геофизическая аппаратура:
      • локаторы муфт;
      • глубинный пробоотборник СИМСП-20 ВПА 150/60;
      • высокоточный манометр СИМПС-11;
      • устьевой высокоточный манометр-термометр УМТ-01.
  8. Жилой комплекс для проживания на базе вагон-домов «Екатерина».
  9. Оперативная техника (Mitsubishi L200, УАЗ).

Вся техника и оборудование является собственностью ООО «Ямал Петросервис».

Бригада работает в круглосуточном автономном режиме.

Установка ГНКТ МК 10Т готовая к ПГИ на скважине

ГНКТ
Примеры использования ГНКТ:

ГНКТ - вид на пульте
Технические характеристики ГНКТ
Максимальная нагрузка на разрыв, кг 11476  
Текучесть, кг 10433  
Предел прочности на сжатие, МПа 96,62  
Предел прочности на растяжение, МПа 107,01  
Толщина стенки, мм 2,6  
Масса, кг/м 1,46  
Карта технологических мероприятий при проведении ПГИ
  • Инженерное сопровождение работ (подготовка плана работ на основании наряд-заказа, составление схем обвязки, расстановки спецтехники, согласование и проведение необходимых мероприятий с контролирующими органами);
  • мобилизация бригады ГНКТ;
  • монтаж технологического оборудования, опрессовка устьевого оборудования;
  • спуск (подъем) ГНКТ с шаблонированием скважины;
  • работа ГНКТ с геофизическим прибором в скважине, согласно плана работ.
  • демонтаж технологического оборудования;
  • демобилизация бригады ГНКТ;
  • составление заключения по скважине проводится в два этапа:
    • предварительное заключение в течении 6 часов по окончанию замеров;
    • окончательное заключение –по требованию «Заказчика» (не более двух-трех суток по окончанию замеров).
Краткое описание принципов организации выполнения работ

Процесс проведения ПГИ с ГНКТ включает в себя две составляющие необходимые для осуществления работы:

1.Установка ГНКТ МК 10Т производства компании «Фидмаш» р.Беларусь смонтирована на колесном самоходном шасси на базе автомобиля МАЗ. Установка МК10Т предназначена для проведения спуско-подъемных и технологических операций с использованием ГНКТ при капитальном, текущем ремонте и интенсификации нефтяных и газовых скважин, без их глушения при давлении на герметизируемом устье до 70 МПа. Область применения - проведение технологических операций по восстановлению нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин и проведение промыслово-геофизических исследований в ходе эксплуатации и освоении скважин.

Установка состоит из смонтированных на надрамнике, который расположен на базовом шасси МАЗ-631708, кабины оператора, барабана с ГНКТ, инжектора с жёлобом направляющим (гузнеком), блока превенторов, герметизатора и манипулятора. Привод всех механизмов установки гидравлический с отбором мощности от двигателя базового шасси.

Кабина оператора имеет неподвижный пол и подъёмный верх. Кабина полностью теплоизолирована и имеет автономный обогреватель. Также в кабине устанавлен кондиционер. Привод кондиционера осуществляется от карданного вала коробки передач шасси.

ГНКТ на установке размещается на барабане узла намотки, который обеспечивает ее смотку-намотку при СПО. Труба ГНКТ (coiledtubing)- длинномерная безшовная металлическая труба длинной 4200 метров и диаметром 25.4 мм. Производства компании Globaltubing USA. В трубе ГНКТ внутренним диаметром 20 мм. помещен одножильный бронированный геофизический кабель диаметром 5.4 мм для передачи данных регистрируемых геофизическим прибором, который доставляется в скважину трубой ГНКТ.

Спуск и подъем ГНКТ в скважину осуществляется инжектором. На инжекторе устанавливается желоб направляющий (гузнек).

Герметизация устья скважин при спуско-подьемных операциях осуществляется герметизатором, а в аварийных ситуациях в процессе ремонта скважин без их глушения осуществляется блоком превенторов.

Геофизическая станция «Кедр»

Геофизическая станция «Кедр»

Программа геофизической станции «Кедр» постоянно обновляется и усовершенствуется, основываясь на принципах:

  • основана на применении SQL БД, поэтому наследует всю гибкость и простоту работы с такими БД;
  • доступ к базе данных из любого компьютера в сети имеющего соответствующие права;
  • разграничение прав пользователей;
  • расширенная система поиска по БД;
  • политика обновляемых множеств (одновременно работает множество запущенных копий программ на разных ПК в сети, независимо друг от друга);
  • плеер файлов и фрагментов БД;
  • расширенный отчёт;
  • расширенное представление графических и табличных данных;
  • автоматизация добавления данных в БД с помощью мастера «Flash»;
  • готовый инсталляционный пакет.
КСАТ-43ГР

КСАТ-43ГР
Наименование параметра Диапазон Погрешность
МЭД гамма-излучения, мкР/ч 1 … 100 +/-10%
Локатор муфт, сигнал/шум 25/1 -
Температура , ⁰С -10 … +120 +/-0.8
Давление, МПа 0 … 60 +/-0.3
УЭП, См/м 0.1 … 30 +/-5%
Расход, м3/ч 3 … 100 +/-5%
Содержание воды в нефти, % (влагомер 0) 0 … 100 -
Содержание воды в нефти, % (влагомер 1) 0 … 100 -
Содержание воды в нефти, % (влагомер 2) 0 … 100 -
Содержание воды в нефти, % (влагомер 3) 0 … 100 -
Содержание воды в нефти, % (влагомер 4) 0 … 100 -
Термоиндикация притока, м3/ч 0,1 … 50 -
Индикация зенитного угла, град 0 … 180 +/-0.3
Индикация поворота, град 0 … 360 +/-5
Индикация открытия рычагов, % 0 … 100 -
ПЛТ- 9.2
Прибор ПЛТ- 9.2
Характеристики прибора ПЛТ- 9.2
Канал измерения температуры
Диапазон измерения температуры От 0 до +150 °!
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения температуры ± 1 °
Показатель тепловой инерции датчика температуры, определенный по уровню 0,63 в воде не более 1 с
Канал измерения давления
Диапазон измерения давления от 0 до 80 МПа
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерения давления ± 0,1 Мпа
Канал измерения мощности экспозиционной дозы гамма-излучения
Диапазон измерения мощности экспозиционной дозы гамма-излучения от 0 до 18´10-12 А/кг (от 0 до 250 мкР/ч)
Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерения мощности экспозиционной дозы гамма-излучения ± 12%
Канал измерения удельной электрической проводимости скважинного флюида
Диапазон измерения удельной электрической проводимости скважинного флюида от 0 до 50 См/м
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения удельной электрической проводимости скважинного флюида ± 5 %
Канал локатора муфт
Отношение амплитуды выходного сигнала локатора муфт на муфте обсадной колонны к сигналу фона неперфорированной трубы не менее 5:1
Канал изменения скорости потока движения скважинной жидкости
Рабочий диапазон термоиндикатора притока движения скважинной жидкости от 0,1 до 10 м3/ч
Разрешающая способность от верхнего предела изменения термоиндикатора притока движения скважинной жидкости не хуже 1%
Канал индикации объемного влагосодержания скважинного флюида
Диапазон изменения объемного содержания воды в скважинном флюиде От 0 до 100 %
Разрешающая способность при индикации изменения объемного содержания воды в скважинном флюиде не более 0,5 %
Канал индикации изменения акустического шума
Рабочий диапазон индикатора акустических шумов состоит из трех частотных поддиапазонов изменения акустического шума
  • от 0,2 до 2 кГц
  • от 2 до 6 кГц
  • от 6 до 20 кГц
Глубинный пробоотборник СИМСП-20ВПА 150/60

Глубинный  пробоотборник СИМСП-20ВПА 150/60



Принцип действия – автономный, всасывающий.
Объём отборной камеры – 300 мл.

Устьевой высокоточный манометр-термометр УМТ-01

Устьевой высокоточный манометр-термометр УМТ-01
Технология проведения работы в фонтанных скважинах

Технология проведения работы в фонтанных скважинах
Технология проведения работы в нефтяной скважине без давления с применением компрессора

Технология проведения работы в нефтяной скважине без давления с применением компрессора
ОПЫТ РАБОТ

За период ноябрь 2010 года (старт проекта ПГИ на ГНКТ) – по март 2012 года компанией ООО «Ямал Петросервис» выполнено более 70 скважино-операций с горизонтальным (субгоризонтальным) окончанием по категориям:

Газовые и газоконденсатные скважины, выходящие из бурения (после освоения) с целью определения профиля притока, и соответствия фактического дебита и пластового давления проекту разработки месторождения. При перекрытии фильтра (части фильтра) остаточной жидкостью-промывка (осушка) горизонтальной части ствола скважины и повторный замер (мониторинг качества осушки) профиля притока. Промывка (осушка) горизонтальной призабойной части скважин осуществлялись с привлечением на постоянной основе субподрядного флота ГНКТ компании ООО «Шлюмберже Лоджелко Инк»

Газовые и газоконденсатные скважины эксплуатационные (период эксплуатации от 2-х до 10 лет) с целью мониторинга добычи газа (газоконденсата), корреляции ГВК, ГНК и определения технического состояния добывающей горизонтальной (субгоризонтальной) скважины.

Все работы проводились без глушения (остановки) действующего фонда скважин

Бригадой ПГИ на ГНКТ ООО «Ямал Петросервис» были проведены работы по исследованию скважин для:

  • ООО «Газпром добыча Ямбург» на Заполярном и Ямбургском месторождении -по всем категориям скважин;
  • ООО «Газпром добыча Уренгой» на Западно-Песцовом месторождении (мониторинг действующего фонда скважин);
  • ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» филиал «Муравленковскнефть» - на Муравленковском месторождении (мониторинг действующего фонда скважин).

Компания ООО «Ямал Петросервис» предъявляет повышенные и самые современные требования к персоналу, задействованному в проекте ГИС на ГНКТ, что, наряду с выполнением всех остальных требований по качественному и безопасному выполнению работ, позволяет соответствовать всем требованиям и пожеланиям «Заказчиков».

Геофизические исследования в газовой скважине. Скважина вышла из освоения, проведен цикл работ: профиль притока-промывка(осушка) фильтра-повторный профиль притока

Геофизические исследования в газовой скважине, вышедшей из освоения

Газовая скважина с субгоризонтальным окончанием, максимальный угол 74.6 градусов, мощность продуктивных отложений по стволу скважины составляет 307.8м, по вертикали 107,5м. Скважина работает газом. В скважине проведены два цикла геофизических работ до и после промывки/осушки скважины, (замер в динамике, замер КВД, замер в статике), промывка скважины выполнена силами субподрядчика, компании «Шлюмберже Лоджелко Инк», остановка прибора 1654м, до промывки уровень жидкости отмечается в динамике на глубине 1607м, в статике 1609м, после осушки жидкости в стволе скважины не обнаружено.

Исследования в газоконденсатной скважине: скважина из освоения с циклом работ ПГИ-промывка (осушка) фильтра-ПГИ

Исследования в газоконденсатной скважине

Газоконденсатная скважина с субгоризонтальным окончанием, верхняя часть фильтра перекрыта трубами НКТ, выполнено два цикла геофизических работ, максимальное прохождение прибора до промывки 3825м, после промывки 3845м. Максимальный угол 86.1 градусов, мощность продуктивных отложений по стволу составляет 176м, по вертикали 16.5м.

В каждой скважине выполнен замер КВД.

С целью снижения уровня жидкости в скважине и очистки забоя от плотного осадка, в скважине выполнена пролмывка силами субподрячика «Шлюмберже Лоджелко Инк». До промывки скважина работает газоконденсатом через столб жидкости, после промывки уровень жидкости отмечается на глубине 3816.5м.

Геофизические исследования выполнены в действующей газовой скважине с целью : определение профиля притока и работающих интервалов; плотности и состава флюида, потерь давления по стволу скважин. Определение источника обводнения коллекторов скважины

Геофизические исследования выполнены в действующей газовой скважине

  • Газовая скважина в эксплуатации с 2004 года
  • Скважина субгоризонтальная максимальный угол 75 град. Выполненны работы на трех режимах работы скважины, при переходе между режимами выполнены замеры КСД, после остановки скважины выполнен замер КВД, затем выполнен замер ННКТ с целью прослеживания текущего уровня ГЖК, замер выполнен в статике и в динамическом режиме.
Данные регистрации давления КСД


Данные регистрации давления КСД - график 1


Данные регистрации давления КСД - график 2

Геофизические исследования в газоконденсатных скважинах
Газоконденсатная скважина с субгоризонтальным окончанием

Газоконденсатная скважина с субгоризонтальным окончанием

Максимальный угол 88.1 градусов, мощность продуктивных отложений по стволу составляет 255м, по вертикали 28м.

В скважине выполнен замер КВД.

Работы выполнены с целью определения профиля притока и работающищ интервалов.

Обработка КВД
Параметры Пласта
  • Эффективная мощность пласта — 52.50м
  • Пористость пласта — 0.15
  • Пластовая температура — 71.80 град.С
  • Дебит скважины до остановки — 1075.00 тыс.куб.м в сутки
  • Параметр проводимости — 39.374260 дм/сПз
  • Проницаемость пласта — 0.01272 д
  • Коэффициент пьезопроводности — 1360.869385 cм*cм/с
  • Фактический коэффициент продуктивности скважины — 78.5875 тыс.н.куб.м/(cут*атм)
  • Оценка скин-эффект — 0.74
Преимущество технологии ПГИ на ГНКТ перед технологией ПГИ с забойным трактором
  • Более высокая проходимость за счёт меньшего диаметра ГНКТ и большей нагрузки на инструмент при движении в горизонтальной части скважины ( тяга трактора порядка 400кг)
  • На ГНКТ более равномерная скорость и, соответственно, качественная запись на спуске в горизонтальной части скважины
  • Более низкая вероятность прихвата в скважине за счёт меньшего диаметра инструмента и исключения образования «жуков» из каротажного кабеля, как при работе с трактором
  • Более высокая вероятность освобождения геофизического прибора и ГНКТ в случае прихвата в скважине за счёт жёсткости ГНКТ и более высокой нагрузки — разгрузки на инструмент

Буровая ночью

Северное сияние