Павел Александрович Лютоев — начальник отдела ОПГР и ГДИ
169711, Республика Коми, г. Усинск, ул. Нефтяников, д. 31
Pavel A. Lyutoev — Head of the department of OPGR and GDI
31 Neftyanikov str., 169711, Usinsk, Komi Republic
Игорь Александрович Никишин — директор
443081, г. Самара, ул. Советской Армии, д. 185
Igor A. Nikishin — Director
185 Sovetskoy Armii str., 443081, Samara
Игорь Артемьевич Платонов — научный руководитель
443081, г. Самара, ул. Советской Армии, д. 185
Igor A. Platonov — Scientific director
185 Sovetskoy Armii str., 443081, Samara
Марат Тохтарович Нухаев — кандидат технических наук, профессор
660041, г. Красноярск, пр. Свободный, д. 82а
Marat T. Nukhaev — Cand. Sci. (Techn.), Professor
82A Svobodnyi ave., 660041, Krasnoyarsk
Василий Алексеевич Кабанов — специалист технической группы
443081, г. Самара, ул. Советской Армии, д. 185
Vasiliy A. Kabanov — Technical group specialist
185 Sovetskoy Armii str., 443081, Samara
Радик Ахсянович Минахметов — заведующийлабораторией
443081, г. Самара, ул. Советской Армии, д. 185
Radik A. Minakhmetov — Head of laboratory
185 Sovetskoy Armii str., 443081, Samara
Константин Тимофеевич Величко — заместитель директора по техническим вопросам
443081, г. Самара, ул. Советской Армии, д. 185
Konstantin T. Velichko — Deputy director for technical affairs
185 Sovetskoy Armii str., 443081, Samara
Введение. В данной работе представлена новая технология определения профиля притока при разработке нефтяных оторочек с помощью хромато-десорбционных систем.
Цель. Количественная оценка притока флюида в каждом интервале скважины, диагностика интервалов прорыва воды и газа.
Материалы и методы. Хромато-десорбционные системы (ХДС) представляют собой полимерный композиционный материал, в который на этапе изготовления запаковываются уникальные химические вещества — аналиты. ХДС устанавливаются на элементах нижнего заканчивания исследуемой скважины. При контакте с целевым флюидом из ХДС начинают выделяться соответствующие аналиты, которые с потоком жидкости и/или газа выносятся на поверхность в точку отбора проб. На устье осуществляется отбор проб по заранее спланированной программе, анализ состава притока выполняется в лаборатории методами хроматографии. Технология позволяет без проведения геофизических исследований скважин определять во времени изменяющийся профиль притока и динамику работы скважины в целом.
Результаты и заключение. В течение двух лет исследований был произведен отбор 194 проб жидкости для определения притока флюида в каждом интервале скважины PT1. Вместе с этим для диагностики интервалов прорыва газа были отобраны 23 газовые пробы. По результатам анализа проб газа определено его поступление из всех пяти интервалов. Произведена количественная оценка притока газа с учётом корректировок на скорости выделения аналитов в каждом интервале, выполнена количественная поинтервальная оценка притока нефти. Сравнение профилей притока нефти, полученных с помощью трассерных и традиционных геофизических исследований, показало сопоставимые результаты.
Background. This paper presents a new technology for determining the inflow profile in the development of oil rims using chromate desorption systems.
Aim. quantification of fluid inflow in each well interval, diagnostics of water and gas breakthrough intervals.
Materials and methods. Chromate-desorption systems (CDS) are a polymer composite material into which unique chemical substances — analytes are packed at the manufacturing stage. CDS are installed on the elements of the lower completion of the investigated well. Upon contact with the target fluid, corresponding analytes begin to be released from the CDS, which are brought to the surface with a flow of liquid and/or gas to the sampling point. At the wellhead, sampling is carried out according to a pre-planned program, the analysis of the composition of the inflow is performed in the laboratory using chromatography methods. The technology makes it possible to determine the changing inflow profile and the dynamics of the well as a whole without conducting well logging.
Results and conclusion. During two years of research, 194 fluid samples were taken to determine the fluid inflow in each interval of the PT1 well. At the same time, 23 gas samples were taken to diagnose gas breakthrough intervals. Based on the analysis of gas samples, it was determined that gas comes from all five intervals. A quantitative assessment of the gas inflow was made, taking into account adjustments for the rate of release of analytes in each interval. A quantitative assessment of the oil inflow for each interval was made. Comparison of oil inflow profiles obtained using tracer and geophysical surveys showed comparable results.
The authors declare that there are no conflicts of interest present.