Промыслово-геофизический контроль эксплуатации горизонтальных скважин с помощью распределенных оптоволоконных стационарных измерительных систем

А.И. Ипатов, М.И. Кременецкий, И.С. Каешков, А.В. Буянов, Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Источник: Журнал «Нефтяное хозяйство»

При организации мониторинга эксплуатации технологически сложных скважин на месторождениях углеводородного сырья альтернативой традиционным промыслово-геофизическим исследованиям (ПГИ или PLT) является применение распределенных оптоволоконных (ОВС) термических (DTS) и акустических (DAS) систем. Наиболее перспективными объектами для использования данной технологии являются многопластовые вертикально (ВС) и наклонно (ННС) направленные скважины, горизонтальные скважины (ГС), в том числе многоствольные, ГС с интеллектуальным заканчиванием (с компоновками регулирования притока ICD), ГС с многостадийным гидроразрывом пласта (ГРП).

В настоящее время в мире и России оптоволоконныемонит оринговые системы получают широкое распространение как в ВС и ННС, так и в ГС. При этом разработчикам удалось найти приемлемые технологические решения для создания перманентных (длительно работающих в режиме on-line) оптоволоконных распределенных термических и акустических систем не только в фонтанных и нагнетательных, но и в механизированных добывающих скважинах. Проводка оптоволоконного кабеля в обход электроцентробежного насоса и заведение его на всю длину в «носок» горизонтального ствола на удаление 0,5–1,5 км — сложнейший вид геофизических работ.

В компании «Газпром нефть» наряду с развитием традиционных комплексов и технологий промыслово-геофизических исследований (ПГИ) (с использованием многодатчиковых модулей с распределенными по сечению потока датчиками скорости и состава, волновой спектральной шумометрии SNL, способов доставки приборов PLT в «носок» механизированной ГС на гибких насосно-компрессорных трубах (ГНКТ) или тракторе через байпасные устройства Y-tool и др.) в последние годы реализовывалась целевая программа опытно-промышленных исследований на основе ОВС.

В докладе на VIII Российско-Китайском симпозиуме по промысловой геофизике авторы уже показывали некоторые результаты, полученные в вертикальных и наклонно направленных скважинах Спорышевского и Средне-Итурского месторождений подрядными сервисными компаниями «Газпромнефть-ННГГФ» и «Лазер Солюшенс» [1]. Несмотря на экспериментальный характер этих исследований, их результаты были крайне полезным для понимания физических основ оптоволоконных процессов, оценки чувствительности и достоверности исследований с целью начала применения технологий DTS и DAS в ГС [2]. К сожалению, в этом вопросе еще много спорного и неизученного. Детальное моделирование поведения тепловых полей в ГС при запуске нефтяных скважин в работу и потенциальная возможность метода распределенной термометрии «мгновенно» реагировать на тепловые аномалии вдоль всего ствола ГС позволили авторам сформулировать технологические условия для обеспечения фиксации слабых интервальных притоков до момента их размыва от движения продукции в ГС [3].

В настоящее время специалистами дочерних подразделений ПАО «Газпром нефть» совместно с сервисными отечественными и зарубежными компаниями успешно изучаются и апробируются отдельные технологии DTS-мониторинга, связанные с регистрацией тепловых полей как нестационарных (включая режим кратковременной закачки), так и квазистационарных (длительная работа скважины на технологическом режиме или долговременная статика) (рис. 1, 2). Основным направлением является практическое освоение технологий DTS- исследований для решения задач по оценке профилей притока и закачки в фонтанных (как в режиме закачки, так и при отборе на разных режимах) и нагнетательных ГС, а также разработка (или доработка) программно-методического обеспечения для интерпретации DTS-данных. Реализация в 2015 −2016 гг. DTS- исследований в трех скважинах на Вынгапуровском месторождении (работы выполнены компанией Schlumberger) и в одной скважине на Новопортовском месторождении (компания «Лазер Сольюшенс») показала, что это возможно, даже при решении такой актуальной задачи, как оценка профиля притока и приемистости в ГС с многостадийным ГРП.

Рис. 1. Результаты долговременного мониторинга добывающей скважины ***2 Выгнапуровского месторождения при закачке отклоняющего агента: а — основные эффекты, диагностируемые оптоволоконным датчиком; б — аномалии в детальном масштабе (измерения выполнены компанией Sсhlumberger)

Рис. 2. Диагностика перетока по стволу в остановленной скважине ***2 Выгнапуровского месторождения: а — результаты мониторинга температуры по стволу скважины оптоволоконным датчиком; б — дизайн исследования (результаты моделирования): Тг — геотермическая (фоновая) температура, Т1, Т2 — разновременные замеры температуры в остановленной скважине

На объектах компании «Газпром нефть» проводятся также экспериментальные исследования по технологии регистрации волновых распределенных картин, вызванных акустической эмиссией (DAS). Несмотря на то, что такие записи получены как в ВС, так и ГС, их еще предстоит детально осмыслить, прежде чем эта технология войдет в практику наравне с технологией DTS.

Относительно информативности распределенной ОВС-термометрии следует отметить, что успешность этого метода базируется на следующих трех положениях.

1. Оптимизация самой системы измерения и ее компонентов (одномодовый или многомодовый тип волокна, технические характеристики ОВС-кабеля и лазерного источника, выбранный тип Рамановского или Бриллюэновского рассеяния, программируемые шаг разрешения по глубине, время усреднения и в соответствии с этим — чувствительность и точность регистрации и др.).

2. Соблюдение технологических требований, связанных с формированием и стабилизацией режима отбора/закачки в процессе измерений.

3. Применение современных средств обработки и интерпретации зарегистрированных кривых, а в случае выполнения количественных оценок — средств, основанных в первую очередь на использовании корректного модуля термосимулятора.

В области реализации п. 1 компания «Газпром нефть» тесно взаимодействует с передовыми сервисными специализированными компаниями: Schlumberger, Weatherford, «Лазер Солюшенс», «Петрофайбер», «Геоптикс». В соответствии с п. 2 проводится изучение передовых практик (вплоть до обсуждения на собственных научно-технических конференциях), ведется корпоративное научное исследование (примером стало патентование способа [3]). По п. 3 осуществляются работы по созданию собственного обрабатывающего программного средства (создан некоммерческий софт), обсуждаются возможности организации консорциума с одним из ведущих в этом направлении научно-производственным объединением.

Наличие программного средства для выполнения термомоделирования процессов с учетом условий исследования конкретных ГС (т.е. для решения прямых задач термометрии) предоставляет широкие возможности не только для подбора интерпретационной модели, но и для отработки принципиально новых методических подходов.

Относительно уже выполненных экспериментальных полевых работ следует отметить, что помимо самой технологии DTS в данных горизонтальных добывающих скважинах, как правило, предварительно выполняются базовые ПГИ с применением расширенных комплексов PLT+SNL. Это позволяет изучить полученные материалы более детально, проверить заключения DTS альтернативным путем.

Таким образом, исходя из опыта экспериментальных и практических работ компании «Газпром нефть» в области адаптации и развития распределенных оптоволоконных измерительных систем DTS можно уверенно говорить о реализации данного метода в ограниченном промышленном масштабе с ближайшей перспективой его распространения на более актуальные для компании объекты — механизированные ГС и ГС с многостадийным ГРП.

Список литературы

1. Скрытый потенциал оптоволоконной термометрии при мониторинге притока в горизонтальных скважинах/ А.И. Ипатов, М.И. Кременецкий, И.С. Каешков [и др.]// Нефтяное хозяйство. — 2014. — № 5. — С. 96-100.

2. Гидродинамический и геофизический мониторинг разработки сложнопостроенных месторождений углеводородов/ А.И. Ипатов, М.И. Кременецкий, Д.Н. Гуляев [и др.] // Нефтяное хозяйство. — 2015. — № 9. — С. 68-72.

3. Пат. РФ 2541671. Способ определения работающих интервалов пласта в горизонтальных скважинах/А.И. Ипатов, М.И. Кременецкий, И.С. Каешков; заявитель и патентообладатель ООО «Газпромнефть НТЦ». — № 2013155776/03; заявл. 16.12.13; опубл. 20.02.15.

Возврат к списку