Промыслово-геофизический контроль разработки низкопроницаемых пластов в скважинах со сложным заканчиванием. Опыт компании «Газпром нефть»

А.В. Билинчук, к.т.н., А.И. Ипатов, д.т.н., М.И. Кременецкий, д.т.н., А.Н. Ситников, А.А. Яковлев, д.ф.-м.н., А.В. Шурунов, Р.Р. Галеев, М.В. Колесников ООО «Газпромнефть НТЦ» 

Журнал «Нефтяное хозяйство»

Впоследние годы в связи с бурным развитием технологий бурения и заканчивания горизонтальных скважин (ГС), проведением селективных геологотехнических мероприятий, переходом на разработку месторождений с трудноизвлекаемыми запасами системами ГС, многозабойных ГС (МЗС), ГС с многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП) эффективность промысловой геофизики, особенно в области контроля разработки, снизилась и не в полной мере удовлетворяет потребности нефтяных компаний. Частично это вызвано объективными причинами: сложностью решения задач промыслово-геофизического контроля в условиях расслоенных потоков в ГС, отсутствием эффективных методов доставки аппаратуры в ГС и др. 

Опыт исследований добывающих ГС на активах компании «Газпром нефть» позволяет сделать вывод, что в последние годы благодаря сотрудничеству с сервисными компаниями (Schlumberger, TGT, «ГИС-Нефтесервис» и др.) достигнута необходимая информативность промыслово-геофизических исследований (ПГИ) для решения актуальных задач контроля разработки. Однако данные исследования в основном относятся к вновь пробуренным ГС, МЗС, ГС с МГРП и недостаточно ориентированы на изучение изменения профилей притока во времени. С учетом того, что начальный дебит ГС с МГРП в течение 60–180 сут может кратно снижаться, в настоящее время необходимо с помощью средств инструментального контроля тщательно изучить динамику профилей притока (приемистости) с целью выяснения причин резкого снижения продуктивности ГС. Если уменьшение продуктивности, так называемое «самоглушение», связано с выносом проппанта или влиянием на расслоенный поток синусоидальной траектории стволов, то для устранения причин неполной выработки запасов вносочной части ГС достаточно применить относительно простую технологию с периодической проработкой ствола шламоуловителем или с эффективной промывкой. 

Для проведения информативных ПГИ в ГС необходимо придерживаться ряда технологических правил и общих управленческих рекомендаций, несоблюдение которых существенно увеличивает риски неэффективности промыслово-геофизической диагностики. В связи с этим можно сформулировать следующие рекомендации по исследованиям ГС и ГС с МГРП. 

1. Тщательная промывка и шаблонирование ствола скважины перед проведением ПГИ, при необходимостивыполнение фрезерования портов МГРП и очистки от шлама с использованием шламоуловителей. 

2. Вызов притока при проведении ПГИ в ГС только способом насосной эксплуатации для получения технологической депрессии с использованием байпасного оборудования Y-Toolи малогабаритного электроцентробежного насоса (ЭЦН). 

3. Доставка прибора в механизированную часть ГС через оборудование Y-Tool на самодвижущемся устройстве Tractorсобеспечением телеметрии по кабелю в режиме реального времени либо использование гибкой насосно-компрессорной трубы (ГНКТ) с проходной жилой. 

4. Включение в комплекс аппаратуры PLT не только распределенных по сечению ствола датчиков оценки состава, но и по возможности для скважин дебитом более 70–100 м3/сут многодатчикового расходомера или термоанемометра, а также высокочувствительного модуля спектрального шумомера (> 90 дБ). 

5. Выполнение подрядчиком работ по исследованию ГС «под ключ» с использованием современного оборудования (Y-Tool, Tractor, др.) и аппаратуры PLT с многодатчиковыми сенсорами и высокочувствительным спектральным шумомером. 

Мероприятия по оптимизации технологий и комплексов промыслово-геофизического и гидродинамического контроля ГС, МЗС и ГС с МГРП выполняются с целью решения следующих задач: 

– анализ эффективности пробуренных ГС с МГРП; 

– принятие решений о необходимости проведения работ для восстановления продуктивности скважины на основе данных о текущем профиле притока; 

– оценка степени выработки запасов, выявление недренируемых интервалов пласта.

Совершенствование промыслово-геофизического контроля на основе систем стационарного долговременного мониторинга 

Авторы пришли к выводу, что в будущем революционный прорыв в повышении эффективности ПГИ (приборами PLT) ГС, МЗС и ГС с МГРП будет возможен при переводе традиционных методов стандартного «точечного» каротажа на стационарные распределенные или точечнораспределенные по всему стволу скважины системы стационарного долговременного мониторинга работы горизонтального ствола и трещин МГРП. Подобные диагностические средства начали локально применяться на объектах компании «Газпром нефть». Среди них в первую очередь следует отметить оптоволоконные распределенные термические (DTS) и акустические (DAS) системы, точечно-распределенные системы индикаторного наблюдения за профилем и составом притока (типа Resman). Полное представление о стационарных информационноизмерительных системах (СИИС) дает сводная схема с классификацией СИИС, представленная на рис. 1. 


Рис. 1. Классификация СИИС, применяемых в добывающих скважинах для долговременного контроля разработки и мониторинга добычи: ВС – вертикальные скважины; ТМС – блоки телеметрических систем с датчиками на приеме ЭЦН; ОРЭ – компоновки для одновременнораздельной эксплуатации в ВС; ICD – устройства контроля притока в ГС

Внедрение различных технологий СИИС на объектах компании осуществлялось в последовательности: 

2006 г. – автономные якорные системы (собственная разработка компании«Газпром нефть»); 

2008 г. – отечественный беспроводной акустический канал; 2010 г. – точечно-распределенные СИИС (гирлянды «Спрут»); 

2012 г. – дистанционные кабельные СИИС в составе компоновок для одновременно-раздельной закачки; 

2014 г. – распределенные оптоволоконные СИИС для наклонно направленных скважин и фонтанных ГС; 

2016 г. – точечно-распределенные СИИС компании «Resman» на основе химических трассеров в мандрелях хвостовиков механизированных ГС; 

2018 г. – распределенные оптоволоконные системы термомониторинга в нагнетательных и добывающих ГС и ГС с МГРП. 

Наиболее актуальными для исследования с помощью систем DTS и DAS являются низкопроницаемые объекты с трудноизвлекаемыми запасами, разрабатываемые с применением ГС с МГРП и МЗС. У данного вида глубинных стационарных измерительных систем при ведении долговременного мониторинга имеются следующие важные преимущества по сравнению с традиционными «точечными» ПГИ (приборами PLT). 

1. Принципиальная возможность установки ниже подвески насосного оборудования – непосредственно в стволе ГС на длительный срок, например, на весь межремонтный период и более. 

2. Проведение измерений в режиме реального времени для всего профиля ствола с обеспечением практически постоянной работы измерительной системы (некоторое снижение чувствительности по температуре компенсируется большими массивами данных и возможностью их получения в первые минуты после ввода скважины в эксплуатацию). 

3. Значительная экономическая эффективность. 

4. Возможность подъема насосного оборудования (при текущем ремонте скважин) без изъятия из горизонтального ствола измерительных датчиков. 

5. Возможность совмещения измерительной системы с системой управления элементами подземного оборудования (концепция «активная ICD в Smart Well»). 

В настоящее время стоимость оборудования механизированной ГС с системой DTS и точечно-распределенной индикаторной системой сопоставима со стоимостью разового применения аппаратуры PLT. 

Оптоволоконные системы мониторинга получают широкое распространение в мире. При этом имеются решения по созданию стационарных распределенных термических систем не только в фонтанных и нагнетательных, но и в механазированных скважинах. Проводка оптоволоконного кабеля в обход насоса и заведение его в носок горизонтального ствола на 1–1,5 км – сложнейший вид геофизических работ. В условиях долговременного мониторинга информативный потенциал оптоволоконной термометрии реализуется в максимальном объеме. Это связано с возможностью изучения переходных процессов при изменении состояния скважины (пуске, изменениях режима, остановке). Опыт апробации таких систем на объектах компании «Газпром нефть» в2014–2018 гг. показал широкие возможности технологии DTS (в комплексе с методическими и технологическими «ноу-хау», предложенными специалистами ООО «Газпромнефть НТЦ») [1, 2]. В настоящее время с рядом сервисных организаций ведется работа по усовершенствованию и внедрению комплексных систем DTSи DAS. 

На некоторых объектах компании«Газпром нефть» выполнены также замеры распределенной акустической шумометрии с помощью оптоволоконных систем в диапазоне 0,5–1 кГц [2]. Для получения информативной оценки работы интервалов притока разработчикам комплексов DAS необходимо расширить спектр регистрации сигнала в область высоких частот (до 10–20 кГц), повысить чувствительность сенсоров, увеличить динамический диапазон до 60 дБ, разработать программные фильтры для погашения помех. 

С целью развития распределенных технологий авторами предложена система мониторинга оптоволоконными датчиками с искусственным подогревом – распределенная термоанемометрия [3]. Исследовались возможности трех типов нагрева кабеля с комбинированными оптоволоконными и электрическими жилами: 

1) точечный кратковременный разогрев интервалов; 

2) кратковременный разогрев всего интервала ствола скважины; 

3) длительная работа распределенного нагревателя без его отключения. 

Ниже представлены заключения экспертов компании «Газпром нефть» относительно информативности и эффективности новых методов дистанционного мониторинга разработки пластов низкой проницаемости в скважинах со сложным заканчиванием. 

Метод распределенного термического мониторинга DTS 

1. Метод распределенного термического мониторинга DTS (на основе рассеяния Рамана) распространен в отечественных компаниях, позволяет при благоприятных условиях решать задачи количественной оценки профиля притока (приемистости) в ГС и ГС сМГРП с достижением приемлемых параметров: по чувствительности к температуре (0,1–0,2 С при дискретности 1 м и усреднении данных за 1–2 мин), атакже по инерционности (десятки секунд – первые минуты). 

2. В условиях добывающих ГС для получения профиля притока необходимо искусственно воздействовать на фоновое поле (например, путем закачки жидкости МГРП) либо в отдельных ситуациях использовать дроссельный эффект (при притоке газа из носочной части ствола ГС). 3. У метода DTS есть потенциал для повышения чувствительности (примерно на порядок): в случае перехода измерения на точечно-распределенный тип (на основе применения решеток Брэгга – до 200 точек на одну нить) и при использовании систем искусственного нагрева (принцип распределенного термоанемометра [3]). 4. Основные проблемы развития и более широкого применения метода DTS в ГС и ГС с МГРП связаны с разработкой простого, надежного и дешевого способа доставки оптоволоконного кабеля в горизонтальный ствол, а также со снижением стоимости наземной измерительной аппаратуры (анализатора). Метод распределенного акустического мониторинга DAS 1. Высокая чувствительность DAS подтверждена только в низкочастотном диапазоне, т.е. в качестве системы измерения вибросейсмического воздействия, а не спектральной шумометрии. 2. Наилучшая чувствительность DAS достигнута для частот 1–2 кГц, согласно зарубежным литературным источникам на уровне 60 дБ при пространственном разрешении метода 1,5 м; эти показатели на российских активах пока не подтверждены. 

3. По мнению специалистов компании Schlumberger, в будущем достижим частотный диапазон DAS до 20 кГц при длине оптоволоконного кабеля 5 км, что позволяет рассчитывать на создание метода распределенной спектральной шумометрии. 

Метод распределенной и точечно-распределенной термоанемометрии с измерением температурного поля оптоволоконным кабелем 

1. Распределенная термоанемометрия имеет хороший потенциал применения в технологически сложных скважинах (ГС, ГС с МГРП), так как позволяет кардинальнорешить проблему создания контрастного фонового поля независимо от притоков газа или непериодической закачки в пласт жидкости с контрастной температурой. 

2. Для активов компании «Газпром нефть», где в настоящее время технологию DTS можно рекомендовать кприменению примерно на 20 % фонда ГС (ГСсМГРП), использование этой технологии позволило бы обеспечить практически 100%-ный потенциальный охват таких скважин. 

3. До начала практического внедрения метода распределенной термоанемометрии необходимо провести серию стендовых и скважинных испытаний, а также доработать измерительную систему с целью реализации возможности серийного промышленного изготовления кабелей. 

Метод точечно-распределенного индикаторного мониторинга (типа технологии «Resman») 

1. Данный метод подтвердил заявленную возможность дистанционного периодического контроля профиля и состава притока по отбираемым на устье пробам продукции, содержащим индивидуальные для каждой мандрели (порта) компоновки МГРП химические индикаторы, растворяемые нефтью или водой, атакже принципиальную возможность удаленного мониторинга втечение длительного времени (1–2 года и более). 

2. Полученные на объектах компании количественные оценки профиля и состава притока должны быть подтверждены альтернативным способом наблюдения (например, с применением аппаратуры PLT). 

Технологии доставки систем распределенного мониторинга DTS в ГС Возможны следующие перспективные технологии. 

Для нагнетательных и фонтанных скважин: 

1) крепление оптоволоконного кабеля на колонне НКТ протекторами – широко опробована на объектах компании «Газпром нефть» сервисными компаниями «Лазер Солюшенс» и Schlumberger [1];

2) крепление оптоволоконного кабеля внутри или частично внутри колонны НКТ – технология «ОптоМониторинг»; 

3) доставка оптоволоконного кабеля внутри ГНКТ с фиксацией в носке ГС на якоре – технология «ПетроФайбер»; 

4) доставка оптоволоконного кабеля в составе самовыпрямляющегося композитного стержня – технология «Геоптикс»; 

5) доставка оптоволоконного кабеля по технологии п. 4, но в комплексе с гибким кабелем – «ноу-хау» «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика». 

Для добывающих насосных скважин: 

6) спуск оптоволокна через замкнутую петлю из тонкой трубки в затрубное пространство скважины – технология Schlumberger; 

7) доставка оптоволоконного кабеля в горизонтальный ствол на движителе Tractor или ГНКТ, в том числе через байпасное оборудование Y-Tool – технология разового исследования; 

8) проведение оптоволоконного кабеля внутри состыкованных в мандрели под ЭЦН стандартного и армированного (самовыпрямляющегося) стержней – технология «Геоптикс»;

9) установка оптоволоконного кабеля на НКТ с применением кожуха ЭЦН – технология Schlumberger; 

10) размещение оптоволоконного кабеля на НКТ со стингером с применением адаптера усиления ЭЦН – технология Schlumberger (более современная, чем п. 9); 

11) доставка оптоволоконного кабеля на колонне НКТ переменного диаметра и с применением малогабаритного ЭЦН, спускаемого затем в НКТ на грузонесущем кабеле (разработка компании «Новомет») – «ноу-хау» специалистов ООО «Газпромнефть НТЦ» [2] (рис. 2.); срок эксплуатации практически не ограничен и не связан с необходимостью подъема НКТ для замены насосного оборудования.


Рис. 2. Пример технологии доставки оптоволоконных СИИС в механазированную ГС с МГРП: 1 – обсадная колонна; 2 – ЭЦН, подвешенный на грузонесущем кабеле; 3 – оптоволоконный кабель (замер температуры); 4 – заколонные пакеры; 5 – контрольный измерительный прибор (давление, температура); 6 – мандрели портов МГРП; 7 – порты и трещины ГРП; 8 – НКТ диаметром 60 мм; 9 – хвостовик; 10 – межколонный пакер; 11 – НКТ диаметром 73 мм

Список литературы

1. Ипатов А.И., Кременецкий М.И., Каешков И.С. Опыт применения распределенной оптоволоконной термометрии при мониторинге эксплуатационных скважин в компании «Газпром нефть» // PROнефть. – 2017. – № 3. – С. 55–64. 
2. Кременецкий М.И., Ипатов А.И. Стационарный гидродинамико-геофизический мониторинг разработки месторождений нефти и газа. – М. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2018. – 796 с. 
3. Flow velocity estimation in horizontal oil wells using the method of thermal flowmeter based on the fiber-optic distributed permanent monitoring system // SPE 191557-18RPTC-RU. – 2018.

References 

1. Ipatov A.I., Kremenetskiy M.I., Kaeshkov I.S., Experience in the application of distributed fiber optic thermometry for monitoring wells in the company Gazprom Neft (In Russ.), PRONEFT. Professionalno o nefti, 2017, no. 3, pp.55–64. 
2. Kremenetskiy M.I., Ipatov A.I., Statsionarnyy gidrodinamiko-geofizicheskiy monitoring razrabotki mestorozhdeniy nefti i gaza(Stationary hydrodynamicgeophysical monitoring of the development of oil and gas fields), Moscow – Izhevsk: Publ.of Institute of Computer Science, 2018, 796 p. 
3. Ipatov A., Kremenetskiy M., Lazutkin D. et al., Flow velocity estimation in horizontal oil wells using the method of thermal flowmeter based on the fiberoptic distributed permanent monitoring system, SPE-191557-18RPTC-MS, 2018.

Возврат к списку