Системный подход к управлению качеством глубинных проб пластовых нефтей в современных условиях

СИСТЕМНЫЙ ПОДХОД К УПРАВЛЕНИЮ КАЧЕСТВОМ ГЛУБИННЫХ ПРОБ ПЛАСТОВЫХ НЕФТЕЙ В СОВРЕМЕННЫХ УСЛОВИЯХ

Лобанов А.А., Федоровский С.А., Промзелев И.О., Лукашов А.Н., Тихомиров Е.В., Жуков В.В., ООО «Газпромнефть НТЦ», Коваленко В.А., САФУ имени М.В. Ломоносова, Мошарев П.А., МГУ имени М.В. Ломоносова, Золотухин А.Б., РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина.

Журнал «Недропользование XXI век»

Аннотация

Представлен обзор и анализ технических, нормативно-методических, административных и бизнес аспектов современной ситуации в области отбора глубинных проб пластовых флюидов в Российской Федерации. Изложен авторский взгляд на физико- химические факторы качества проб, предложена отраслевая дорожная карта развития данного направления.

1. Введение

Как показывает многолетняя практика, недостаточность и неточность информации о свойствах пластовых флюидов являются одними из основных причин неопределенностей при оценке запасов и прогнозах добычи нефти, и напрямую влияют на экономическую оценку проектов, вплоть до принятия решения о бурении дополнительной поисково-разведочной скважины, увеличения сроков реализации или полного закрытия проекта в связи с утратой рентабельности. При условиях удаленности скважин от объектов инфраструктуры, сезонности проводимых работ, внедрении новых комплексов проводимых лабораторных исследований и наблюдающемся усложнении горно- геологических условий, связанном с расширением периметра геолого-разведочных работ, качественный отбор проб пластовых флюидов становится все более ответственной и трудной задачей, для решения которой требуется пересмотр подходов к технологиям, управлению производственными и бизнес-процессами, стандартам и критериям качества на всех уровнях принятия решений. В настоящей работе авторы проанализировали состояние каждой из указанных категорий и предложили решения по постепенному внедрению системного подхода к управлению качеством проб пластовых флюидов. 

2. Современные тенденции в области отбора проб пластовых флюидов

2.1 Технологии, техническое оснащение и процессы

Согласно результатам авторского анализа открытых источников, современный отечественный рынок глубинных пробоотборников представлен 8 основными производителями, поставляющими 128 уникальных наименований (модификаций) 11 типов моделей. За последние 3 года произведено и находится на этапе опытно- промышленных испытаний (ОПИ), или поступило в продажу порядка 6 новых моделей пробоотборников. Можно выделить несколько основных тенденций отечественных научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ (НИОКР) в области их производства:

1. Постепенный переход от пробоотборников проточного типа в пользу пробоотборников всасывающего типа (из 6 новых моделей лишь 2 являются моделями проточного типа);

2. Внедрение внутренних перемешивающих элементов в пробоприемную камеру (2 модели);

3. Разработка конструкций с электронным управлением (кабельного или автономного исполнения) впускным клапаном (6 моделей);

4. Разработка конструкций с компенсацией давления (1 модель на этапе ОПИ; кроме того, на этапе НИР и ОКР находятся еще минимум 2 модели);

5. Разработка конструкций с встроенным датчиком давления и температуры внутри пробоприемной камеры:

· автономным (с записью и возможностью считывания из энергонезависимой памяти) – 1 модель;

· неавтономным (без записи в энергонезависимую память. Считывание данных производится путем подключения специального устройства в поверхностных условиях) – 2 модели.

При таких, казалось бы, успешных показателях, по факту действительно наукоемких и высокотехнологичных (в сравнении с современными технологиями зарубежного производства) разработок недостаточно, поскольку НИОКР и внедрение новых технологий существенно сдерживаются отсутствием механизмов экономического обоснования их эффективности, а именно:

1. Исторически сложившимися низкими ценами на услуги отбора проб;

2. Конкуренцией с производителями, поставляющими дешевые, но технически устаревшие, не способные соответствовать современным тенденциям, модели;

3. Частым отсутствием понимания роли и важности исследований пластовых флюидов, а равно важности процесса отбора проб и его технологических тонкостей со стороны недропользователей и закономерным отсутствием запроса на развитие данного направления.

Таким образом, для производителей пробоотборников проведение НИОКР и производство по-настоящему наукоемкого и высокотехнологичного оборудования является чрезвычайно рискованным мероприятием, которое, без привлечения партнеров, ложится на их плечи без какой-либо гарантии окупаемости проектов.

В аналогичной ситуации находятся и сервисные организации, предоставляющие услуги по отбору проб:

1. Сложились условия, при которой отбор проб включается в контракты на бурение скважины «под ключ». В таком случае, отбор является лишь незначительным по времени и трудозатратам этапом работ. Без кардинального пересмотра ценности этого этапа, изменить подход по остаточному принципу, который наблюдается сейчас, невозможно;

2. Конкурентные цены на проведение отбора проб формируются с учетом общей крайне низкой рыночной цены;

3. Отсутствие объективной системы контроля секторальных зон персональной ответственности за качество процесса приводит к невозможности отслеживать причины потери качества проб и дает простор для спекуляций и размывания границ зон ответственности.

В таких условиях обновление парка оборудования является рискованным, с точки зрения сервиса, решением.

В такой же системе ценностей работают потребители услуг отбора проб. Контрактование сервисных организаций происходит по принципу наименьшей стоимости услуг без четких критериев оценки качества (см. п. 2.2) как самих проводимых работ, так и используемого оборудования. Резкое изменение требований к отбору проб и закономерное увеличение стоимости работ будет по-настоящему шоковой процедурой для всех участников, значительно влияющей на рынок данной услуги. Устоявшаяся система взаимоотношений приводит к застою; вполне возможна ситуация, когда, даже при полной готовности недропользователя к высокой стоимости работ, найти предприятие, которое готово выполнить весь необходимый комплекс услуг, попросту не получится. Кроме того, вполне ожидаемой реакцией со стороны служб закупок будет недоумение по поводу резкого увеличения цен и подозрения в конкурентном ограничении рынка. В таких условиях, большое значение приобретает субъективный фактор конкретного специалиста, принимающего решения. Нельзя не учитывать то обстоятельство, что он должен быть в высокой степени ориентированным на результат.

В завершение, необходимо отметить следующие объективные факторы, влияющие на качество проб:

1. В целях экономии средств и обеспечения конкурентоспособности, сервисные организации по отбору проб зачастую не предоставляют партии испытания отдельного помещения для выполнения вспомогательных работ. Такие операции, как осмотр и обслуживание оборудования, контроль качества проб происходят на открытом воздухе или, в лучшем случае, в передвижной лаборатории (в которой партия живет во время проведения работ). Это накладывает ограничения на габариты и количество вспомогательных устройств, а также возможность проведения многих операций (обслуживание, сервис, разрядка камер и т.д.).

2. В сервисных организациях зачастую отсутствует система контроля и обеспечения компетенций персонала. В таких условиях, на промысле необходимо по возможности избегать операций вскрытия камеры, разрядки и перевода пробы в связи с высокими рисками ее потери.

3. Отсутствует система контроля качества и комплектности ЗИП; в особенности это относится к качеству применяемых уплотнений (резиновых и фторпластовых уплотнительных соединений, обеспечивающих герметизацию узлов проботборников). Ситуация усугубляется стремлением всех участников процесса (изготовители, поставщики, сервисные организации) к повсеместному использованию наиболее дешевых уплотнений, что напрямую влияет на герметичность оборудования и сохранность проб;

4. Отсутствие единого информационного пространства для всех участников и практически полное отсутствие возможности мониторинга процессов в режиме реального времени приводят к частой утрате информации по пробе и процессу, что, в совокупности с человеческим фактором, напрямую влияет на такой критичный момент, как безопасность работ. К примеру, утрата достоверности данных по температуре отбора пробы может привести к критическому перегреву камеры в лаборатории и ее взрыву при недостаточном контроле процесса нагрева; утрата достоверности данных по давлению и дате опрессовки пробоотборника может привести к его взрыву при изъятии из лубрикатора и т.д.

5. Большие объемы работ по отбору проб зачастую приводят к несоблюдению сроков поверки и испытания оборудования, что, в свою очередь, сказывается на качестве и безопасности работ;

6. Наблюдается большая сложность изменения условий договоров при необходимости увеличения объема и изменении требований к работам;

7. В регламентирующих документах и технических заданиях зачастую не учитываются условия транспортировки проб.

Таким образом, отрицательная синергия данных факторов может приводить к низкому качеству исследуемого материала. В современных условиях, когда качество получаемой геологической информации напрямую влияет на рентабельность проектов, перед недропользователями стоит цель добиться 100% качества проб.

2.2 Стандарты и критерии качества

В Российской Федерации к основным доступным документам, регламентирующим отбор и оценку качества глубинных проб пластовых нефтей в обсаженном стволе, относятся (1) СТО РМНТК 153-39.2-002-2003 «Нефть. Отбор проб пластовых флюидов» и (2) ОСТ 153-39.2-048-2003 «Нефть. Типовое исследование пластовых флюидов и сепарированных нефтей. Объем исследований и формы представления результатов». На данный момент ОСТ 153-39.2-048-2003 не действует; срок действия СТО РМНТК 153- 39.2-002-2003 не установлен.

Отбор глубинных проб пластовых флюидов в необсаженном (открытом) стволе в принципе не регламентирован, хотя на рынке имеются предложения по применению для этих целей технологий (в основном зарубежных), характеризующиеся высоким качеством получаемого результата.

К сожалению, в настоящий момент эти документы утратили свою актуальность и не вполне соответствуют состоянию, проблемам и вызовам отрасли. В качестве процедур контроля качества предлагалось определение давления в камере при температуре окружающей среды (ОСТ 153-39.2-048-2003 и СТО РМНТК 153-39.2-002-2003) и разрядка камеры (СТО РМНТК 153-39.2-002-2003) для определения объемов газа, нефти и воды в камере. Для контроля качества проб предлагалось 2 критерия:

1. Идентичность проб как соответствие давления при температуре дневной поверхности в камерах, отобранных с одной глубины; допустимое расхождение1 составляло 5% при промысловом (согласно СТО РМНТК 153- 39.2-002-2003) и 3% при лабораторном контроле качества (согласно ОСТ 153- 39.2-048-2003). Также ОСТ 153-39.2-048-2003 предусматривал оценку идентичности камер по значению давления насыщения нефти газом, допуская при этом допустимое расхождение в 1 %.

2. Объем воды в камере пробоотборника не должен превышать 5%.

В СТО РМНТК 153-39.2-002-2003 предусматривается оценка допустимой величины снижения давления в камере пробоотборника при изменении температуры от температуры отбора до температуры дневной поверхности, составляющая 0,2 ÷ 2,5 атм/°С. Таким образом, при снижении температуры от, к примеру, 80 до 20 °С допустимое падение давления в камере составляет от 1,2 до 15,0 МПа, что явно не удовлетворяет требованиям точной оценки качества проб.

В работах различных отечественных и зарубежных авторов [5, 9, 19] говорится о том, что давление, замеренное в камере при температуре отбора, должно быть близко к давлению в точке отбора, однако точных значений допустимого расхождения не приводится. Поскольку восстановление пробы до условий отбора является стандартной процедурой подготовки пробы к исследованию, нормальной практикой при оценке качества проб стало именно это сравнение. Однако не случайно, на взгляд авторов, в литературных источниках не приводится конкретный допустимый диапазон изменения давления в камере относительно давления в точке отбора. Попытки статистически обосновать данный диапазон не приводят к успеху. К факторам, размывающим любые модели, можно отнести:

1. Отсутствие достоверных исходных данных. К примеру, без данных о давлении внутри камеры в процессе проведения спуско-подъемных операций, фактическая глубина открытия / закрытия камеры и состояние уплотнений всегда неизвестны.

2. Многообразие свойств пластовых флюидов и условий отбора. Падение давления в камере зависит от коэффициента сжимаемости и температурного коэффициента объемного расширения, которые варьируются в самых широких пределах.

3. Многообразие модификаций пробоотборников. На поведение пробы в камере влияет объем приемной камеры и ее материал (снятие внешнего давления приводит к некоторому расширению металла, увеличению внутреннего объема и  закономерному  снижению  давления  в  камере  (рис.  1,  пример  для малосжимаемой жидкости – воды); охлаждение пробоотборника приводит к усадке его материала, и, соответственно, повышению давления).

1 Авторы хотели бы особо отметить размытость понятия «допустимое расхождение», используемое в данных стандартах. Расхождение рассчитывается между двумя величинами, однако в стандартах не указывается, какое конкретно значение брать за опорную величину при сравнении давления в серии пробоотборников (например, при отборе 3-х камер).

1.PNG

Явная недостаточность заявленных критериев, отсутствие объективных подходов и единых нормативно-методических документов создает условия для применения необоснованных критериев и подходов как со стороны сервисных организаций, так и со стороны недропользователей (вплоть до оценки качества проб путем взвешивания пробоотборника); как итог, финальный вердикт о качестве отобранной пробы дает лаборатория по результатам проведенных исследований. Это означает, что в случае отбора некачественного комплекта проб или потери качества проб (к примеру, в случае разгерметизации пробоотборника в процессе транспортировки):

1. Объект испытаний может быть закрыт с неснятыми геологическими неопределенностями и невозможностью (в случае сезонности работ, удаленности скважины) проведения повторного отбора;

2. Ресурсы – финансовые, трудовые и временные – будут потрачены напрасно;

3. Ответственность за такой исход событий никто не несет, поскольку в условиях, когда процесс отбора и транспортировки представляет собой «черный ящик», невозможно точно сказать, на каком этапе и по каким причинам потерялось качество проб.

Таким образом, существует острая потребность в разработке единой объективной системы контроля и оценки качества проб, которая позволяла бы минимизировать неопределенности по качеству проб на самых ранних этапах работ.

3. Физико-химические факторы качества проб

В данном разделе авторы излагают свое видение комплекса факторов, определяющих качество глубинной пробы пластовой нефти через призму понятий кондиционности, репрезентативности и представительности; при этом необходимо отметить следующее:

1. Вопросы подготовки скважины к отбору проб не являются предметом данного исследования и, соответственно, не рассматриваются в работе;

2. Авторы не претендуют на всеохватывающий обзор влияющих факторов и продолжают исследования в данном направлении;

3. Авторы осознанно останавливаются на этапе перевода пробы в лабораторную установку, понимая, однако, что конечная ценность любой пробы в получаемой через ее исследование геологической информации. Свое видение факторов и системного подхода к управлению качеством исследований проб пластовых флюидов авторы планируют представить в будущих работах.

3.1 Кондиционность пробы

Открытие и закрытие пробоотборника, утечки пробы и разрушение камеры, нагрев и охлаждение, уменьшение или увеличение объема пробы – все события, связанные с изменением состояния пробы и пробоприемной камеры можно разделить на:

1. Контролируемые и неконтролируемые – типы событий по возможности управлять событием и его последствиями;

2. Согласованные и несогласованные – типы событий по соответствию действий, приведших к его развитию, утвержденному Плану работ.

Данное разделение позволяет сформулировать следующий подход к контролю и обеспечению качества: исполнитель работ не должен выполнять несогласованных действий и терять контроль над процессами.

Рассмотрим примеры возможных изменений в камере пробоотборника в различных технологических операциях (табл. 1).

2.PNG

Полный список типов изменений предстоит разработать; пока же рассмотрим некоторые примеры поведения давления и температуры проб, полученные по результатам проведения авторами промысловых работ.

На рис. 2 представлены зависимость давления и температуры в скважине и внутри камеры поршневого пробоотборника с электронным управлением впускным клапаном. По принципу работы устройства, клапан открывается при подаче сигнала с наземного устройства управления.

3.PNG

На графике видно, что практически сразу после загрузки пробоотборника в лубрикатор (точка 1), давление в нем сравнялось с внешним давлением (т. 2). Учитывая закрытое состояние клапана, это говорит о том, что уплотнение не выдержало напора флюида и протекло, однако протекло не полностью: его остаточное сопротивление обусловило более низкое по сравнению со скважиной давление в камере в процессе спуска; полное уравнивание давлений произошло только после подачи сигнала на открытие клапана (т. 4). После закрытия клапана и начала подъема пробоотборника сопротивление уже не имело такого влияния.

После стравливания давления из лубрикатора (т. 8), было сделано важное и интересное наблюдение. При изъятии пробоотборника из лубрикатора (т. 9), из клапанного узла раздавалось характерное шипение, свидетельствующее о его протечке. Через некоторое время, однако, шипение прекратилось, и давление в камере стабилизировалось (т. 10) на значении 1,8 МПа. Это говорит о том, что даже протекший клапан за счет остаточного сопротивления способен сдерживать некоторое давление.

Таким образом, процесс, представленный на графике, является неконтролируемым, но согласованным с точки зрения утвержденного Плана проведения работ.

Другая картина, полученная при работе аналогичного пробоотборника, представлена на рис. 3.

4.PNG

В процессе выполнения отбора проб и выхода на точку отбора (т. 3), устройство, регулирующее клапан, выдало отказ (т. 4). После начала подъема (т. 5), произошло ложное срабатывание клапана; пробоотборник выстаивался 50 минут на глубине 2600 м. После подъема пробоотборника и изъятия его из лубрикатора (т. 8), было установлено, что клапанный узел действительно не сработал – камера была пустая. Давление в камере при этом практически равнялось атмосферному; рост на 0,06 МПа обусловлен нагревом воздуха в камере.

На рис. 4 представлен пример контролируемого и согласованного поведения пробы в процессе ее отбора.

5.PNG

Поведение кривой давления в камере полностью соответствует логике «контролируемое действие – контролируемый результат»: открытие камеры приводит к скачкообразному повышению давления и его дальнейшей стабилизации (т.2), термостабилизация в лубрикаторе – к стабилизации давления (т.4), вскрытие камеры – к скачкообразному снижению давления (т.5) и т.д. Весь процесс, представленный на графике, является контролируемым и согласованным.

В качестве последнего примера авторы хотели бы привести пример контроля состояния пробы от начала работ по подготовке камеры до оценки качества пробы в лаборатории (рис. 5).

6.PNG

Данный график позволяет наблюдать за всеми изменениями, происходящими с пробой на протяжении 11 суток нахождения в камере пробоотборника. Все процессы, за исключением процесса транспортировки, являются контролируемыми и согласованными. В процессе транспортировки (процесс 2-3, 138 час) температура камеры опустилась ниже +15 °С (нижнего предела температуры хранения пробы). Как выяснилось в ходе производственного расследования, водитель автомобиля с пробами остановился на ночлег и оставил пробы в необогреваемой помещении. Кратковременное и незначительное охлаждение не сказалось на герметичности камеры, однако изменение было неконтролируемым и несогласованным, и фактически сделало процесс не до конца качественным.

Соображения и результаты, изложенные выше, показывают возможность разработки объективного критерия, характеризующего отсутствие неконтролируемых и несогласованных изменений давления, температуры и доступного для пробы объема в камере от момента подготовки камеры к работе до удаления пробы из камеры. Контролируемость изменения верифицируется анализом логической цепочки «действие – ожидание – результат» (по примеру табл. 1); согласованность верифицируется точным соответствием времени, в которое произошло или зафиксированно изменение, утвержденному времени проведения технологических операций и подтверждается заполненными планами работ, промысловыми, транспортировочными, лабораторными актами, геологическими, лабораторными журналами и прочей отчетной документации. Авторы предлагают определить данный критерий как «кондиционность пробы».

3.2 Репрезентативность пробы и понятие представительности

Согласно ОСТ 153-39.2-048-2003, представительной глубинной пробой пластовой нефти является газонефтяная смесь, имеющая компонентный состав пластовой нефти, отобранная при установившемся режиме работы скважины в зоне потока с однофазным состоянием этой смеси, т.е. с превышением давления в точке отбора над давлением насыщения нефти газом. Такое определение вызывает ряд замечаний:

1. Не регламентированным остается уровень допустимой депрессии при отборе проб в обсаженном стволе; между тем, данный вопрос – ключевой для геологоразведочных проектов, характеризующихся низкой степенью изученности;

2. Понятие «установившийся» применимо к фонтанирующему режиму работы скважины, однако появились технологии [7], позволяющие производить отбор представительных проб на непереливающих притоках;

3. Зачастую добиться установившегося режима физически невозможно. К примеру, в случае активной парафинизации штуцерной камеры будет наблюдаться затухание работы скважины, однако основное условие – превышение давления в точке отбора над давлением насыщения нефти газом – при этом может соблюдаться. Появились технические средства (забойные манометры, манометры, входящие в состав пробоотборника), которые позволяют контролировать давление в режиме реального времени, что в ряде случаев может нивелировать значение стабильности потока;

4. Фраза «соответствие составу пластовой нефти» является довольно умозрительной и исключает вероятностный подход к оценке свойств пластовой системы. Используя такую терминологию, авторы предполагают наличие детерминированного состава, что противоречит нашим представлениям и знаниям о неопределенностях любых исследований и изменчивости пластовых флюидов как в пространстве, так и во времени;

5. Современные условия предъявляют более строгие требования к фазовому состоянию флюида в точке отбора, и давление насыщения нефти газом является основным, но не единственным значимым параметром. Если рассмотреть полную возможную фазовую диаграмму пластовой нефти (рис. 6), то видно, что точки отбора могут лежать как в области разгазирования пластовой нефти (ниже кривой Pb), так и в областях кристаллизации парафинов (левее кривой WAT) и выпадения асфальтенов (в области, ограниченной кривыми UOP и LOP). Во всех этих областях флюид будет не однофазным, и его состав не будет соответствовать составу нефтяной части притока из пласта;

7.PNG

Следует также учитывать тот факт, что обеспечение однофазного состояния флюида в точке отбора и кондиционность отобранной пробы не гарантирует соответствие ее состава составу нефтяной части притока из пласта в силу следующих причин:

1. Металл пробоотборника способен взаимодействовать с сероводородом и, при наличии свободной воды, углекислым газом;

2. Использование проточных пробоотборников подразумевает прямой контакт жидкости вытеснения и пробы. Жидкостью вытеснения обычно служит перенасыщенный раствор соли в воде, этиленгликоль или водоэтиленгликолевая смесь. Любая из этих жидкостей способна растворять в себе компоненты нефти и газа; так, вода растворяет в себе компоненты вплоть до аренов. К такому изменению могут быть особенно чувствительны летучие флюиды;

3. Отсутствие или недостаточность регулирования скорости заполнения камеры может привести к большой величине мгновенной депрессии при открытии пробоотборника и закономерному увеличению газосодержания флюида, а также выпадению асфальтенов;

2 Практика авторов показывает, что у многих читателей могут возникнуть вопросы по существу приведенной фазовой диаграммы. К сожалению, опубликовано не так много работ на русском языке, которые раскрывают ее суть; к наиболее серьезной из них авторы относят [2]. Читатели могут также ознакомиться с работой авторов [3], но наиболее полным начальным источником информации могут стать зарубежные работы [10, 18, 19].

4. Разгазирование нефти, конденсация газа и кристаллизация парафинов являются обратимыми фазовыми переходами, то есть, при повторном создании условий в камере до условий точки отбора и при перемешивании пробы, флюид способен полностью перейти в исходное однофазное состояние. Фазовое же поведение асфальтенов характеризуется тем, что после своего выпадения они полностью или частично (в зависимости от свойств флюида) не растворимы в нефти [14, 17]. Таким образом, снижение давления в пробоотборнике ниже кривой UOP на рис. 6 вследствие изохорического снижения давления при подъеме пробоотборника на дневную поверхность и соответствующего снижения температуры, приведет к необратимому изменению пробы.

5. Использование технологических жидкостей, смешивающихся с нефтью (углеводородных растворителей, реагентов, бурового раствора на углеводородной основе (РУО)) и их фильтрация в пласт приводит к искажению свойств пластовой нефти в зоне проникновения. Недостаточная очистка призабойной зоны пласта (ПЗП) от таких жидкостей приведет к отбору некачественной пробы;

6. Загрязненность внутреннего пространства камеры способна привести к существенному изменению свойств проб;

7. Практика показывает, что, зачастую пробы отбираются не на уровне забоя, а выше по стволу скважины, однако вопрос неизменности состава флюида при его течении в многокомпонентных многофазных потоках и взаимодействии со скважинным оборудованием остается открытым ввиду недостаточной изученности.

Можно привести следующий пример: известно, что нефть алжирского месторождения Hassi-Messaond нестабильна по отношению к асфальтенам; для обеспечения наиболее полной репрезентативности пробы флюида необходимо использовать технологии компенсаторного отбора. Однако содержание асфальтенов в данной нефти составляет 0,062 % вес. [10], что для существующих технологий определения состава флюида является следовым количеством; их выпадение приведет к такому изменению PVT-свойств флюида, которое нивелируется точностью применяемых методов измерений. В рамках мониторинга разработки залежи поставлена задача уточнить композиционную модель данного флюида на основе кубического уравнения состояния, которое весьма косвенно (через С+ остаток) учитывает содержание и совершенно не учитывает свойства асфальтенов нефти. Насколько рациональным для решения данной задачи будет отказаться от исследования пробы, отобранной обычным, а не компенсаторным пробоотборником, и насколько рациональным будет отказаться от компенсаторного отбора на стадии испытания скважины при первичном вскрытии залежи с аналогичными свойствами?

Учитывая все вышесказанное, можно определить два подхода к определению представительности пробы:

1. Детерминированный: проба представительна тогда, когда она соответствует критериям представительности (частным примером такого определения служит текущий термин ОСТ 153-39.2-048-2003);

2. Ценностный: проба представительна настолько, насколько она позволяет снять неопределенности наших знаний о свойствах пластового флюида.

Плюсом детерминированного подхода является его хорошая применимость для оценки выполнения бизнес-процессов; минусом – отсутствие на данный момент единого четко обоснованного списка критериев (а, возможно, принципиальная невозможность его разработки) и объективное несоответствие существующего оборудования, технологий и нормативной базы вызовам, стоящим перед отраслью.

Если переходить к ценностному определению представительности, плюсом такого подхода будет его гибкость – он позволяет менее формально относиться к критериям качества, отойти от чрезмерно жестких или явно недостаточных требований и начать говорить не об обеспечении представительности, а о достижении наиболее высокого уровня представительности проб применительно к конкретным условиям. Мы принимаем следующие объективные допущения:

1. Принципиально невозможно однозначного установить истинный состав пластового флюида;

2. Даже некачественная проба может содержать в себе ценную геологическую информацию.

Авторы видят большое будущее за ценностным подходом к оценке представительности, однако его применение сейчас объективно невозможно вследствие отсутствия единой методики оценки ценности и влияния на последующие взаимосвязанные процессы информации, получаемой при исследовании свойств флюидов и, соответственно, невозможности его использования для оценки деятельности сервисных организаций и выполнения бизнес-процессов. Кроме того, установившееся понятие представительности слишком глубокое и широкое для его применения к анализу качества одной индивидуальной пробы. На практике, представительность есть характеристика, принимаемая по результатам исследований многих проб, а также анализа исторической информации и моделирования, по совокупности данных которых принимается решение об утверждении свойств пластовых флюидов, в том числе, на государственном уровне.

Таким образом, на данный момент авторы вынуждены остановиться на детерминированном подходе и ввести новый критерий, характеризующий, с одной стороны, полную однофазность и незагрязненность флюида на забое и в точке отбора, и, с другой стороны, неизменность его состава в течение времени от момента заполнения пробой камеры пробоотборника до момента заполнения пробой лабораторной установки. Данный критерий предлагается определять как «репрезентативность3»; представительность же видится необходимым определять с помощью ценностного подхода, что требует отдельного исследования.

4. Текущие возможности для внедрения системного подхода к управлению качеством глубинных проб

4.1 Понятие системного подхода

Системный подход к управлению качеством глубинных проб, по мнению авторов, заключается в обеспечении и контроле условий кондиционности и репрезентативности пробы от момента отбора до перевода пробы в лабораторную установку за счет:

1. Учета, мониторинга и превентивного воздействия на все без исключения влияющие факторы;

2. Вовлеченности всех без исключения участников процесса (на уровне ролей недропользователь – сервис, руководство-исполнители, государство-бизнес) и повышения культуры производства, в том числе, за счет государственного регулирования, совершенствования нормативной базы, преобразования бизнес- процессов, гибкой системы штрафных санкций и т.д.;

3. Непрерывных улучшений на основе достижений научно-технического прогресса.

3Строго говоря, репрезентативность и представительность являются синонимами. Однако, по мнению авторов, смысловые коннотации данных слов в контексте устоявшейся отечественной профессиональной терминологии позволяют определить репрезентативность как качество более низкого порядка в сравнении с представительностью, и, таким образом, применить его к индивидуальной оценке пробы.

Важно отметить, что кондиционность и репрезентативность пробы, во-первых, не жестко связанные друг с другом критерии, во-вторых, характеризуют не только сами пробы, но и качество проведения работ по их отбору, хранению и транспортировке. По сути, кондиционность характеризует полноту управления состоянием пробы; репрезентативность же характеризует соответствие выбранного оборудования поставленной задаче, отсутствие разгерметизации пробы и качество подготовки условий отбора. Такой подход является следствием многообразия взаимоотношений участников отбора и транспортировки проб. Рассмотрим несколько характерных примеров (табл. 2).

8.PNG

Конечной целью развития системного подхода должно стать:

1. Постепенный переход от косвенных методов оценки качества к прямым;

2. Изменение отношения к качеству проб: качество проб не как характеристика физического объекта, а как характеристика совокупности и результатов выполнения технологических процессов;

3. Отказ от стереотипа «качество проб определяет лаборатория» и постепенный переход принятия решения о качестве пробы от лабораторной оценки к промысловой, которая, в свою очередь, должна замениться на оценку качества непосредственно в скважине (рис. 6).

9.PNG

Смысл последнего пункта заключается в стремлении исключить отправку некачественных проб с промысла в лабораторию и, в тоже время, оптимизировать временные и трудозатраты на проведение промысловой оценки качества.

4.2 К вопросу о прямых и косвенных методах оценки качества и идентичности проб

Раскроем понятие прямых и косвенных методов оценки. Прямые методы позволяют анализировать параметры непосредственно; например, непрерывный замер давления в камере пробоотборника в процессе проведения спуско-подъемных операций является прямым методом оценки кондиционности пробы. Косвенные методы основаны на опосредованном анализе параметров. К примеру, оценка идентичности камер по давлению в камере при температуре окружающей среды согласно СТО РМНТК 153-39.2- 002-2003 – косвенный метод оценки кондиционности.

Понятие идентичности проб, как видно из п. 1.2, можно сформулировать следующим образом: пробы идентичны, если их характерные параметры находятся в допустимом диапазоне расхождений. К характерным параметрам относятся как параметры кондиционности проб (давление в камере при одинаковой температуре), так и интенсивные (не зависящие от количества вещества) параметры репрезентативности флюида: давление насыщения нефти газом, вязкость, плотность, коэффициент сжимаемости и т.д.

Само понятие идентичности возникает, во-первых, из объективных неопределенностей любого исследования и эксперимента, и, во-вторых, как попытка преодолеть ограничения используемых технологий. Рассмотрим некоторые характерные примеры, связанные с применением этого критерия для оценки качества проб:

1. Пробоотборники с клапанными узлами, управляемыми часовым механизмом или пьезоприводом, могут срабатывать в одинаковых условиях; в случае ошибки установки условий срабатывания и их сработки в двухфазной зоне, идентичные по параметру давления в камере пробы будут нерепрезентативны и не пригодны к исследованию;

2. Как показано на рис. 2, даже разгерметизированные уплотнения имеют некоторое остаточное сопротивление, обеспечивающее наличие давления в разгерметизированной камере. Зачастую встречаются случаи, когда в лабораторию поступают пробы с явно заниженным, но близким друг к другу значением давления в камере. Вполне возможна ситуация, при которой уплотнения из одной партии могут протечь в одинаковых условиях и иметь близкое остаточное сопротивление, что делает пробы идентичными по параметру давления в камере;

3. В табл. 3 представлены результаты исследований двух нерепрезентативных проб, идентичных друг к другу по многим (50%) параметрам кондиционности. Очевидно, что сработка пробоотборников в области давлений, близких к давлению насыщению нефти газом, привела к тому, что в камеры пробоотборников поступила нефтегазовая смесь в близком соотношении паровой и жидкой фазы.

10.PNG

Таким образом, критерий идентичности проб не может служить абсолютным свидетельством качества проб; его использование является лишь следствием объективных ограничений применяемых нами косвенных методов оценки, поэтому развитие научно- технического прогресса в области отбора проб должно идти по пути минимизации их применения.

4.3 Уровень технической готовности к внедрению системного подхода

Рассмотрим основные моменты, необходимые для внедрения системного подхода.

4.3.1 Прямой контроль кондиционности

Для прямого контроля кондиционности проб необходимо внедрение автономных датчиков давления, температуры и положения поршня пробоприемной камеры пробоотборника, а также технологий передачи показаний этих датчиков в режиме реального времени в процессах отбора, хранения и транспортировки проб. Как указано выше (раздел 1.1), задел под это решение есть (автономные датчики давления и температуры в камере), однако требуется разработка решений по контролю положения поршня и передачи данных в режиме реального времени.

4.3.2 Прямой контроль репрезентативности

Прямой контроль репрезентативности является менее тривиальной задачей. Рассмотрим в отдельности технологические решения, необходимые для обеспечения выделенных авторами факторов репрезентативности проб.

4.3.2.1 Отсутствие свободного газа в точке отбора

Традиционно, отсутствие свободного газа в точке отбора подтверждают анализом эпюры плотности флюида по стволу скважины, однако данный метод не всегда дает однозначно интерпретируемые результаты; к примеру, в случае отбора летучих нефтей явно выраженных признаков интервала разгазирования на эпюре не выявляется. Существуют методы рефрактометрии, позволяющие непосредственно регистрировать наличие свободного газа и применяемые для анализа состояния флюида при отборе проб в открытом и обсаженном стволе пластоиспытателем [1]; однако аналогичных технологий, применяемых в пробоотборниках, спускаемых в колонну насосно-компрессорных труб, авторам обнаружить не удалось. Их разработка и внедрение является одним из приоритетных направлений развития отрасли.

4.3.2.2    Предотвращение выпадения асфальтенов в камере пробоотборника и отсутствие твердой фазы парафинов и асфальтенов в точке отбора

Известно, что выпадение асфальтенов наблюдается в довольно ограниченном диапазоне свойств нефтей; детальный алгоритм оценки вероятности их выпадения представлен авторами в работе [4], однако разведка и ввод в эксплуатацию нефтяных залежей с повышенным давлением и газосодержанием (>40 МПа и >37 % мольного содержания компонентов С1-С3 (по оценке de Boer [11])), ставит эти вопросы во главу угла.

Для предотвращения выпадения асфальтенов в камере пробоотборника существуют технологии компенсаторного и экзотермического отбора проб.

Принцип работы глубинных пробоотборников с компенсацией давления основан на поджатии отобранной глубинной пробы азотом, хранящимся в специальной камере пробоотборника. За счет этого, после закрытия пробоприемной камеры, в ней создается избыточное давление, которое обеспечивает компенсацию изохорического снижения давления в камере вследствие падения ее температуры при подъеме на дневную поверхность и превышение давления в пробоотборнике при стандартной температуре давления в точке отбора [15, 16]. Наиболее наглядно этот процесс возможно проиллюстрировать при помощи наложения термобарических условий в пробоприемной камере на фазовую диаграмму флюида (рис. 8).

11.PNG

Однако применение компенсаторного пробоотборника обеспечивает сохранность состояния флюида только в случае, если верхнее давление насыщения нефти асфальтеном при температуре дневной поверхности будет ниже давления в камере (кривая UOP1 на рис. 8). Наклон кривой верхнего давления насыщения нефти асфальтеном в некоторых нефтях имеет такое высокое значение (кривая UOP2), что даже азотная компенсация давления не обеспечивает однофазность флюида. Такие случаи обнаруживаются по факту невозможности растворения выпавших асфальтенов в лабораторных условиях. Специально для них разработан «ультимативный» способ сохранения состояния пробы: экзотермический отбор [12]4.

Экзотермический отбор основан на индукционном нагреве камеры компенсаторного пробоотборника в процессах подъема камеры на дневную поверхность и доставки в исследовательскую лабораторию; таким образом полностью снимаются неопределенности по фазовым изменениям флюида в камере пробоотборника. Но и это не обеспечивает однозначного решения проблем выпадения асфальтенов: существующие технологии и подходы подразумевают максимально жесткую депрессию (давление в пробоотборнике – вакуум), которой подвергается флюид при заполнении внутреннего объема лабораторных установок пробой, и которая может привести к необратимому выпадению асфальтенов в некотором неопределенном объеме флюида. Данное противоречие в рамках текущих представлений о работе с флюидами при высоких давлениях неразрешимо, поэтому логичным ответом на этот вызов стал перенос исследований выпадения асфальтенов из лабораторных условий в скважинные (очевидным преимуществом скважинного определения давления насыщения нефти асфальтеном является возможность устранить влияние депрессии на флюид). Как результат, в 2016 году опубликована работа [13], которая убедительно показывает возможность и наибольшую точность определения давления насыщения нефти асфальтеном непосредственно в скважине. Однако, как и в случае методов регистрации свободного газа, применяемый метод регистрации давления насыщения нефти асфальтеном реализован только в технологиях испытания в открытом стволе, что (на опыте зарубежных коллег) подтверждает исключительную важность определения данного параметра на наиболее ранних этапах исследования залежи.

4 Авторы провели достаточно глубокий анализ источников на предмет упоминания об экзотермическом отборе проб. Результаты этого анализа показывают, что данный метод применяется в исключительно редких случаях и является скорее экспериментальной, нежели широко тиражируемой технологией. Вызывает уважение и признание подход недропользователей, которые ради максимального изучения добываемого флюида конкретного объекта способны пойти на заказ разработки новой методики его отбора.

Таким образом, развитие технологий скважинного анализа флюидов в обсаженном стволе, компенсаторных и экзотермических методов отбора проб, а также других, нетрадиционных подходов к решению данной проблемы, является одним из приоритетных (наряду с определением наличия свободного газа) направлений развития отрасли.

Однако, даже в случае реализации данных методов исследований и сохранения проб, не изученным остаются вопросы отбора проб при выпадении асфальтенов и кристаллизации парафинов в точке отбора и ПЗП; в особенности это относится к низкотемпературным залежам, предельно насыщенным парафином. В своей предыдущей работе [8] авторы показали, что глубинные пробы, идентичные по PVT-свойствам, но отобранные в различных интервалах относительно условий выпадения асфальтенов и парафинов, могут показывать недопустимые (вплоть до превышения 100%) расхождения таких параметров, как содержание асфальтенов и парафинов, температуры плавления выделенных парафинов, температуры насыщения нефти парафином и давления насыщения нефти асфальтеном. Таким образом, этот вопрос требует отдельного системного научного исследования.

4.3.2.3 Отсутствие пластовой, технической воды и фильтрата бурового раствора в точке отбора

Технологии влагометрии и резистивиметрии, используемые для определения воды в скважине, являются достаточно освоенными и разработанными. Существуют пробоотборники, изначально включающие в свою комплектацию необходимые датчики; также замер электрического сопротивления флюида перед поступлением в пробоприемную камеру входит в комплекс измерений некоторых испытателей пластов [1].

Повсеместное внедрение данных технологий в комплектацию используемых пробоотборников в особенности актуально в связи с развитием методом отбора проб на скважинах с непереливающим притоком.

4.3.2.4 Отсутствие смешивающихся с нефтью технологических жидкостей в притоке из пласта

Как и в случае с регистрацией наличия свободного газа, существуют методы оптического анализа флюидов [1], позволяющие оценить содержание фильтрата РУО в притоке, однако данные технологии также реализованы в пластоиспытателях. Решений для контроля содержания реагентов (ингибиторов, растворителей и т.п.) в пробоотборников для работы в колонне насосно-компрессорных труб авторами не было обнаружено.

4.3.2.5 Контроль депрессии, скорости заполнения и объема поступивших в камеру пробоотборника фаз

Проблема контроля депрессии и скорости заполнения камеры полностью аналогична проблеме контроля кондиционности проб.

Существует решение для контроля объема фаз в камере пробоотборника по показаниям встроенного в поршень камеры плотномера, запатентованное в 2013 г. [6], однако, по сведениям авторов, решение пока не реализовано в натурном образце.

Решений для контроля объема поступающих фаз в скважинных условиях авторами не обнаружено.

4.3.2.6 Физическая и химическая инертность материала пробоотборника к флюиду

Материал камеры должен быть химически и физически инертен к флюиду. С этой целью используются специальные высокоустойчивые к сероводороду сплавы, титан и тефлоновое покрытие внутренней поверхности камеры [9].

5. Возможная дорожная карта внедрения и развития системного подхода

Авторы видят возможности для реализации следующей дорожной карты развития системного подхода (рис. 9).

12.PNG

5.1 Процесс «как есть»

Рассмотрим состояние процесса в текущем его виде.

Существует два статуса отбираемых глубинных проб: проба, предназначенная для подтверждения корректности условий отбора и проба, предназначенная для исследования в лаборатории. Авторы предлагают определять их как контрольная и целевая проба, соответственно. Существующий процесс оценки качества проб включает в себя:

1. Разрядку контрольной камеры с определением давления вскрытия камеры и объема газа, нефти и воды в камере.

2. В случае проведения работ проточным пробоотборником: возможно определения давления в целевой камере согласно СТО РМНТК 153-39.2-002- 2003, однако многие специалисты напрямую запрещают вскрытие камеры в связи с высоким риском утраты пробы.

3. В случае проведения работ поршневым пробоотборником: оценка давления сдвига поршня в целевой камере практически не проводится в связи с отсутствием насосов высокого давления у сервисных организаций.

5.2 Быстрые решения

Для решения задачи оперативного повышения качества отбора и транспортировки проб, авторы сформулировали ряд рекомендаций. Для их реализации необходимо обустройство рабочего места партии и оснащение сервисных организаций следующим оборудованием:

1. Пробоотборниками всасывающего типа с разрядными головками и головками для закачивания рабочей жидкости в подпоршневое пространство. Авторы рекомендуют провести полный отказ от пробоотборников проточного типа, как неспособных (в текущей их конструкции) удовлетворить требования по контролю качества;

2. Манометрами-термометрами для замера давления и температуры в скважине; входят в состав пробоотборников или спускаются в спарке с ними;

3. Автономными манометрами-термометрами с габаритами, позволяющими устанавливать их внутрь пробоприемной камеры. Такой совместимостью с практически всеми современными моделями поршневых пробоотборников обладают устройства типа АМТ-10КМ, АЦМ-8, PPS 25 и т.д. (именно таким способом получены графики на рис. 1-45);

4. Насосами высокого давления с коммуникациями для подключения к штуцеру пробоотборника. В связи с тем, что серийное производство насосов шприцевого типа для такого рода задач отсутствует, возможно оснащение партии ручным насосом домкратного типа. Такие насосы используются при работе испытателей пластов и имеются в наличии у любой организации по работам на кабельном оборудовании;

5. Ареометрами для определения плотности нефти. Как правило, ими оснащены бригады по испытанию скважин; в любом случае, рыночная стоимость простейших ареометров минимальна;

6. Прозрачными мерными цилиндрами для определения объема жидкости с точностью не менее 1 см3;

7. Электронными весами с точностью определения массы не менее 0,1 г;

8. Газовыми счетчиками для прямого определения объема газа в камере. Перед началом работ необходимо:

1. Определить объем рабочей жидкости, подающийся насосом домкратного типа за один ход. Определение производится путем заполнения мерного цилиндра;

2. Определить допустимый объем, который возможно закачивать в подпоршневое пространство без угрозы смятия установленного внутри автономного манометра-термометра. Расчет производится исходя из допуска по безопасности установки, геометрических размеров манометра-термометра (внешний диаметр и длина), пробоприемной камеры (внутренний диаметр и расстояние от торца камеры до конца стопорного кольца) и ее поршня (длина) (рис. 10);

3. Убедиться в том, что управляющие устройства лебедки пробоотборника, внешнего манометра-термометра и внутреннего манометра-термометра (при наличии всех указанных устройств), а также дискретность записи данных синхронизированы по времени во избежание расхождений параметров при сопоствавлении таблиц с показаниями устройств.

5 Перед установкой манометров внутри камеры пробоотборника, авторы консультировались со всеми производителями (3 производителя), на пробоотборниках которых испытывался данный метод. Все производители подтвердили его корректность и отсутствие влияния на работоспособность пробоотборника.

13.PNG

Установка автономного манометра-термометра внутрь пробоотборной камеры необходима для прямого контроля кондиционности контрольной пробы. При установке манометра-термометра внутри камеры необходимо обеспечить свободное расстояние от торца манометра до клапанного узла или поршня (в зависимости от ориентации пробоотборника в скважине) не менее 1 см (допуск по безопасности установки, L1 на рис. 10).

После проведения спуско-подъемных работ, контрольная камера выстаивается в помещении с постоянной температурой; далее проводится определение давления сдвига поршня:

1. Путем подкачивания заполнить гидравлическую линию насоса и пропустить масло для полного удаления воздуха из линии;

2. Подключить гидравлическую линию к штуцеру пробоотборника со стороны стопорного кольца;

3. Произвести закачку масла согласно инструкции по эксплуатации насоса. Движения ручкой насоса должны быть плавными, амплитуда качаний равномерная от упора до упора.

4. После каждого подкачивания, дождаться стабилизации давления на манометре насоса и записать значение в электронную таблицу.

5. Производить подкачивания до достижения давления опрессовки насоса или камеры пробоотборника. Во время проведения работ, не допускать превышения допустимого объема закачки. В случае превышение, возможно смятие и разрушение поршнем камеры установленного внутри манометра-термометра.

По результатам записанных значений необходимо построить график в координатах «давление – количество подкачиваний насоса» или «давление – объем закачанной жидкости» по результатам перерасчета с использованием замеренного значения объема подачи за одно подкачивание. Примеры графиков для различных типов флюидов в различных координатах приведены на рис. 11 (А – давления сдвига поршня в камере, заполненной газом; Б – давление сдвига поршня в камере, заполненной нефтью).

Давление сдвига поршня (давление в камере) определяется по перелому изотермы на графике. При аккуратном проведении эксперимента, перелом фиксируется даже в случае близкой природы технологической жидкости насоса и флюида в камере (масло – дегазированная нефть, техническая вода – пластовая вода). На рис. 10В представлена PV-изотерма, полученная при определении давления сдвига поршня в камере, заполненной маслом из насоса.

После создания давления в камере, необходимо перекрыть вентиль подачи гидравлической жидкости в камеру (поз. 7 на рис. 10), отсоединить гидравлическую линию от камеры и аккуратно перемешать пробу путем переворачивания камеры; при этом необходимо построить график зависимости давления в камере (манометр 6 на рис. 10) от времени перемешивания. При наличии газонефтяного раздела в камере, при переворачивании пробоотборника будут наблюдаться скачки падения давления; это связанно с тем, что газ, вступая во взаимодействие с нефтью, будет активно ей поглощаться. В случае падения давления, допустим, более чем на 10% от изначально создаваемого, необходимо заново выполнить пункты 1-5 и поднять давление в камере.

После полной стабилизации давления в камере, необходимо произвести замер зависимости давления от объема (PV-изотермы) пробы. Для этого производится выпуск технологической жидкости из камеры открытием вентиля 7 с замером массы выпущенной технологической жидкости (путем взвешивания мерного цилиндра на весах) и давления в камере. Далее, производится перерасчет массы через замеренную плотность технологической жидкости, построение PV-изотермы этой технологической жидкости и расчет и построение PV-изотермы пробы в камере (путем вычисления через известный объем камеры). Выпуск масла рекомендуется совмещать с перемешиванием пробы путем вращения камеры для лучшего выхода газа.

По PV-изотерме определяется давление насыщения нефти газом, в случае его наличия. Давление насыщения нефти газом определяется по наличию характерного перегиба на PV-изотермах флюида. Пример PV-изотермы, построенных при закачке и выпуске трансформаторного масла из камеры объемом 300 см3, приведены на рис. 11 Г. На ней хорошо видно два перегиба: при давлении 14,9 МПа (более подробная выкипировка графика представлена на рис. 11 Д), соответствующего давлению насыщения нефти газом и при давлении 2,6 МПа, соответствующего давлению в камере. 

В случае однофазного состояния пробы в камере, PV-изотерма не будет иметь перегиба при более высоком давлении (пример PV-изотермы для однофазного газа представлен на рис. 11Е).

После замера PV-изотермы флюида в камере, производится разрядка камеры с определением объема газа, нефти и воды6 для косвенной оценки репрезентативности пробы. Определение объема газа возможно производить согласно инструкции СТО РМНТК 153-39.2-002-2003 путем замера объема газа через мерную емкость с гидрозатвором, однако авторы рекомендуют использовать газовый счетчик для повышения точности измерения. Определение объемов нефти и воды производится мерным прозрачным цилиндром. По нефти в пробоотборнике производится замер плотности.

Принятие решения о кондиционности и репрезентативности контрольной пробы должно проводиться в режиме реального времени совместно представителями исполнителя и экспертов со стороны недропользователя путем анализа полученным данных по параметрам табл. 4. В случае, если один из замеренных параметров существенно отклоняется от критерия качества, необходимо проводить анализ ситуации и принимать решение о повторном отборе контрольной пробы или отборе целевых проб.

6 Принцип действия некоторых моделей пробоотборников подразумевает спуск на точку отбора с открытым обратным клапаном; заполнение камеры происходит путем открытия клапана, установленного между пробоприемной и буферной камерой. Заполнение объема камеры, занятого внутренним манометром- термометром, лубрикаторным газом приведет к существенному завышению газосодержания пробы. Для таких моделей необходимо проводить два отбора контрольной пробы: один для записи давления и температуры внутри камеры, другой – для разрядки камеры.

14.1.PNG

14.2.PNG

15.PNG

По целевым пробам производится только замер PV-изотермы флюида в камере, которая является косвенным показателем кондиционности и репрезентативности пробы:

1. Давление сдвига поршня используется для сравнения идентичности целевой и контрольной пробы. Если целевая проба идентична контрольной, целевая проба признается кондиционной.

2. По PV-изотерме оценивается природа (газ, газожидкостная смесь, дегазированная нефть, вода) отобранной пробы и ее соответствие природе контрольной пробы. Для точной оценки необходимо разработать палетки по типу графика на рис. 12, представленного в рекомендациях Американского института нефти [20] для камеры объемом 600 см3. В случае, если PV-изотерма целевой пробы идентична PV-изотерме контрольной пробы, целевая проба признается репрезентативной.

16.PNG

После отбора целевых проб, обязателен отбор второй контрольной пробы с установленным внутри автономным манометром-термометром для регистрации условий хранения и транспортировки проб в исследовательскую лабораторию. Снятие показаний манометра-термометра производится после разрядки камеры в лаборатории. Данный метод позволит проконтролировать соблюдение требований технического задания, и, возможно, косвенно установить причины разгерметизации камер, в случае, если такой инцидент случится.

В связи с многократным увеличением количества снимаемых параметров, авторы рекомендуют перейти от практики составления актов отбора и контроля качества проб к составлению полноценных технических отчетов по проводимым операциям, которые в дальнейшем должны стать неотъемлемой частью технических отчетов по результатам исследований проб.

Авторы обращают внимание на исключительную опасность работ с давлением при оценке качества. Перед началом работ необходимо тщательно проработать вопросы техники безопасности и провести с персоналом подробный инструктаж с объяснением сущности проводимых операций.

5.3 Среднесрочная перспектива

В среднесрочной перспективе (2022 – 2025 гг.) необходимо введение единых государственных требований по отношению к качеству глубинных проб, в первую очередь, глубинных проб для подсчета запасов. Для изменения существующих стандартов и подходов уже сейчас необходимо заявлять инициативу создания отраслевой комиссии по разработке методики оценки ценности информации, получаемой при исследовании свойств пластовых флюидов для различных типов геологических объектов и технологических задач. Комиссия должна включать в себя представителей государства (ФБУ «Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых»), ВИНК, сервисных организаций по отбору и исследованиям пластовых флюидов, производителей оборудования по отбору проб, профильных научных институтов и университетов.

Разработка единой методики оценки ценности информации, ее влияния на последующие взаимосвязанные процессы, и алгоритма подбора комплекса технологий под конкретные задачи и условия с целью их обязательного учета при формировании геолого- технического заданий, простимулирует развитие отрасли за счет прямого интереса недропользователей и закономерно даст толчок к до- и переоснащению организаций, выполняющих отбор проб.

На данном этапе авторы предполагают возможным переход к прямому контролю кондиционности проб в плане контроля давления и температуры камеры пробоотборника, и более полному, но по-прежнему косвенному контролю кондиционности за счет повсеместного внедрения:

1. Пробоотборников со встроенным автономным внутренним датчиком давления и температуры и внутренними перемешивающими элементами;

2. Контейнеров для перевода, хранения и транспортировки пробы после ее отбора;

3. Насосов высокого давления шприцевого типа с точным контролем объема рабочей жидкости;

4. Установок восстановления пробы для работы в полевых условиях.

Полевые установки восстановления пробы должны обеспечивать возможность нагрева пробоприемной камеры до температуры отбора и ее вращения вокруг оси, проведенной по нормали к середине образующей цилиндра камеры на угол, не меньше 90⁰. Их принципиальная конструкция аналогична конструкции лабораторных установок восстановления, однако конкретная реализация должна иметь более жесткие требования в части безопасности, условий эксплуатации, мобильности, веса и габаритов (желательна возможность транспортировки вертолетным транспортом).

За счет внедрения данного комплекса оборудования, а также ужесточения требований к компетенциям персонала и обеспечения их обустроенным рабочим местом, возможным становится исключение статуса контрольной пробы и проведение по каждой пробе:

1. Определения PV-изотермы пробы в камере при пластовой температуре;

2. Определения объема воды в камере за счет стравливания пробы из нижней головки вертикально ориентированного пробоотборника;

3. Стандартная сепарация на малом количестве отобранной пробы с определением газосодержания и плотности дегазированной нефти.

5.4 Долгосрочная перспектива

Основными драйверами развития системного подхода к контролю качества проб в долгосрочной (2025+ гг.) перспективе авторы видят:

1. Разработку        технических        решений        для        скважинного       контроля репрезентативности флюида.

2. Создание комплексных инструментов для автоматизации и цифровизации процесса отбора и транспортировки проб. Для их реализации уже сейчас требуется запуск долгосрочных проектов НИР и НИОКР.

Создание отечественной современной высокотехнологичной системы отбора, контроля качества, хранения, транспортировки и мониторинга проб пластовых флюидов, решающей (но не ограниченной) вопросы, перечисленные в п. 3.2.2, является актуальной научно-технической задачей, характеризующейся соответствием:

· Указу Президента Российской Федерации от 1 декабря 2016 г. №642 «О Стратегии научно-технического развития Российской Федерации»;

· Перечню критических технологий Российской Федерации, утвержденного Указом Президента РФ от 7 июля 2011 г. N 899 по п. 20 «Технологии поиска, разведки, разработки месторождений полезных ископаемых и их добычи»;

· Приказу Министерства промышленности и торговли Российской федерации от 31 марта 2015 г. №645 «Об утверждение плана по импортозамещению в отрасли нефтегазового машиностроения Российской Федерации», Технологическое направление «Технологии и оборудование для геологоразведки», п. 41 «Геологоразведочное, геофизическое оборудование, сейсмическое оборудование», п. 42 «Сервисные услуги в геологоразведке».

Разработка технологий скважинного контроля репрезентативности флюида позволит полностью перейти к прямым методам оценки репрезентативности флюида непосредственно в скважине, таким образом, существенно сократить трудозатраты за счет исключения необходимости проводить оценку качества в промысловых условиях.

Разработка и внедрение полноценного цифрового двойника процесса должна основываться на существенной структурной реорганизации работ и обеспечивать прозрачность сразу многих факторов качества работ:

1. Автоматизация операций и мониторинг качества их выполнения;

2. Мониторинг организаций, занимающихся отбором проб, на предмет состояния оборудования и компетенций персонала;

3. Автоматический подбор оборудования под конкретные задачи и геолого- технические условия;

4. Сбор, консолидация, анализ и безопасное хранение информации по проводимым работам, в том числе, данных скважинной телеметрии и данных, снимаемых с оборудования для отбора проб;

5. Отслеживание в режиме реального времени местоположения, состояния и статуса оборудования и проб, что сделает возможным качественное планирование деятельности предприятий по отбору и исследованию проб пластовых флюидов.

Поэтапная реализация дорожной карты и решение всех перечисленных технологических, цифровых, нормативно-методических, правовых, экономических и административных проблем позволит обеспечить объективные условия для выстраивания конструктивной системы непрерывных улучшений и достижения технологического предела эффективности направления – 100% качество проб.

6. Заключение

С наступлением эпохи «сложной» нефти, результаты любых, даже, казалось бы, незначительных работ, начинают вносить все больший вклад в экономическую рентабельность проектов. Это обуславливает то, что запрос на качество сервисных услуг по-настоящему назрел. Авторы, как специалисты, фокусирующиеся на отборе и лабораторных исследованиях проб пластовых флюидов, считают своим долгом сформулировать не всем очевидный запрос на необходимость переосмысления важности флюидного направления (посредством данной статьи и готовящемуся к публикации циклу статей под общим названием «Системный подход к управлению качеством исследований пластовых флюидов»).

Авторы придерживаются мнения, что принцип "качество во всем" является абсолютно актуальным. Данный принцип должен стать отправной точкой в формировании нового типа специалистов нефтегазового профиля, занимающихся как созданием новых технологий, так и их грамотным использованием. Цепочка создания ценности продукта, основанная на таком принципе, неизбежно приведет к повышению эффективности всего производства.

Благодарности

Авторы благодарят специалистов ООО «ОйлГИС» и ООО «Грант-Софт» за любезно предоставленные материалы.

Список использованных источников

1. Акрам Х., Ашуров В. Обзор гидродинамических исследований скважин в открытом и обсаженном стволе модульными испытателями пластов на кабеле MDT/CHDT// Нефтегазовое обозрение. 2005.

2. Аркабедзе К. и др. Асфальтены: проблемы и перспективы // Нефтегазовое обозрение. Лето. 2007. С. 28–53.

3. Золотухин А.Б., Лобанов А.А., Пустова Е.Ю. Исследования фазовых переходов асфальтенов в пластовых углеводородных флюидах // Нефтепромысловое дело. 2017. № 5. С. 39–45.

4. Лобанов А.А. и др. К вопросу обоснования использования технологии отбора глубинных проб с азотной компенсацией давления // На рассмотрении в журнале “Нефтяное хозяйство.” 2019.

5. Остроухов Н.С., Рассохин А.С., Карначев Д.В. Отечественные глубинные пробоотборники // Вести газовой науки. Актуальные вопросы исследований пластовых систем месторождений углеводородов. 2016. Т. 28. № 4. С. 181–185.

6. Павлов А.А. Способ контроля глубинной пробы // 2013. С. 13.

7. Сичковский И.Т. и др. Отбор глубинных проб пластовой нефти из непереливающих притоков // PROНефть. Профессионально о нефти. 2018. № 4. С. 22–28.

8. Федоровский С.А. и др. Влияние качества глубинных проб на результаты исследований фазового поведения парафинов и асфальтенов пластовой нефти // PROнефть. Профессионально о нефти. 2019. Т. 1. № 11. С. 22–29.

9. Справочник инженера-нефтяника. Том I. Введение в нефтяной инжиниринг. Москва: Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2014. 1136 С.

10. Ahmed T. Equations of state and PVT analysis. Houston: Gulf Publishing Company, 2007. 562 С.

11. Boer R.B. de  и др. Screening of Crude Oils for Asphalt Precipitation: Theory, Practice, and the Selection of Inhibitors // SPE Prod. Facil. 1995. Т. 10. № 1. С. 55–61.

12. Bon J., Sarma H., Rodrigues T. Reservoir-Fluid Sampling Revisited - A Practical Perspective // SPE Reserv. Eval. Eng. 2007. Т. 10. № 6. С. 589–596.

13. Dumont H. и др. Asphaltene and Saturation Pressure Detection with DFA While Pulling out of Hole on Wireline // SPWLA 57th Annual Logging Symposium, 25-29 June, Reykjavik, Iceland. Society of Petrophysicists and Well-Log Analysts, 2016.

14. Hammami A. и др. Asphaltene Precipitation from Live Oils: An Experimental Investigation of Onset Conditions and Reversibility // Energy & Fuels. 2000. Т. 14. № 1. С. 14– 18.

15. Jamaluddin A., Ross B., Hashem M. Single-phase Reservoir Sampling: Is it Nessesary or Luxury // 1999CSPG and Petroleum Society Joint Convention. Calgary, 1999.

16. Jamaluddin A.K.M. и др. Single-Phase Bottomhole Sampling Technology // J. Can. Pet. Technol. 2002. Т. 41. № 07.

17. Joshi N.B. и др. Asphaltene Precipitation from Live Crude Oil // Energy & Fuels. 2001. Т. 15. № 4. С. 979–986.

18. Mullins O.C. Asphaltenes, heavy oils, and petroleomics. Springer Science & Business Media, 2007. 677 С.

19. Pedersen K.S., Christensen P.L., Shaikh J.A. Phase behavior of petroleum reservoir fluids. CRC Press, 2015. 462 С.

20. Sampling petroleum reservoir fluids. API recommended practice 44. Second Edition. American Petroleum Institute, 2003. 64 С.

Возврат к списку