Разработка и внедрение дистанционной системы интеллектуального глубинного гидродинамико-геофизического мониторинга эксплуатационного фонда скважин

PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2019 - № 4(14). – С. 38-47

УДК 622.276.1/.4

А.И. Ипатов, д.т.н., М.И. Кременецкий, д.т.н., А.А. Пустовских, к.ф.-м.н., И.С. Каешков, к.т.н.
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)
Д.Ю. Колупаев
ООО «Газпромнефть-Хантос»

Электронные адреса: Ipatov.AI@gazpromneft-ntc.ru

Ключевые слова: промыслово-геофизические исследования (ПГИ), гидродинамические исследования сква- жин ГДИС, горизонтальные скважины, горизонтальные скважины с многостадийным ГРП (ГС с МГРП), нетради- ционные запасы углеводородов, перманентные датчики и мониторинговые системы, нагнетательные скважины, каротаж в процессе разработки

В работе обобщены результаты многолетней разработки и реализации в «Газпром нефти» дистанционной системы интеллектуального глубинного гидродинамико-геофизического мониторинга эксплуатационного фонда скважин. Рассмотрена динамика внедрения на активах компании элементов точечных и распределенных модулей стационарного геомониторинга, приведены расчеты экономической эффективности внедрения точечных мониторинговых систем. Новизна и системность разработки подтверждены анализом полученных авторами патентов и прочими результатами интеллектуальной деятельности.

Intellectual well-test and plt remote monitoring downhole system development and implementation for producIng oil wells

PRONEFT''. Professional'no o nefti, 2019, no. 4(14), pp. 38-47

A.I. Ipatov, M.I. Kremenetskiy, A.A. Pustovskih, I.S. Kaeshkov
Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg 
D.U. Kolupaev 
Gazpromneft-Khantos LLC, RF, Khanty-Mansiysk

E-mail: Ipatov.AI@gazpromneft-ntc.ru

Keywords: PLT, well-test, horizontal wells, multifractured horizontal wells, unconventional hydrocarbon reserves, permanent gauges and monitoring systems, injection wells, LWP

The results of long-term Gazprom-Neft well-test and PLT remote monitoring downhole system development and implementation are gathered in the paper. Implementation dynamics of single-gauges and distributed gauges elements (stationary monitoring system) on the Gazprom-Neft oilfields is discussed; cost-effectiveness calculations of such usage are set. Novelty and complexity is proved by the analysis of author’s patents and further intellectual activity results.

DOI: 10.24887/2587-7399-2019-4-38-47

Введение

Работа выполнена в 2012–2018 гг. в рамках целевой научно-технической программы «Газпром нефти» двумя организациями: Научно-Техническим Центром «Газпром нефти» (теоретическая и методическая поддержка, обработка и анализ данных, разработка программно-алгоритмического обеспечения) и ООО «Газпромнефть-Хантос» (разработка и внедрение технологии, опытно-промышленное опробование скважин).

Проведение гидродинамико-геофизического мониторинга при разработке низкопроницаемых коллекторов в России и за рубежом

До настоящего времени в России не было оперативной, надежной, дешевой универсальной цифровой технологии эффективного контроля эксплуатации и мониторинга добывающих нефтяных скважин. Особые трудности в этом направлении возникли в последние годы, когда нефтяные компании перешли на массовое применение бурения горизонтальных скважин (ГС), проведение объемных многостадийных гидроразрывов пласта (МГРП), разработку низкопроницаемых коллекторов с трудноизвлекаемыми запасами (ТРИЗ), составляющих в настоящее время большую часть запасов углеводородного сырья.

Фактически не существует подобных универсальных технологий и за рубежом, так как стоимость разработанных там высокотехнологичных систем стационарного удаленного геомониторинга настолько высока, что они используются только в единичных скважинах на шельфовых месторождениях, разрабатываемых с морских платформ.

В России каждая добывающая нефтяная компания пытается решать задачу повышения эффективности гидродинамико-геофизического контроля разработки и мониторинга добычи с привлечением различных технических средств, как правило, опираясь на общеизвестные методики интерпретации и анализа, не предназначенные для глубинных дистанционных информационно-измерительных систем (ИИС) и не адаптированные под новые задачи. Кроме того, отсутствуют соответствующие федеральные руководящие документы.

Для дочерних структур «Газпром нефти», на объектах которых доля ТРИЗ постоянно растет, интеллектуальное заканчивание высокотехнологичных скважин, а также удаленная цифровая непрерывная диагностика забойных параметров могли бы быть дать положительный эффект. Чтобы реализовать данный потенциал, необходимо:
– найти способы снижения расходов на обустройство скважин глубинными стационарными информационно-измерительными системами (СИИС);
– определить подходы к извлечению из избыточных, на первый взгляд, цифровых данных дистанционного перманентного геомониторинга надежных количественных критериев, требуемых для настройки соответствующих гидродинамических моделей для систем скважина – пласт(ы). 

Указанные условия необходимы для получения экономического эффекта от цифровизации и оптимизации разработки путем оперативного управления работой скважин и пластов. Однако цель создания СИИС удаленно- го непрерывного гидродинамико-геофизического мониторинга при обустройстве эксплуатационных скважин не сводится только к достижению максимальной цифровизации и оперативности при проведении диагностики работы скважин и пластов. 

Реальной технической задачей становится уменьшение потерь добычи продукции, связанных с необходимостью длительных простоев добывающих скважин при проведении в них стандартных комплексов промыслово-геофизических (ПГИ) и гидродинамических (ГДИС) исследований, предписанных в РФ лицензионными соглашениями и федеральными регламентными документами с целью обеспечения должного контроля разработки. Рассмотрим один из типичных аспектов данной проблемы. Для достижения требуемого согласно положениям действующих отраслевых руководящих документов уровня информативности ГДИС (получение количественных оценок текущей фазовой проницаемости, скин-фактора призабойной зоны пласта, уточнение геометрии залежи, учет фактора влияния соседних скважин и др.) длительность вынужденной остановки добывающей скважины при проведении традиционного исследования с записью кривой восстановления давления (КВД) для пластов с абсолютной проницаемостью (0,1–2)⋅10-3 мкм2 (что соответствует категории ТРИЗ) составит десятки суток или даже месяцы (для фиксации режима радиального притока).

Геофизические и гидродинамические средства СИИС, до настоящего времени эпизодически применяемые в разных нефтяных компаниях, подтолкнули к созданию и развитию нового технологического направления в нефтегазопромысловом деле – стационарного удаленного гидродинамико-геофизического мониторинга добывающих скважин

Как правило, нефтяные компании на месторождениях ТРИЗ на это не идут, проводя заведомо некондиционные короткие записи КВД. В итоге либо фактически сокращается объем ГДИС в процессе эксплуатации, либо они выполняются некорректно, что отражается как на изученности объектов разработки и эффективности применяемых на их основе геолого-технических мероприятий (ГТМ) (включая бурение новых скважин), так и на решениях по оптимизации системы разработки. 

Аналогичная ситуация сложилась и в области ПГИ, особенно в высокотехнологичных скважинах. Кроме того, из-за произошедшего в последние годы в России массового перехода добывающих нефтяных компаний на бурение ГС, в том числе многоствольных, а также ГС с МГРП, удельные расходы на про- ведение традиционных ПГИ кратно выросли. Это связано с тем, что при их выполнении требуется обеспечивать высокотехнологичную доставку геофизических приборов под насос в протяженный (до 1–2 км) горизонтальный ствол и осуществлять при этом вызов притока на технологической депрессии с использованием электроцентробежного насоса (ЭЦН). Поскольку стоимость этих технологий достаточно высока, объективно актуализировалась задача проведения в режиме реального времени непрерывных измерений встроенными в компоновки глубинного и насосного оборудования геофизическими и гидродинамическими датчиками СИИС. Геофизические и гидродинамические средства СИИС, до настоящего времени эпизодически применяемые в разных нефтяных компаниях, подтолкнули к созданию и развитию нового технологического направления в нефтегазопромысловом деле – стационарного удаленного гидродинамико-геофизического мониторинга добывающих скважин. 

Наиболее актуальным это направление стало и для «Газпром нефти» в связи с переходом компании на разработку активов с низкопроницаемыми коллекторами с ТРИЗ, где традиционные комплексы ПГИ и ГДИС недостаточно эффек- тивны. Необходимость перехода от традиционных ПГИ и ГДИС на мониторинг в процессе раз- работки – LWP-мониторинг (т.е. дистанцион- ную гидродинамико-геофизическую мониторинговую систему на основе модулей СИИС) показана на рис. 1. Решение данной задачи на объектах «Газпром нефти» на первом этапе (до 2014 г.) было реализовано путем модернизации стационарных датчиков давления и температуры (датчиков телеметрических систем насосов), изначально устанавливаемых с целью контроля чисто эксплуатационных параметров. Меры, принятые в компании «Газпром нефть» для перехода от датчиков-индикаторов на сертифицированные высокочувствительные средства измерения давления и температуры, а также направленные на расширение памяти регистрирующих устройств, позволили обеспечить прямой способ дистанционной регистрации забойного давления и беспроводную передачу этих данных в обрабатывающие центры. 

Таким образом, на первом этапе развития точечных (единичных) датчиков СИИС удалось реализовать концепт так называемого пассивного эксперимента при разработке залежей, предусматривающего максимальное использование при удаленной диагностике и управлении забойными параметрами встроенных в глубинное скважинное оборудование цифровых измерительных и телеметрических систем. В результате на основных активах «Газпром нефти» удалось:
– отказаться от применения не всегда корректных средств эхолокации для оценки забойных давлений по динамическим уровням;
– получать данные о забойных параметрах в режиме реального времени с высокой точностью; чувствительность датчиков давления (все – сертифицированные средства измерения) в настоящее время составляет 0,0001–0,001 МПа;
– перейти на выполнение более 95 % объемов плановых ГДИС в добывающем фонде скважин с помощью стационарных точечных измерительных систем (без привлечения к ГДИС геофизических сервисов);
– разработать методологию и алгоритмы программного обеспечения, позволившие отказаться от практики применения затратных технологий на основе записей длительных КВД и перейти преимущественно на технологии записи долговременных кривых стабилизации давления (КСД), которые регистрируются после запуска скважины в работу (при этом процесс регистрации может длиться годами), сопровождающиеся вспомогательными кратковременными записями кривых восстановления уровня (КВУ) при технологических остановках.

24.PNG 

В результате на объектах компании «Газпром нефть» уже на начальном этапе внедрения точечных СИИС удалось многократно сократить потери добычи нефти от вынужденных длительных остановок добывающих скважин без потери информативности и качества самих записей ГДИС. Благодаря использованию технических средств удаленного управления частотой двигателя ЭЦН, а также на основе получаемой с помощью телеметрических наземных беспроводных систем непрерывной скважинной информации с замерами забойного давления и нестационарными циклами ГДИС стало возможным осуществлять оперативное управление режимами отбора продукции, с численным обоснованием оптимального режима работы всей лифтовой системы скважина – пласт(ы). Данный технологический принцип является основой широко рекламируемой и обсуждаемой в мире концепции Smart Well или «умной (цифровой) скважины». 

Масштабное внедрение проекта Smart Well на объектах «Газпром нефти» с охватом практически всего добывающего механизированного фонда скважин было осуществлено в 2014 г. Это позволило при значительном сокращении плановых потерь добычи нефти, связанных с проведением ГДИС и ПГИ, получать экономические эффекты в рамках составляющих комплексной технологии контролируемой и управляемой разработки нефтяных месторождений (как для вертикальных и наклонно направленных скважин, так и для ГС). Указанный эффект достигается за счет:

– адресного усиления системы ППД;
– выравнивания профилей приемистости с предотвращением прорывов воды по так называемым нестабильным трещинам автоГРП;
– оптимизации работы насосов;
– подбора скважин-кандидатов для повторного ГРП и других факторов.

Меры, принятые в компании «Газпром нефть» для перехода от датчиков-индикаторов на сертифицированные высокочувствительные средства измерения давления и температуры, а также направленные на расширение памяти регистрирующих устройств, позволили обеспечить прямой способ дистанционной регистрации забойного давления и беспроводную передачу этих данных в обрабатывающие центры

Точечные модули СИИС глубинного гидродинамико-геофизического мониторинга в своем развитии (2014–2018 гг.) позволили решать указанные задачи на объектах «Газпром нефти», что в совокупности с проведением ГТМ, обоснованных этими мониторинговыми данными, дало значительный экономический эффект, выраженный в дополнительной добыче нефти. Только для Южно-Приобского месторождения ежегодный эффект оценивается в 880 тыс. т дополнительно добытой нефти, не считая эффекта от снижения эксплуатационных затрат. 

В повышение информативности и рентабельности стационарных систем геомониторинга при их использовании в процессе разработки месторождений высокотехнологичными ГС свой вклад вносят и так называемые «распределенные» по всему стволу СИИС, выполненные на основе:
– оптоволоконных кабелей-сенсоров (прежде всего по технологии DTS для измерения тепловых полей на принципе рассеяния Рамана) [1];
– точечно-распределенных индикаторных систем, встраиваемых в приточные мандрели (порты и фильтры) компоновок заканчивания ГС.
В настоящее время СИИС данного типа проходят активную апробацию как в компании «Газпром нефть», так и в других крупных нефтяных компаниях в России и в мире. Однако помимо их индивидуальной адаптации очень важно выработать систематику применения элементов СИИС на месторождениях, включая методологию проведения целевых исследований, технологии сбора данных, интерпретации и анализа получаемых результатов, в том числе на основе специально разработанных цифровых симуляторов, учитывающих и корректно оценивающих наблюдаемые в работающих ГС физико-химические процессы. 

По мнению авторов, повышение эффективности разработки месторождений нефти и газа (особенно для активов ТРИЗ) возможно в первую очередь на базе системного (комплексного) применения уже прошедших успешную адаптацию измерительных диагностических средств СИИС, с учетом проведенной экспертной оценки их фактической информативности и достоверности. С этой целью специалисты «Газпром нефти» в период 2012–2018 гг. целенаправленно осуществляла выбор, опробование, адаптацию, оценку информативности и внедрение специализированного технологического оборудования и технических средств глубинных точечных и распределенных СИИС. 

Результатом данного многолетнего анализа и теоретического обоснования дистанционного стационарного мониторинга в рассматриваемой области стал, в частности, монографический труд коллектива специалистов Научно-Технического Центра «Газпром нефти» [2], где были обоснованы основные технологические подходы и требования к обустройству добывающих скважин системами точечных и распределенных дистанционных СИИС, а также предложены алгоритмы интерпретации и анализа данного типа цифровой информации.

Результаты практического внедрения комплексной системы гидродинамико-геофизического мониторинга в «Газпром нефть»

Работы по внедрению комплексной системы гидродинамико-геофизического мониторинга включали:
а) разработку концепции, теории и методики выполнения исследований на этапах создания геомониторинговой стационарной дистанционной системы и ее применения для оптимизации эксплуатации месторождений;
б) формулировку задач, решение которых позволит создать эффективную систему стационарного мониторинга добывающих нефтяных скважин;
в) разработку нормативно-методического, методико-алгоритмического и программного обеспечения для проведения, обработки, количественной интерпретации, документирования и анализа результатов цифрового непрерывного мониторинга (в том числе, алгоритмов обработки больших массивов данных);
г) разработку технологии применения стационарных комплексов СИИС, а также требований к охвату и созданию опорных сетей наблюдения;
д) модернизацию оборудования и измерительных средств СИИС; ж) опытно-промышленную апробацию оборудования, технологий и аппаратурных средств СИИС при работе в различных типах добывающих скважин (вертикальных, горизонтальных, с МГРП и др.);
з) разработку технологии оценки информативности получаемых записей, алгоритмов их интерпретации применительно к основным типам СИИС;
е) формирование пакета патентов на основе решений поставленных задач.
На первом этапе внедрения на объектах «Газпром нефти» была модернизирована и повсеместно реализована система точечных СИИС, устанавливаемых на серийном насосном оборудовании. Это позволило обеспечить прямой способ дистанционной непрерывной регистрации забойного давления и оперативную передачу полученных данных в обрабатывающие центры. Благодаря внедрению сертифицированных средств измерения давления и увеличению их чувствительности до 0,0001–0,001 МПа программа плановых ГДИС была полностью пересмотрена. В результате регламентные ГДИС в добывающих скважинах проводятся без привлечения геофизических сервисов и длительных остановок скважин на замеры КВД и КВУ. Более того, переход на технологии записи долговременных КСД позволил дополнительно обеспечить контроль в режиме реального времени:
– изменения пластового давления;
– динамики скин-фактора (показатель кольматации прискважинной зоны) при дополнительных фиксациях кратковременных КВУ;
– влияния соседних добывающих и нагнетательных скважин, что позволило предотвратить прорывы воды от нагнетательных скважин и соответственно добиваться выравнивания фронта вытеснения нефти водой.
На данном этапе за счет внедрения простейших точечных дистанционных СИИС удалось многократно сократить потери добычи нефти из-за вынужденных длительных остановок добывающих скважин (рис. 2).

25.PNG 

В данной инновации компания «Газпром нефть» была первой в России. В качестве полигона было выбрано Южно-Приобское месторождение. Внедрение технологии позволило: отказаться от некорректных определений забойного давления по динамическим уровням, проводить ГДИС практически со 100%-ным охватом добывающего фонда, оценивать взаимовлияние скважин (принцип гидропрослушивания), динамику скин-фактора и пластового давления. Специалисты компании обосновали и защитили в ЦКР Роснедра (протокол № 3820 от 14.09.2006 г.) технологию замены записи длительных КВД и КВУ на записи долговременных КСД с кратковременными КВУ (технологические перерывы в работе ЭЦН), позже оформленную как патент. На примере Южно-Приобского месторождения (годовая добыча в 2018 г. составила более 11 409 тыс. т нефти), где ежегодный эффект от внедрения точечных СИИС оценивается на уровне 880 тыс. т дополнительно добытой нефти, можно сделать вывод, что оптимизация добычи за счет уже внедренных средств СИИС дает совокупный эффект 7,7 % уровня добычи месторождения. Составляющие экономического эффекта следующие: – оптимизация работы насосов (потенциал насосов оценивался по динамике данных СИИС) – более 1,8 %; – подбор скважин-кандидатов для повторного ГРП с учетом интерференции соседних скважин (благодаря оценке взаимовлияния скважин по датчикам СИИС) – более 1,3 %; – выравнивание профиля приемистости с перераспределением закачки воды (включая снижение объемов закачки для исключения прорывов воды по трещинам автоГРП) – более 1,8 % (без учета эффекта от снижения непроизводительной закачки); – адресное усиление системы ППД – 1,7 %; – снижение прямых потерь добычи нефти вследствие замены комплексов ГДИС (с за- писью КВД и КВУ) на СИИС с регистрацией КСД в режиме реального времени – не менее 1,1 %. На указанном этапе помимо точечных СИИС, обеспечивающих замеры ГДИС, применялись и многоточечные СИИС с автономными и дистанционными комплексами датчиков ПГИ (расходомер, влагомер, термометр, манометр), устанавливаемых на разных глубинах в вертикальных и наклонно направленных скважинах (обычно – в кровле совместно разрабатываемых нефтяных пластов). Дистанционный способ передачи с таких комплексных СИИС (например, при использовании модификации системы «Спрут», разработанной НПФ «Геофизика») обеспечивался двумя способами:
1) для добывающих скважин – через силовой кабель, сочлененный в погружном блоке телеметрии насоса с дополнительным кабелем-гирляндой, при подвешивании последнего под ЭЦН в интервале перфорированных пластов;
2) для нагнетательных скважин с оборудованием одновременно-раздельной закачки - через дополнительный кабель.

Наиболее актуальными объектами для исследования с помощью распределенных оптоволоконных систем признаны залежи нефти с триз, разрабатываемые преимущественно ГС с МГРП

Совместно с созданной на Южно-Приобском месторождении опорной сетью скважин, оснащенных байпасным оборудованием Y-Tool, данный тип точечно-распределенных СИИС позволил вести выборочный мониторинг работы добывающих скважин, эксплуатируемых по технологии ОРЭ. Результатом данного типа стационарного геомониторинга явилось получение достоверной количественной информации: – о профиле и составе многокомпонентного притока (в условиях насосной эксплуатации объектов); – об изменениях текущих индивидуальных энергетических и фильтрационных параметров разрабатываемых нефтяных пластов; – о нарушениях равномерности выработки многопластовой залежи; – о возникновении внутриколонных перетоков после остановки скважины. На следующем (начиная с 2014 г.) этапе внедрения геомониторинговых глубинных СИИС (включая распределенные оптоволо- конные системы термомониторинга DTS и индикаторные (трассерные) системы мониторинга профиля и состава притока) объектами апробации стали ГС с МГРП. Подробно результаты данных работ описаны в работе [3], где представлены заключения экспертов компании «Газпром нефть» относительно информативности и эффективности новых методов дистанционного распределенного мониторинга, а также апробированных на объектах «Газпром нефти» способов доставки оборудования с распределенными СИИС в горизонтальный ствол. Способ доставки оптоволоконных кабель-измерительных систем на НКТ уменьшенного диаметра имеет преимущества при длительных сроках мониторинга, в то время как технология доставки СИИС на гибких НКТ применяется при непродолжительных сроках. Объем апробации распределенных мониторинговых систем на месторождениях «Газпром нефти» и совместных активах на конец 2018 г. составил: – оптоволоконные термические системы DTS – 15 скважин; – оптоволоконные акустические системы DAS – 3 скважины; – оптоволоконные системы контроля забойного давления – 2 скважины; – точечно-распределенные индикаторные системы – 8 скважин.

C точки зрения энергетической безопасности страны актуален переход на контролируемую и управляемую добычу углеводородного сырья, гарантированно обеспечивающую проектные уровни добычи нефти, особенно в условиях разработки месторождений с триз горизон- тальными скважинами, ГС с МГРП, ГС с применением интеллектуальных компоновок заканчивания, включая СИИС

Мероприятия по оптимизации технологий промыслово-геофизического и гидродинамического стационарного мониторинга ГС, многоствольных ГС и ГС с МГРП в первую очередь нацелены на решение следующих задач. 

– Анализ эффективности пробуренных ГС с МГРП: подтверждение работы отдельных интервалов/портов (оценка их вклада в суммарный дебит, состав притока) с фиксацией по стволу ГС местоположения и параметров трещин гидроразрыва, а также возможных нарушений в компоновке заканчивания (например, негерметичности пакеров). 

– Принятие решений о необходимости проведения работ для восстановления продуктивности скважин на основании данных о текущем профиле притока: очистки ствола от шлама, повторные селективные МГРП, изоляции интервалов с прорывом воды (газа). 

– Оценка степени выработки пласта, вы- явление недренируемых интервалов, определение межскважинных зон с невыработанными запасами (целиками) нефти на основе исследований динамики профилей притока и приемистости ГС во времени. 

Наиболее актуальными объектами для исследования с помощью распределенных оптоволоконных систем признаны залежи нефти с ТРИЗ, разрабатываемые преимущественно ГС с МГРП. У данного вида глубинных стационарных измерительных систем при ведении долговременного мониторинга в ГС есть ряд существенных преимуществ по сравнению с традиционными «разовыми» комплексами ПГИ:
– возможность установки ниже подвески насосного оборудования непосредственно в ствол ГС на длительный срок (например, на весь межремонтный период или дольше);
– проведение измерений в режиме реального времени для всего профиля ствола с обеспечением перманентной работы СИИС (некоторое снижение чувствительности по температуре компенсируется получением больших массивах данных в первые минуты после пуска скважины);
– значительный экономический эффект, поскольку число замеров и их периодичность не ограничены, а удельная стоимость за продолжительный период мониторинга минимальна (особенно при значительном охвате, т.е. большом числе одновременно исследуемых скважин);
– возможность подъема насосного оборудования (при текущем ремонте скважин) без изъятия из горизонтального ствола из- мерительных датчиков (при использовании в системе телеметрии СИИС индукционных разъединителей, а также при применении ЭЦН малого габарита, спускаемого в НКТ на кабеле);
– возможность совместить СИИС с системой управления элементами подземного оборудования (концепция активной ICD в Smart Well). Стоимость оборудования механизированной ГС со стационарной распределенной измерительной системой DTS в целом сопоставима со стоимостью выполнения разового высоко- технологичного комплекса ПГИ (PLT). Однако данное оборудование позволяет выполнять непрерывный дистанционный мониторинг работы скважины в течение длительного периода (месяцы или годы). 

В результате анализа и систематизации результатов, полученных с помощью распределенных СИИС к 2019 г., а также на основе цифрового моделирования на термогидродинамических симуляторах, были сделаны теоретические обоснования по основным исследуемым забойным параметрам (давление, температура, фазовый расход). Это позволило для распределенных и точечно-распределенных СИИС разработать необходимую методическую [2] и нормативную (М-01.05.01.05-01. Методические указания по проведению скважинных исследований (ПГИ). – 2018 г.; М-01.05.02.01-01. Методические указания по проведению скважинных исследований (ТИ и ГДИС). – 2017 г.) базу с целью их последующего широкого внедрения на месторождениях компании «Газпром нефть». Кроме того, были сформулированы рекомендации и временные ограничения для прошедших апробацию высокотехнологичных СИИС [3]. Таким образом, задача создания на месторождениях «Газпром нефти» современной цифровой СИИС глубинного геомониторинга при разработке нефтяных залежей, не- смотря на реализацию отдельных этапов с видимым экономическим эффектом, по-прежнему остается в одной из первоочередных задач программы технологического развития. За 2012–2018 гг. были достигнуты следующие результаты: – изучены и отобраны на мировом рынке наиболее практичные и экономичные глубинные СИИС; – проведена поэтапная апробация СИИС на объектах компании с учетом разных геолого-эксплуатационных условий разрабатываемых активов; – разработано методико-алгоритмическое обоснование; – обоснованы требования к созданию на месторождениях компании опорных сетей стационарного геомониторинга. Следует отметить, что на момент начала работы специалистов «Газпром нефти» над данным комплексным проектом в России не было готовых технологических решений, а стоимость зарубежных разработок была значительно выше стоимости решений, в настоящее время рекомендованных к применению на объектах «Газпром нефти». Значительная часть измерительно- го инструментария и оборудования была кардинально изменена компаниями-подрядчиками по скорректированным техническим заданиям, в том числе и в плане снижения их стоимости.

Технико-экономические показатели системы дистанционного гидродинамико-геофизического мониторинга

Внедрение элементов системы дистанционного геомониторинга позволило получить ряд прямых и косвенных экономических выгод. Расчет технико-экономических показателей выполнен по показателям 2018 г. двумя способами. 1. Для одного текущего актива ООО «Газпромнефть-Хантос» Южно-Приобского месторождения, где для расчетов взят экономический эффект, выраженный в ежегодной дополнительной добыче нефти по составляющим:
а) снижение прямых потерь добычи нефти, вызванных остановками скважин для проведения плановых ГДИС (периодичность и охват определены регламентным докумен- том М-01.05.02.01-01), за счет замены стандартных технологий записи КВД-КВУ, предусматривающих длительный простой скважин, на исследования способом КСД, проводимые в режиме реального времени точечными модулями СИИС – 1,16 % общей добычи актива;
б) подбор скважин-кандидатов для повторного ГРП с учетом определенных по данным ГДИС текущего пластового давления и скин-фактора.
В 2018 г. ежемесячно выполнялись повторные ГРП примерно в 22 скважинах, из которых неудачные (по статистике 16 %) скважины-кандидаты отсеивались и заменялись на основании результатов ГДИС, полученных с помощью модулей СИИС. В среднем прирост добычи после повторного ГРП на данном месторождении был равен 10 т/сут, следовательно, эффект от СИИС составил 1,35 % общей добычи актива. 2. Для остальных текущих активов «Газпром нефти» в расчетах учитывался только экономический эффект, выраженный в ежегодной дополнительной добыче нефти по первой составляющей а). Общий ежегодный чистый денежный поток от дополнительно добытой нефти за счет разработки и внедрения элементов дистанционной системы глубинного геомониторинга составил 2,17 млрд руб. Данный расчет может быть отнесен к наиболее консервативному варианту оценки экономического эффекта, так как не учитывает сокращение эксплуатационных расходов и косвенный эффект от реализации точечных СИИС.

Перспективы дальнейшего использования системы дистанционного мониторинга

В настоящее время для большинства российскихнефтяных компаний, разрабатывающих объекты с долей ТРИЗ 50 % и более, интеллектуальное заканчивание высокотехнологичных скважин, а также удаленная цифровая непрерывная диагностика забойных параметров дают существенный эффект благодаря снижению эксплуатационных затрат и уменьшению потерь добычи нефти. Дальнейшее повышение эффективности ПГИ и ГДИС в высокотехнологичных ГС, а также повышение эффективности самой разработки активов с ТРИЗ связано с переходом от разовых исследований к долговременным мониторинговым наблюдениям распределенными по всему стволу СИИС. В настоящее время наиболее перспективными из них являются оптоволоконные СИИС, адаптированные для удаленного измерения по всему профилю скважины температуры, а также точечно-распределенные оптоволоконные системы (на основе решеток Брэгга). Точечно-распределенные СИИС индикаторного типа на этапе их опробования в «Газпром нефти» не смогли подтвердить своей надежности и, видимо, требуют значительной доработки. 

Для возможности применения СИИС распределенных типов на большем числе объектов нефтедобычи в рамках корпоративной программы Технологической Стратегии ведется проработка методологической и технической составляющих мониторинговых исследований. Результатом этого этапа работ должна стать выработка рекомендаций для их тиражирования в условиях бурения скважин с горизонтальным окончанием.
Кроме того, в качестве развития распределенных технологий рассматриваются и принципиально новые виды СИИС, например, разработанная совместно со специалистами ИТМО распределенная термоанемометрия на основе оптоволоконных сенсоров (распределенные DTS в комбинации с точечными измерительными элементами на основе решеток Брэгга), а также много- точечных нагревателей.

Заключение

С точки зрения энергетической безопасности страны актуален переход на контролируемую и управляемую добычу углеводородного сырья, гарантированно обеспечивающую проектные уровни добычи нефти, особенно в условиях разработки месторождений с ТРИЗ горизонтальными скважинами, ГС с МГРП, ГС с применением интеллектуальных компоновок заканчивания, включая СИИС. При этом необходимо отметить, что в реализации данного проекта первостепенную роль имеют технологические и программно-методические новшества (результаты интеллектуальной деятельности (РИД), работа над которыми, в частности, постоянно ведется в дочерних структурах «Газпром нефти». На рис. 3 показано, как по замыслу авто- ров выглядит интеллектуальное наполнение системы дистанционного мониторинга. Причем, кроме уже имеющегося в Научно- Техническим Центром «Газпром нефти» пакета из семи патентов (см. таблицу, раздел I), пяти актуальных заявок на изобретения, поданных на рассмотрение в Рос- Патент в 2018 г. (см. таблицу, раздел II), а также шести совместных с ООО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика» патентов по данному направлению (см. таблицу, раздел III), в ближайшее время предусмотрено создание и оформление значительного числа дополнительных элементов РИД (см. таблицу, раздел IV).

26.PNG

Без имени-1.jpg

Список литературы

    1. Кременецкий М.И., Ипатов А.И. Стационарный гидродинамико-геофизический мониторинг разработки месторождений нефти и газа. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2018. – 796 с.
    2. Ипатов А.И., Кременецкий М.И., Каешков И.С. Опыт применения распределенной оптоволоконной термометрии при мониторинге эксплуатацион- ных скважин в компании «Газпром нефть» // PROнефть. – 2017. – № 3. – С. 55-64.
    3. Промыслово-геофизический контроль разработки пластов со сложным заканчиванием. Опыт компании «Газпром нефть» / А.В. Биллинчук, А.И. Ипатов, М.И. Кременецкий [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 12. – C. 34-37.

    Reference

    1. Kremenetskiy M.I., Ipatov A.I., Statsionarnyy gidrodinamiko-geofizicheskiy monitoring razrabotki mestorozhdeniy nefti i gaza (Stationary hydrodynamic-geophysical monitoring of the development of oil and gas fields), Moscow – Izhevsk: Publ.of Institute of Computer Science, 2018, 796 p.
    2. Ipatov A.I., Kremenetskiy M.I., Kleshkov I.S., Experience in the application of distributed fiber optic thermometry for monitoring wells in the company Gazprom Neft (In Russ.), PRONEFTʹ. Professionalʹno o nefti, 2017, no. 3, pp. 55–64.
    3. Billinchuk A.V., Ipatov A.I., Kremenetskiy M.I., Sitnikov A.N., et al., Evolution of production logging in low permeability reservoirs at horizontal wells, multiplefractured horizontal wells and multilateral wells. Gazprom Neft experience (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2018, no. 12, pp. 34-37.

Возврат к списку