Пупченко Игорь Николаевич Первый заместитель генерального директора — главный инженер АО «Самаранефтегаз»

Останков Николай Александрович Первый заместитель генерального директора, главный инженер АО «Самаранефтегаз»

«Становится новое старым, потом промчатся года — и старое сменится новью: так было, так будет всегда»

Рудаки

В структуру ОАО «Самаранефтегаз» входят восемь цехов добычи нефти и газа (ЦДНГ) с действующим фондом в 3150 добывающих скважин, из которых с периодичностью не реже одного раза в семь дней отбираются поверхностные (устьевые) пробы продукции с целью определения содержания воды. Также отбор проб может проводиться по отдельным заявкам геологической службы ЦДНГ.

В процессе определения значения обводненности продукции скважин задействовано большое количество персонала ЦДНГ. При этом на корректность получаемых данных влияет фактор человеческой ошибки как при отборе проб непосредственно на скважине, так и при анализе проб в ХАЛ и утверждении конечного результата геологической службой ЦДНГ в БД «ОИС» (рис. 1).

Также следует отметить и другие факторы, влияющие на корректность данных по обводненности добываемой продукции. Во-первых, технические: качество монтажа вентиля, исправность вентиля, место отбора в потоке жидкости. Во-вторых, технологические: скорость отбора пробы, наличие попутного газа при отборе, при нестабильной работе скважины (в том числе при периодическом режиме эксплуатации), время отбора, вязкость продукции. И, в-третьих, организационные: количество и частота отборов проб, оперативность отбора проб и выполнения анализа.

ОТБОР И АНАЛИЗ ПРОБ

При отборе проб непосредственно на скважине необходимо соблюдение ряда условий. Так, для отбора устьевых проб должна применяться чистая тара объемом 0,5 литра. Объем пробы должен быть в пределах 2/3 – 1/2 объема тары, а перед отбором пробы необходимо стравить жидкость и газ из застойной зоны пробоотборного крана, объемом не менее двух его объемов. При работе скважины с большим содержанием газа (в основном малодебитные скважины) необходимо прикрыть линейную задвижку, увеличить объем стравливаемой жидкости до половины объема.

В застойных зонах обвязки устьев скважин (буфер, АГЗУ) отбор регламентных проб проводить нельзя. Также нельзя отбирать регламентные пробы жидкости со скважин в тару другого объема и пластикового исполнения.

Отобранные пробы поступают в ХАЛ, где производится определение содержания воды в нефти в соответствии с требованиями ГОСТ 2477 «Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды»:

• до 2% – в соответствии с МИ 2364 «ГСИ. Нефть. Влагосодержание в массовых долях. Методика выполнения измерений влагомерами СВЧ типа УДВН, а при отсутствии оборудования – методом ДинаСтарка;
• от 2 и до 80% – влагомерами типа ВСН–Л, а при отсутствии оборудования – методом центрифугирования;
• более 80% – методом горячего отстоя, при этом межфазный слой принимается за воду.

Все вышеперечисленные факторы влияют на качество конечной информации по обводненности продукции каждой скважины и объекта разработки в целом. Результатом становятся либо некорректные значения обводненности по данным ХАЛ, либо (значительно чаще) некорректно утвержденное значение обводненности в БД «ОИС».

Повлиять на качество работ на каждом этапе практически невозможно, но можно снизить их общее негативное влияние на конечное значение обводненности в БД ОИС.

На рис. 3 приведен пример (скважина «А» Козловского месторождения) влияния различных факторов на результаты анализов в ХАЛ и на конечные данные в БД «ОИС» (рис. 2).

Как видно, обводненность по данным ХАЛ в течение всего рассматриваемого периода нестабильна и периодически видны резкие скачки значений обводненности в ту или иную сторону. Такие значения обводненности, назовем их некорректными, при утверждении значения в  БД «ОИС» по скважине в расчет не берутся, но накладывают свой отпечаток на динамику средневзвешенных значений обводненности по данным ХАЛ по объекту разработки в целом.

ВНЕДРЕНИЕ МОДУЛЯ МОНИТОРИНГА ОБВОДНЕННОСТИ

Для устранения дисбаланса значений обводненности по данным ХАЛ и ОИС, а также в целях повышения качества конечной информации по обводненности в БД «ОИС» в ОАО «Самаранефтегаз» было решено использовать в работе.

Данный модуль позволяет автоматизировать процесс оценки предоставляемых ХАЛ результатов анализов обводненности добываемой продукции, ускоряет процесс мониторинга обводненности продукции скважин и в целом повышает качество конечной информации в БД «ОИС».

Из скважин с тенденцией к росту или снижению обводненности (тенденция выявляется по результатам анализа не менее двух последовательных проб, вышедших за пределы доверительной вероятности) отбираются контрольные пробы, а значение обводненности в ПК «ОИС» заносится по результатам отбора не менее трех контрольных проб подряд, подтверждающих рост или снижение обводненности, с промежутком не менее восьми часов.

По умолчанию доверительная вероятность составляет 75%, предельное число «вылетов» проб – три, расчет тренда проводится за 31 скользящие сутки. Если проба не попала в доверительный интервал, то значения выделяются цветом (рис. 4).

ЭФФЕКТ ОТ ВНЕДРЕНИЯ

Применение модуля «Мониторинг обводненности добываемой продукции» в ОАО «Самаранефтегаз» позволило без финансовых затрат сократить время на обработку информации по обводненности добываемой продукции, оперативно выявлять скважины с аномальными значениями обводненности, принимать решения по отбору контрольных проб на подтверждение обводненности продукции добывающих скважин.

Корректное утвержденное значение обводненности в БД ОИС позволило сократить расхождение между замерными данными об объемах добычи нефти и данными оперативных узлов учета (рис. 5), а также адекватно оценивать эффективность проводимых на фонде скважин ОАО «Самаранефтегаз» ГТМ.

В будущем будет предусмотрена возможность выдачи расчетного значения обводненности по скважинам в строке «обводненность» электронной шахматки ПК «МРМ» и дальнейшее сохранение значения в БД «ОИС», что позволит также сократить время на обработку информации и минимизировать ошибки специалистов геологических служб ЦДНГ при ручном занесении в строку «обводненность».

С целью качественного повышения эффективности разработки месторождений за счет использования результатов мониторинга обводненности добываемой продукции, а также для развитие дальнейшего потенциала оптимизации работы данного модуля необходимо автоматизировать процесс отбора проб и проведение физико-химического анализа показателей пластового флюида за счет применения поточных влагомеров, имеющих всю техническую и разрешительную документацию в соответствии с Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности».