Все нефтяные компании и в России, и в мире стремятся к расширению и повышению эффективности контроля разработки нефтегазовых месторождений. И эта задача для НИПИ представляет как экономический, так и научный интерес.

В предлагаемой Вашему вниманию статье представлены результаты работы специалистов ООО «БашНИПИнефть» и ПАО АНК «Башнефть» по внедрению и отработке метода постоянного мониторинга энергетического состояния продуктивного пласта, продуктивности скважин, фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пластов и скин-фактора скважин при помощи датчиков систем погружной телеметрии (термоманометрических систем, ТМС) и алгоритмов интерпретации гидродинамических исследований скважин (ГДИС). Обоснован минимально необходимый охват фонда высокочувствительными ТМС, созданы алгоритмы автоматизированной интерпретации кривых восстановления давления (КВД), индикаторных диаграмм (ИД), кривых стабилизации давления (КСД) и гидропроводности (ГДП).

В частности, на практике удалось подтвердить, что периодическая регистрация ИД позволяет с минимальными потерями добычи нефти контролировать динамику пластового давления, а также распределение градиента давления по залежи.

14.02.2017 Инженерная практика №10-11/2016

Федоров Вячеслав Николаевич Начальник отдела гидродинамических исследований скважин ООО «БашНИПИнефть»

Основные задачи контроля разработки месторождений общеизвестны, к ним относятся оценка энергетического состояния продуктивного пласта, продуктивности скважин, ФЕС пласта и «совершенства» скважины. К сожалению, в силу противоречий между задачами обеспечения непосредственного объема добычи и информативности процесса нефтеизвлечения лишь на 20-30% фонда ПАО АНК «Башнефть» охвачено контролем энергетического состояния продуктивных пластов. В связи с указанным построение системы мониторинга данного параметра в настоящий момент невозможно.

Значительно лучше дела обстоят с контролем продуктивности скважин, поскольку соответствующая информация необходима для решения текущих задач оптимизации и замены добычного оборудования скважин. И хотя оценка данного параметра также проводится выборочно, в пределах сроков бизнес-плана разработки охват фонда контролем продуктивности обычно достигает 100%.

Неудовлетворительно решается задача текущей оценки ФЕС пластов: если в разведочных скважинах проводятся достаточно тщательные исследования, то в процессе разработки однозначная картина, как правило, отсутствует.

И, наконец, поскольку такой показатель, как «совершенство скважины», или скин-фактор, неразрывно связан с предыдущим (ФЕС пласта), его мониторинг в процессе эксплуатации в стандартных условиях также недостаточно точен. При этом данный показатель необходим для планирования обработок призабойной зоны пласта (ОПЗ).

НЕПРЕРЫВНЫЙ МОНИТОРИНГ СИСТЕМАМИ ТМС

В свете всего сказанного выше встает вопрос о границах возможностей высокоточных ТМС как инструмента повышения информативности системы разработки месторождений. И, к сожалению, приходится констатировать ряд принципиальных ограничений в данном отношении.

Во-первых, это значительное расстояние между продуктивным пластом и точкой регистрации забойного давления. Так, для ряда месторождений с глубиной залегания продуктивного пласта на уровне 3,5–4 км глубина спуска ЭЦН и, соответственно, ТМС может быть на 1–1,5 км меньше. В таких случаях приходится использовать модели пересчета давления на приеме насоса для расчета пластового давления.

Второй вопрос, связанный с организацией систем постоянного мониторинга, – это хранение большого массива информации о забойном давлении. Это не такой тривиальный вопрос, как может показаться, и требует ряда методических и технических решений.

Здесь же встает задача выделения в большом массиве значений текущего давления на приеме скважинного насоса характерных режимов системы «пласт-скважина». Причем для анализа могут быть интересны данные как по неустановившемуся, так и по установившемуся режиму. И возникает безусловно не единственный методический вопрос: как долго следует хранить весь потенциально интересный для анализа объем данных.

Еще одна известная и актуальная проблема кроется в несоответствии дискретности измерений забойного давления и дебита скважины. Если давление может измеряться с дискретностью в сотни раз в секунду, то дебит измеряется в лучшем случае раз в два часа, а в стандартном – раз в сутки, что и предписывают текущие нормативы.

Поскольку доля месторождений, находящихся на четвертой стадии разработки, в Башкирии составляет более 90%, доля оборудованных УЭЦН скважин достаточно мала – 24% от добывающего фонда, или порядка 13% от общего эксплуатационного фонда ПАО АНК «Башнефть».

Оснащенность фонда добывающих скважин ТМС на начало 2016 года составляла 4,6%, и лишь в 14% случаев это были высокочувствительные ТМС с разрешением канала давления 0,01 атм. Еще 11% ТМС обладали чувствительностью 0,1 атм, тогда как разрешение 75% погружных систем оставалось на уровне 1 атм.

МИНИМАЛЬНЫЙ ОХВАТ

Какова же минимальная доля фонда скважин месторождений Башкортостана, которую необходимо охватить непрерывным мониторингом для решения обозначенных выше задач?

При контроле энергетических и фильтрационных параметров пласта по ограниченному числу скважин предлагается использовать среднее значение контролируемого параметра, в частности, произведения коэффициентов (ƞи)ср·ξ, при этом

где

V_ƞ² – квадрат коэффициента вариации – показатель неоднородности совокупности скважин по величине контролируемого параметра (коэффициента продуктивности), определяемого по соотношению среднего квадрата коэффициента продуктивности и квадрата среднего коэффициента продуктивности;

n₀ – общее число контролируемых скважин;

n_и – число исследованных скважин, по которым были определены коэффициенты продуктивности для нефти и рассчитан средний коэффициент продуктивности, используемый при контроле разработки нефтяных пластов.

Коэффициент надежности можно иначе назвать «коэффициентом доверия» к измеренному параметру, и для решения поставленной задачи важно было определить зависимость данного коэффициента от доли исследуемых в постоянном режиме скважин в общем фонде.

Расчеты показали, что при охвате исследованиями с помощью ТМС 5% фонда скважин коэффициент надежности составляет около 0,3, то есть степень доверия к нему крайне низкая. Начиная 20%-ного охвата скважин коэффициент начинает превышать 0,75, что делает применение постоянного мониторинга для контроля разработки оправданным (рис. 1).

Конечно, на новых месторождениях оснащенность фонда скважин ТМС достигает 100%, и коэффициент надежности равен единице. Иными словами, для месторождений, находящихся на первой-второй стадиях разработки, целесообразность постоянного мониторинга и, соответственно, эффективность затрат на оснащение фонда ТМС вопросов не вызывают.

СХЕМА СБОРА И ОБРАБОТКИ ДАННЫХ

Каждая крупная нефтедобывающая компания с большим фондом скважин вырабатывает свои алгоритмы сбора и обработки промысловых данных с учетом особенностей вертикальной интеграции и горизонтального взаимодействия своих подразделений и отделов. Тем не менее, структуры основных вертикально-интегрированных компаний (ВИНК) России в значительной мере схожи, и анализ используемых ВИНК алгоритмов также позволил выявить много общих черт. На рис. 2 показана предполагаемая модернизированная схема сбора и обработки данных, к которой мы пришли, и которая включает в себя сегмент организации постоянного мониторинга добычи нефти с помощью ТМС.

Поступающая от СУ УЭЦН промысла информация передается для просмотра на рабочее место диспетчера цеха добычи нефти и газа (ЦДНГ), а затем – на сервер системы телемеханики ЦДНГ последующего хранения, откуда средствами удаленного доступа по корпоративным каналам связи передается на автоматизированные рабочие места (АРМ) специалистов обслуживающей УЭЦН организации.

Параллельно необходимо формировать нормативную базу, которая должна четко регламентировать служебные обязанности каждого участника процесса непрерывного мониторинга добычи в каждом из предполагаемых случаев (рис. 3).

Неотъемлемой частью такой нормативной базы также должны стать требования к датчикам ТМС для проведения ГДИС в непрерывном режиме.

СОСТАВ ИССЛЕДОВАНИЙ

Так же как другие нефтяные компании, мы для себя определили, какие задачи позволяют решать те или иные плановые и «ситуационные» исследования. Так, в частности, пластовое давление (Рпл) и коэффициент продуктивности (Кпрод) определяются по индикаторным диаграммам (ИД) и кривым восстановления давления на устье скважины (КВДу). Гидропроводность, проницаемость, скин-фактор – так же по КВДу и кривым стабилизации давления (КСД). Исследования методом ИД предполагают отработку скважины на нескольких установившихся режимах (не менее трех). Регистрация КВДу для определения Рпл и Кпрод предполагает остановку скважины до достижения стабилизации забойного давления или режима радиального притока; КСД – запуск скважины после остановки и ее отработку до достижения режима радиального притока.

В табл. 1, помимо решаемых задач и методов обработки данных, указаны также необходимые исходные данные. Как мы видим, практически в каждом случае необходима история динамики дебита жидкости скважины. И, хотя в настоящее время методики онлайн-расчета дебита не выдерживают критики с точки зрения строгой метрологии (соответствия фактическим данным), для решения оперативных задач это направление представляет большой интерес.

АВТОМАТИЗАЦИЯ

Ведение постоянного мониторинга добычи сопряжено с получением, обработкой и хранением огромного массива данных. И, наверное, не будет преувеличением сказать, что все основные российские нефтедобывающие компании в настоящее время активно занимаются вопросом автоматизации постоянного мониторинга. Мы тоже работаем над этой задачей.

На рис. 4 представлен алгоритм автоматизации регистрации КВДу. Процесс автоматически запускается в момент обнуления питающего погружной электродвигатель (ПЭД) тока, далее начинается автоматизированный расчет и проверка достоверности различных интересующих нас параметров на основе данных от датчиков ТМС. В соответствии с заданной частотой определения того или иного показателя, например, забойного давления, система автоматически выполняет его расчет и проверку достоверности по заложенным формулам, пока не получит достоверный результат в пределах заданного периода времени.

К настоящему моменту нам удалось разработать алгоритмы автоматизированной обработки для всех обозначенных выше видов исследований, и мы продолжаем их отработку с точки зрения оценки надежности получаемого результата (рис. 5-7).

В целом на данный момент анализ множества данных, записанных с помощью датчика давления ТМС на месторождениях ПАО АНК «Башнефть», показал возможность их автоматизированной обработки и интерпретации следующими методами ГДИС: КВДу с учетом и без учета послепритока, КСД, ИД (отработка на установившихся режимах) и гидропрослушивание (ГДП) (рис. 8).

Правда, следует отметить, что обработка методом ГДП возможна, в основном, при разработке высокопроницаемых коллекторов, тогда как гидропрослушивание низкопроницаемых коллекторов с помощью ТМС не представляется возможным.

ПРИМЕР ОТРАБОТКИ ПОСТОЯННОГО МОНИТОРИНГА

На рис. 9 схематически показано одно из многих месторождений ПАО АНК «Башнефть» с небольшим фондом скважин, каждая из которых оборудована ТМС.

История интерпретации данных скв. №5 показывает постепенный, длительный выход скважины на стабильный режим работы (рис. 10). Это указывает на то, что коллектор геологически и метрологически замкнут, и при интерпретации данных следует это учитывать. В таких случаях мы ведем постоянный мониторинг динамики так называемых низко и сверхнизкочастотных параметров поведения системы «пласт-скважина», выделяя временные интервалы ее стабильной работы, по которым выполняем интерпретацию «высокочастотных» составляющих (в моменты внеплановых остановок скважин) методами ГДИС. Результаты нельзя назвать метрологически достоверными – они в большей степени относительны и важны, прежде всего, для оценки динамики параметров, а не их абсолютных значений.

На рис. 11 – 14 показана отработка алгоритмов постоянного мониторинга параметров другой скважины. В данном случае мы отчетливо видим другой тип коллектора, тогда как интерпретация осложняется недостаточной чувствительностью датчиков ТМС и отсутствием некоторых исходных данных. Тем не менее, мы сопоставляем результаты применения алгоритмов за близкие периоды времени по параметрам различной частотности и, если получаем близкие значения, то это свидетельствует в пользу достоверности расчетной информации.

И, наконец, на рис. 15-16 показан анализ данных работы скв. №7: в данном случае мы рассчитывали пластовое давление и коэффициент продуктивности.

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

Опыт постоянного мониторинга добычи с помощью датчиков ТМС и автоматизированной интерпретации данных методами ГДИС позволил нам сделать ряд выводов. Для обеспечения надежности контроля разработки месторождения методом постоянного мониторинга с охватом 75% фонда не менее 20% скважин должны быть оснащены ТМС.

Разработанные алгоритмы автоматизации обработки ГДИС с использованием непрерывных замеров забойного давления датчиками ТМС позволяют выделять КВДу, ИД, КСД. При этом для регистрации и обработки КВДу чувствительность по каналу давления должна быть не ниже 0,01 атм, тогда как для регистрации и обработки КСД чувствительность регистрации по каналу давления может быть более 0,01 атм.

При регистрации КСД необходимо обеспечивать регистрацию дебита чаще одного раза в сутки, а периодическая регистрация ИД позволяет с минимальными потерями добычи нефти контролировать динамику пластового давления, а также распределение градиента давления по залежи.

Периодическая регистрация КВД (КСД) обеспечивает мониторинг гидропроводности пласта (проницаемости в совокупности с мониторингом обводненности) и «совершенства» скважины (скин-фактора).