Инженерная практика
Российский нефтегазовый журнал о технологиях и оборудовании
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru
Telegram

Мониторинг параметров пласта посредством высокочувствительной телеметрии

Предлагаемый Вашему вниманию материал рассказывает о работе специалистов компании ТНК-ВР по усовершенствованию практики подбора скважин-кандидатов для проведения ГТМ. Наши предложения и выводы в данном отношении основаны, прежде всего, на опыте применения высокочувствительной телеметрии для мониторинга параметров работы пласта.

В статье рассмотрены проблемы, с которыми наиболее часто сталкиваются нефтяные компании при подборе скважин-кандидатов для проведения ГТМ, их последствия и способы их нивелирования. Кроме того, приведены предварительные результаты пилотного проекта по внедрению высокочувствительных ТМС, а также представлена модель усовершенствованного бизнес-процесса по формированию программы ГТМ.

29.11.2012 Инженерная практика №11/2012
Климентьев Александр Геннадьевич Менеджер, ПАО «НК «Роснефть»

Зачастую нефтяные компании при стандартном подходе к подбору скважин-кандидатов для ГТМ сталкиваются с проблемами неопределенности в отношении энергетического состояния пласта, недостаточного количества временных ресурсов на оперативное принятие обоснованных и эффективных решений, а также отсутствием подходящего инструментария для экспресс-оценки потенциала скважины. Обозначенные проблемы приводят к снижению эффективности самих мероприятий по причине невозможности отбора оптимальных скважин, из-за принятия вынужденно рискованных решений по выполнению того или иного ГТМ. Помимо этого, происходит неоптимальное расходование временных ресурсов специалистов на поиск лучших кандидатов.

Для выхода из сложившейся ситуации нами предлагается решить три ключевых задачи. Во-первых, выбор оптимального метода исследования скважин как основного источника актуальных данных о пласте для принятия взвешенных и своевременных решений. Во вторых, разработка и внедрение системного подхода к процессу выбора кандидатов. И, в-третьих, обеспечение прозрачного бизнес-процесса: от сбора, обработки и хранения информации до ее анализа и мониторинга данных.

ВЫБОР МЕТОДА ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН

Энергетическое состояние пласта — это в равной степени важный параметр как для расчета и оценки потенциала в области выбора скважин-кандидатов ГТМ, так и для принятия решений по разработке пластов (уплотняющее бурение, оптимизация заводнения, и т.д). Для построения актуальных полей давления необходимо равномерно охватывать полноценными гидродинамическими исследованиями достаточно большую часть залежи, что, соответственно, влечет за собой потери в добыче и высокие затраты на проведение исследований.

Вместе с тем, оценка практики проведения гидродинамических исследований по компании (КВУ, КВД с манометром) в качестве основного достоверного источника получения актуальной информации о пласте, и изучение возможности применения датчика ТМС для осуществления ГДИС по методу КВД показали следующее.

  • КВУ. Несмотря на то, что затраты на проведение данного вида исследований остаются низкими, качество результатов интерпретации имеет высокую степень погрешности и, соответственно, ставит под сомнение целесообразность использования данного метода как способа получения актуальной информации о пласте и принятия на его основе решения о выполнении ГТМ.
  • КВД с манометром. Данный метод имеет очень высокое качество результатов ГДИ. Однако затраты на его проведение могут быть ограничивающим фактором для широкого применения такого рода ГДИС. Основные факторы, лимитирующие применение этого метода, сопряжены с большими расходами на привлечение бригады ТРС и исследовательской партии, а также с потерями в добыче нефти при спуске и подъеме подземного оборудования.
  • КВД с высокочувствительными датчиками ТМС. При комплексном сравнении затрат, потерь нефти и качества полученных результатов, высокочувствительные ТМС являются оптимальным способом получения достоверной информации о ФЕС, состоянии призабойной зоны пласта, пластовом давлении и т.д. Кроме того, фиксирование незапланированных КВД при остановке подземного оборудования является дополнительным преимуществом данного метода перед другими.

Таким образом, все вышеуказанное стало стимулом для проведения пилотного проекта по применению высокочувствительной телеметрии на участке одного из месторождений ТНК-ВР.

ОРГАНИЗАЦИЯ ПРОЗРАЧНОГО БИЗНЕСПРОЦЕССА С ФУНКЦИЯМИ КАЖДОГО ИЗ ЭЛЕМЕНТОВ.

Рис. 1. Принципиальная блок-схема организации бизнес-процесса
Рис. 1. Принципиальная блок-схема организации бизнес-процесса

Блок-схема бизнес-процесса (рис.1), спроектированная с учетом совершенствования и автоматизации некоторых процессов, направленных на повышение качества информации о пласте, включает в себя следующие этапы. На выбранной согласно критериям отбора опорной сетке скважин вместе с внутрискважинным оборудованием устанавливаются высокочувствительные датчики ТМС. Информация с них транслируется через станцию управления УЭЦН и кустовые контроллеры в систему верхнего уровня АСУ ТП (рис. 2).

Рис. 2. Типовые окна ПО KAPPA Diamant Master
Рис. 2. Типовые окна ПО KAPPA Diamant Master

Непрерывное отображение условного забойного давления и дебита жидкости осуществляется при помощи интегрированной в процесс программы KAPPA Diamant Master. Наличие интеллектуального алгоритма фильтрации множественного количества точек, возможность их переноса в модуль анализа и интерпретации данных по давлению Saphir, а также создание сигналов тревоги по своевременному выявлению незапланированных КВД и многое другое делают Diamant Master одним из ключевых узлов в системе сбора и обработки данных.

Рис. 3. Корпоративная БД ГДИС
Рис. 3. Корпоративная БД ГДИС

Результаты интерпретации данных, а также история работы скважины консолидируются в созданную корпоративную Базу Данных гидродинамических исследований скважин (рис.3), которая также является частью общего бизнес-процесса информационного поля предприятия. Эта БД ГДИС представляет собой один из сегментов Корпоративного Банка Данных, содержащий актуальную информацию для построения карт изобар, kh и т.д., а также любых других инженерных решений, снижающих вероятность совершения некорректных шагов в области разработки пластов и выбора скважин-кандидатов для геолого-технических мероприятий.

Одним из аналитических и визуализационных инструментов является также интегрированная в процесс обработки и анализа данных программа ALPS, в которой внедрен математический алгоритм расчета поведения скин-фактора в динамике и визуализировано состояние прискважинной зоны в виде матрицы «алармов». Цвет в Матрице «алармов» определяется значением скин-фактора. На основании этих данных строится топ-лист потенциальных скважин-кандидатов (рис.4).

Рис. 4. Возможности визуализатора ALPS
Рис. 4. Возможности визуализатора ALPS

ОРГАНИЗАЦИЯ СИСТЕМНОГО ПОДХОДА К ВЫБОРУ СКВАЖИН-КАНДИДАТОВ

Весь вышеописанный бизнес-процесс с функциями каждого из элементов является частью системного подхода к выбору скважин. Окончательный вариант системного подхода был внедрен при использовании простейшего математического алгоритма экспрессоценки потенциала скважины, как было указано выше.

Этот инструмент на основе ретроспективного анализа позволяет качественно выявить скважины с продуктивностью ниже уровня потенциальной добычи. Расчет значения скин-фактора происходит на основе значения фактического скина, полученного по результатам ГДИ и закона Дарси с учетом текущих замеренных параметров (Рзаб, Qж).

В результате применения системного подхода мы создаем «портфель» приоритетных скважин для месячного выполнения ГТМ, тем самым оптимизируя время поиска кандидатов, и увеличиваем эффективность выполнения ГТМ.

ТЕКУЩИЕ РЕЗУЛЬТАТЫ

Усовершенствование технических требований, применяемых к датчикам высокочувствительной телеметрии (разрешающая способность 0,01 атм, дрейф — не более 1% в год, точность — не менее 0,5% от полной шкалы и дискретность — 1 точка записи в 15 с) было одним из первых шагов реализации проекта. После спуска первой партии датчиков (использовались погружные блоки БП 103-М3 от «ИРЗ ТЭК») было принято решение осуществить доработку протокола контроллера всего парка СУ УЭЦН для возможности отображения на СУ требуемых параметров (разрешение 0,01 атм. и т.д.).

Также было осуществлено усовершенствование программного кода системы АСУ ТП для минимизации влияния (решение проблемы «полок» одинаковых значений давления) системы верхнего уровня на качество поступающей информации от датчика ТМС. Параллельно с этим были доработаны и технические требования к СУ УЭЦН (обеспечение доступа системы АСУ ТП к архиву памяти контроллера СУ УЭЦН, реализация механизма синхронизации параметров от ВЧ датчика ТМС, увеличение размера архива в памяти контроллера СУ УЭЦН и т.д.).

При помощи программы Diamant Master было получено более 60 КВД с ВЧ ТМС, включая «случайные». Реализован удаленный доступ к программе для ДО ТНК-ВР.

В программном комплексе ALPS, который также интегрирован в процесс, были реализованы не только ранее упомянутые аналитические решения (скин-фактор в динамике, матрица «алармов»), но и построены актуальные IPR-кривые. Источником данных для построения индикаторных диаграмм послужила БД ГДИ. Возможности ПО ALPS позволили с помощью актуальной IPR-кривой на основе рабочих параметров УЭЦН, взятых из программы «Автотехнолог», в автоматическом режиме подобрать оптимальную точку «скважинная кривая рабочая зона ЭЦН» и скорректировать выбор энергоэффективного дизайна УЭЦН.

Достоверность построенных карт изобар стандартным комплексом картопостроения была повышена за счет использования данных, полученных с ВЧ ТМС, результаты которых хранятся в БД ГДИС.

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

На основании опыта проведенного пилотного проекта можно сделать следующие выводы и рекомендации. Во-первых, стратегия оснащения скважин погружными датчиками телеметрии в компании должна быть пересмотрена в сторону спуска только высокочувствительной телеметрии (стоимость ВЧ ТМС схожа со стоимостью обычного датчика). Установка термоманометрической системы высокого разрешения должна осуществляться, в первую очередь на скважинах, отвечающих критериям выбора опорной сетки, высокопотенциальных скважинах для ГТМ, скважинах, разрабатывающих один пласт и т.д. Во-вторых, необходимо заменить / модернизировать систему верхнего уровня АСУ ТП для обеспечения сбора и передачи данных с требуемыми характеристиками (пакетная передача данных (хранение на верхнем уровне данных с требуемой дискретностью — 1 точка в 15 сек), управляемая дискретность (частота записи точек в зависимости от работы/остановки скважины) и т.д.). В-третьих, должна быть разработана и внедрена концепция взаимодействия профильных и смежных служб, включая ЦДНГ, департаменты ПТО, ГТМ, МАСИ и разработки месторождений для обеспечения их эффективной работы в едином бизнес-пространстве. Наряду с этим необходимо создание/усовершенствование организационной структуры, на которую легли бы функции по оценке и планированию гидродинамических исследований, а также контролю качества результатов исследований. Также необходимо провести оценку различных методик испытания: исследование скважин с переменным дебитом, анализ динамических данных и т.д. для оптимизации способа получения актуальной информации с меньшими потерями нефти.

И наконец, необходима оценка различных методик построения карт пластового давления (интерполяционные, гидродинамические методы и т.д.) для минимизации рисков и неопределенностей при принятии решений в области выбора скважин для ГТМ и разработки пластов (уплотняющее бурение, оптимизация заводнения).

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Александр Геннадьевич, вы планируете в будущем применять эту систему на новых месторождениях (высокодебитных скважинах) или на старом фонде, например, скважинах Самотлорского месторождения? Есть ли какие-то критерии и ограничения для внедрения системы?
Александр Климентьев: Мы планируем внедрять данную систему на всех месторождениях компании , находящихся на любой стадии разработки. Особых ограничений на внедрение системы нет. Оснащаем скважину соответствующим подземным и наземным оборудованием, организуем передачу данных, обучаем людей и выстраиваем соответствующие бизнес-процессы с описанием функций каждого из элемента структуры системы.
Вопрос: Вы внедрили эту систему, в том числе KAPPA Diamant Master, на периодическом или на постоянно действующем фонде скважин? Есть ли у вас опыт внедрения и работы этой системы с автоматической регистрацией КВД на периодическом фонде?
А.К.: Основной задачей было обеспечение информацией со скважин, работающих в постоянном режиме. Естественно, в дальнейшем эта система будет охватывать весь фонд скважин. Никаких ограничений по применению этой системы на периодическом фонде, включая KAPPA Diamant Master, нет. Вопрос: Каково было соотношение «случайных» и плановых КВД?
А.К.: Порядка 80% плановых и 20% внеплановых КВД. На самом деле это соотношение варьируется в зависимости от поставленных целей. Если по скважине мы уже имеем kh и нам необходимо определить только скин-фактор и пластовое давление, то нам можно использовать и КВД с недостаточной длительностью (недовыдержанную до радиального притока), в таком случае процент использования «случайных» КВД может быть выше.
Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Опыт эксплуатации интеллектуальных систем на добывающем фонде НГДУ «Альметьевнефть» ОАО «Татнефть»
ГРП с созданием каналов и применение цилиндрического проппанта
Свежий выпуск
Инженерная практика №02/2022

Инженерная практика

Выпуск №02/2022

Защита оборудования от коррозии. Механизированная добыча. Наземное оборудование
Комплексный подход к мониторингу коррозии и эрозии, электрохимическая защита трубопроводовСнижение вязкости нефти и защита оборудования от мехпримесей на Баклановском месторожденииВнутритрубная обработка природного газа: поточная регенерация метанола, интеллектуальные блоки входных манифольдов и др.Исследование причин отказа стальных НКТ, испытания металлопластмассовых трубСовершенствование НД и сертификация персонала в области противокоррозионной защитыЭксплуатационные испытания защитных покрытий
Ближайшее совещание
Трубопроводный транспорт
Арматура 2022
Производственно-техническая отраслевая конференция

Арматура ’2022. Производство и эксплуатация трубопроводной арматуры и оборудования устья скважин. Импортозамещение. Новые вызовы.

24 - 26 мая 2022 г., г. Уфа
Работа Конференции направлена на обмен опытом среди экспертов и специалистов нефтегазовых компаний, НИПИ и заводов производителей оборудования по основным темам: подтверждение производства промышленной продукции на территории РФ в соответствии с требованиями Правительства Российской Федерации; импортозамещение, входной контроль трубопроводной и запорно-регулирующей арматуры в части соответствия техническим требованиям Заказчика; внедрение новой техники, освоение сложных видов продукции в номенклатурной линейке, развитие производственного потенциала отрасли в РФ, проведение технических аудитов со стороны Заказчика.