По ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» термоманометрическими системами оснащено 1679 скважин (или 97,9% действующего фонда, оборудованного УЭЦН и УЭВН). За 2011 год по данным регистрации ТМС СКАД проведено 282 высокоинформативных гидродинамических исследования по методу КВД, расчетным путем определены 17243 значения забойного давления.

За семь месяцев 2012 года выполнено 239 исследований КВД. Обработка и интерпретация результатов исследований КВД, а также формирование базы данных проводится программным комплексом «Мониторинг ГДИС», а в случае сложных горно-геологических условий — интерпретация с применением ПО Saphir. Проработан и реализован алгоритм формирования оперативных карт пластового и забойного давлений, температур по данным ТМС СКАД, а также по результатам анализа материалов термобарометрии нагнетательных и добывающих скважин. Применение этих карт при решении задач разработки позволяет повысить оперативность и достоверность оценки термобарического состояния залежей (объектов) для планирования более эффективных ГТМ и т.д. Создание структуры для импорта и анализа данных по замерам ТМС СКАД для построения оперативных карт пластового и забойного давлений, карт температур (ежемесячно), а также карт их изменения осуществлено с привлечением НПООО «ГЕОСПЛАЙН» на базе ПК WellManager 2.1. Технологически общая схема движения потоков данных организована следующим образом: сначала все замеры с датчиков ТМС СКАД со станций управления, установленных на скважинах, переносятся при помощи флэш-карт в локальную базу данных цеха, где они обрабатываются технологами в программе Well View Pdx. Из локальных баз данных информация по электронной почте еженедельно отправляется в общую базу данных ТМС по ТПП. Девятого числа каждого месяца вся вновь поступившая информация обрабатывается в автоматическом режиме, рассчитываются значения пластовых и забойных давлений, среднемесячных температур (при помощи ПК WellManager 2.1). Десятого числа каждого месяца с использованием программного комплекса MapManager осуществляется автоматическое построение карт оперативных пластовых и забойных давлений, температур, а также изменений давлений и температур (рис. 1).

На начальном этапе внедрения ТМС нами выявлены основные факторы, снижающие качество исследований КВД: негерметичность обратного клапана, которая приводила к возникновению перетоков из НКТ в межтрубное пространство (рис. 2), перераспределение плотности газожидкостной среды и т.д. Учет этих факторов позволил разработать оптимальный алгоритм обработки и интерпретации КВД по замерам ТМС СКАД с расчетом более достоверных пластовых параметров ФЕС.

РАСЧЕТ ОПЕРАТИВНОГО ЗАБОЙНОГО ДАВЛЕНИЯ ДОБЫВАЮЩИХ И НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН

Для добывающих скважин, оборудованных СКАД, оперативное забойное давление на ВНК рассчитывается по номинальным осредненным ежемесячным данным, замеренным датчиком ТМС СКАД с помощью модуля CalcPrs.dll, разработанного специалистами института «БелНИПИнефть» с использованием методики Поэтмана–Карпентера. Для добывающих скважин, не оборудованных СКАД, забойное давление на ВНК берется из последнего технологического режима. По нагнетательным скважинам забойное давление рассчитывается по формуле:

Карты оперативных забойных давлений отражают (за период 1–6 и более месяцев в зависимости от интенсивности падения/повышения пластового давления залежи) динамику забойных давлений с выделением зон (Рзаб< 0.85·Рнасыщения), вырабатываемых в неблагоприятном режиме разгазирования (газовой блокады) призабойной зоны скважин, дают представление об оптимальности режима отбора жидкости по пласту (залежи) в динамике (рис. 3).

Учет выявленных неблагоприятных зон повышает оперативность разработки мероприятий по оптимизации отбора по зонам разгазирования и улучшению режима работы насосных установок. Использование оперативных карт забойного давления в режиме on-line также позволяет повысить достоверность отчетных карт пластовых давлений (карты изобар строятся один раз за полугодие/квартал в зависимости от стадии разработки объектов) с учетом динамики изменения забойных давлений (рис. 4).

РАСЧЕТ ОПЕРАТИВНОГО ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ

Расчет оперативного пластового давления выполняется на основании следующих исходных данных: пластовое давление на ВНК, представляющее собой базу для построения отчетной карты пластового давления (P_пл.отч.); осредненное давление на приеме насоса, замеренное датчиком ТМС СКАД на дату построения отчетной карты пластового давления (P_пр.отч.); осредненное давление на приеме, замеренное датчиком СКАД на текущий момент времени (P_пр.тек.). Давление на приеме усредняется за месяц с учетом параметра «Процент отклонения», принятого для региона в пределах 20%. Значения давлений на приеме насоса, не попадающие в указанный интервал, не участвуют в осреднении.

Далее на основе отчетных карт изобар формируются карты оперативных пластовых давлений (рис. 5), позволяющие вести мониторинг энергетического состояния пласта и планировать соответствующие ГТМ. Для повышения оперативности в оценке энергетического состояния к картам оперативного пластового давления также строятся карты изменения оперативных пластовых давлений (рис. 6).

ПОСТРОЕНИЕ КАРТ ТЕМПЕРАТУР

Нами разработан алгоритм построения карт температур с использованием результатов анализа термометрии нагнетательных и добывающих скважин, а также данных ТМС СКАД.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗАБОЙНОЙ ТЕМПЕРАТУРЫ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

Оперативное значение температуры пласта добывающих скважин вычисляется на основе осредненного за определенный промежуток времени значения температуры, замеренной датчиком СКАД. Алгоритм расчета забойных температур разработан в соответствии с формулами методических основ подбора УЭЦН с привлечением НПООО «ГЕОСПЛАЙН». По этому алгоритму проведены массированные расчеты забойных температур по номинальным осредненным ежемесячным замерам ТМС СКАД. При построении карт по добывающим скважинам использованы замеры температуры жидкости на приеме насоса ТМС СКАД с пересчетом их на кровлю пласта. Расчет температур на кровлю пласта производится по формуле:

где: средний геотермический градиент в интервале Н_пл–Н_нас определяется по формуле:

q — дебит скважины, м³/сут;Нпл. — глубина до кровли пласта, м;

Н_нас — глубина спуска насоса, м;

d — внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м; Тжидк.ТМС — температура жидкости на глубине установки ТМС, град С;

α — средний зенитный угол в интервале Н_пл–Н_нас.

В процессе анализа серии расчетов геотермических градиентов по ряду залежей выявлены системные отклонения изменения градиента температур по стволу скважины в интервале между датчиком ТМС и кровлей пласта вследствие значительного прогрева от работы двигателя УЭЦН (УЭВН) и его влияния на распределение температур в этом интервале. Для отражения распределения температур на участке ствола скважины от ТМС до кровли пласта введен термин «технологический» градиент температуры как аналог геотермического градиента, который используется в дальнейших расчетах забойных температур и аналитической работе. Расчет технологического градиента температуры для добывающих скважин проведен по эмпирическим формулам, определенным для пласта, объекта разработки (или их группы) по фактическим поинтервальным замерам температур глубинными приборами с учетом расстояния по вертикали от датчика ТМС до кровли пласта. По региону принято выборочно проводить поинтервальный замер давлений и температур с определением распределения температур по всему стволу скважины.

В целом оценка точности пересчетных значений замеров температур будет выполнена в последующемэтапе внедрения и совершенствования анализа использования комплекса термометрических исследований.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗАБОЙНОЙ ТЕМПЕРАТУРЫ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН

По нагнетательным скважинам, не охваченным термометрией, использовались расчетные значения температур на глубину пласта. Расчет температур закачиваемой воды на глубину пласта производился по замеренным устьевым температурам с учетом температурных поправок по стволу скважины.

Расчет забойной температуры по нагнетательным скважинам выполнялся по формуле:

Т_пл. = Т_уст . – Т_{поправки}

Для каждого пласта, объекта разработки (или их группы) температурные поправки по стволу нагнетательной скважины определялись по результатам термометрических исследований по контролю за разработкой месторождений за 2004–2011 годы на основании корреляционного анализа зависимости снижения (повышения) температуры по стволу нагнетательных скважин от их приемистости:

Т_{поправки} = Т_{зак.уст} . – Т_зак.пл. ,

где Тз_ак.уст. — температура закачиваемой воды на устье скважины, замеряемая приборами (пирометры серии DT-88-18 и ST Pro Plus, термометр Raynger ST 20 Pro Plus);

Т_зак.пл. — температура закачиваемой воды на середину интервала пласта по результатам термометрии (рис. 7). Далее на основе массивов расчетных значений температур программным комплексом MapManager осуществляется построение карт оперативных температур и их изменений (рис. 8). Значение подобных карт нельзя недооценивать особенно для пермских отложений Харьягинского месторождения, где пластовая температура в пределах 32–38°С, близких к температуре насыщения парафинами. Ведь при снижении пластовой температуры ниже температуры насыщения парафинами в пластовых условиях возникает опасность парафиноотложений со снижением ФЕС пласта.

ВЫВОДЫ И ПЕРСПЕКТИВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ РАБОТЫ

В настоящее время построение оперативных карт пластового и забойного давлений и температур осуществляется в объеме 384 карт с представлением в электронном виде или в виде твердой копии.

Формирование оперативных карт пластового и забойного давлений, карт температур, а также карт изменения пластового, забойного давления и температур по пластам месторождений ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» дает возможность выделения неблагоприятных термобарических зон по залежам (пластам), что способствует повышению оперативности и эффективности планирования ГТМ.

На основе проведенного анализа и систематизации комплекса данных, а также опыта создания алгоритма картопостроения решено продолжить работы по нескольким ключевым направлениям:

1. Обеспечить надежность обратных клапанов в НКТ для повышения качества исследований КВД.
2. Предусмотреть в перспективе техническую возможность продолжения записи давлений ТМС при отказе УЭЦН для регистрации КВД. Это позволит исключить потери нефти и значительно повысить охват скважин высокоинформативными исследованиями КВД ТМС.
3. Автоматизировать перенос данных ТМС со скважин на уровне цеха с использованием телеметрии.
4. Разработать общекорпоративную методику расчета пластовых и забойных давлений с привлечением научного потенциала компании.
5. Расчет забойных температур проводить в ряде случаев с учетом дросселирования газированного притока из пласта (эффект Джоуля–Томсона).
6. По осложненным зонам залежей (Рзаб < 0,85·Рнас,< Рнас, Тзаб < Тнас.парафинов) организовать мониторинг параметров (скин-эффект и ФЕС и т.д.) по результатам исследований КВД с применением современного ПО.