Якин Михаил Владимирович Начальник отдела каротажа в процессе добычи и аналитической информации АО НПФ «Геофизика»

Учитывая высокий спрос на системы ОРД, применяемые для одновременной эксплуатации нескольких продуктивных пластов, начиная с 2008 года мы активно занимаемся разработкой геофизического оборудования для геофизического мониторинга в процессе добычи по двум основным направлениям. Во-первых, это мониторинг работы нескольких пластов при их совместной эксплуатации УЭЦН с общим фильтром. С 2010 года оборудование для мониторинга выработки запасов таких объектов выпускается и внедряется НПФ «Геофизика» в промышленных масштабах. Второе направление связано с разработкой оборудования для эксплуатации совместно работающих разобщенных пакерами пластов одним или двумя насосами. Созданное в рамках этого направления оборудование получило название «Аппаратно-программный комплекс «Спрут».

АПК «Спрут» представляет собой гирлянду приборов, которые подвешиваются под насос на стандартном геофизическом кабеле (рис. 1). Гирлянда крепится к ТМС погружного электродвигателя производства наших партнеров — ДООО «ИРЗ ТЭК». Длина геофизического кабеля подбирается таким образом, чтобы при совместном спуске установки с насосным оборудованием приборы устанавливались в кровле эксплуатируемых пластов.

Монтаж всей компоновки на устье занимает не более двух часов. Спуск ведется совместно с УЭЦН и регламентируется стандартными нормативными документами, по которым работает большинство бригад КРС. Данные геофизических приборов передаются на устье по штатному силовому кабелю, что позволяет избежать использования нестандартных герметизирующих устройств на устье.

Геофизический модуль «САКМАР-5Д» в составе АПК «Спрут» (рис. 1а) представляет собой комплексный геофизический прибор с двумя расходомерами. Дублирование расходомеров обусловлено тем, что из всех применяемых в «САКМАР-5Д» приборов именно расходомеры наиболее подвержены загрязнению. Установив два расходомера, мы в два раза снизили риски отказа комплекса по засорению и, как следствие, отсутствия показаний расходометрии. Также в состав геофизического модуля входят диэлектрический влагомер, который достаточно четко определяет обводненность продукции, а также термометр и манометр.

В 2014 году прибор «САКМАР-5Д» был сертифицирован в качестве измерительного средства. Помимо этого, на основе большого опыта работ и количества получаемой нами информации мы совместно со специалистами РГУ нефти и газа им И.М. Губкина разработали методическое руководство по обработке и интерпретации данных систем каротажа в процессе добычи.

Еще одна важная составляющая АПК «Спрут» — это новейшая ТМС производства ДООО «ИРЗ ТЭК» (рис. 1б). От стандартной ТМС ее отличает наличие геофизического порта, к которому подключается геофизический кабель, связанный с приборами. На устье устанавливается наземный модуль телеметрии (рис. 1в), оснащенный GPRS-модемом, и каждые полчаса при наличии устойчивого покрытия сотовой связи на месторождении он отсылает информацию на наш сервер. Таким образом, в режиме онлайн мы отслеживаем информацию по 300 скважинам, разбросанным по всей территории России.

ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ АПК «СПРУТ» В ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЕ

В качестве примера использования АПК «Спрут» рассмотрим опыт исследований одной из скважин ООО «Башнефть-Добыча». Специалисты добывающей компании поставили перед нами задачу по установлению постоянного индивидуального контроля разработки совместно эксплуатируемых пластов двухпластовой скважиной. Дополнительная задача, поставленная специалистами института «БашНИПИнефть», включала проведение исследований с использованием методов ИК и КВД, а также гидропрослушивания без отключения и изменения режимов работы опытной скважины.

Под эти требования была подобрана скважина-кандидат на Манчаровском месторождении НГДУ «Чекмагушнефть». В феврале 2014 года в скважину был спущен АПК «Спрут». На первом этапе исследований мы использовали ЭЦН-60 с напором 1500 м³. Приборы были установлены на глубине 1349 и 1385 м соответственно в кровле и выше кровли эксплуатируемых пластов (рис. 2).

Запись геофизических параметров работы пластов производилась в течение 200 суток при стабилизации после запуска, а также при работе УЭЦН на разных частотах. Оба расходомера, установленные на нижнем приборе, показали нулевые или близкие к нулевым значения. Исходя из этого, мы сделали два предположения: либо не работает нижний пласт, либо отказали оба механических расходомера.

Далее при помощи косвенных методов мы подтвердили отсутствие притока из нижнего пласта. Из показаний термометрии при отработке ЭЦН на разных частотах (от 47 до 51 Гц) видно, что при увеличении частоты возрастала депрессия на пласты и, соответственно, происходил планомерный рост дебита (рис. 3). Термометр, установленный в кровле верхнего пласта, фиксировал синхронное увеличение температуры при увеличении притока, что соответствует эффекту дросселирования жидкостей и газов Джоуля — Томсона. По нижнему пласту роста температуры не произошло, что, в свою очередь, подтвердило отсутствие притока.

Из показаний влагометрии (рис. 4) видно, что временная флуктуация показаний влагомера, установленного в кровле верхнего пласта, составляет порядка 7%, что связано с прохождением глобул нефти и газа мимо диэлектрического влагомера. В то же время показания влагомера, установленного в кровле нижнего пласта, абсолютно не дифференцированы, что связано с нахождением прибора в стоячей воде. Таким образом, на основе показаний механической расходометрии, термометрии и влагометрии удалось установить, что нижний объект не работает.

С использованием данных работы скважины в трех режимах были проведены исследования методом индикаторных кривых и определено значение пластового давления верхнего (работающего) пласта, равное 102,1 атм (рис. 5, 6). Затем скважина была остановлена на пять суток для выполнения исследований методом КВД. Обработка данных КВД показала пластовое давление 100,5 атм (рис. 7, табл. 1). Таким образом, разница между величиной пластового давления, полученной методами ИК и КВД, не превысила 2%. Исходя из этого, был сделан вывод о том, что применение комплексов каротажа в процессе добычи позволяет проводить качественные ГДИС без остановки скважины на длительный срок и, следовательно, потерь добычи.

ИССЛЕДОВАНИЯ МЕТОДОМ ГИДРОПРОСЛУШИВАНИЯ

Для проведения исследований методом гидропрослушивания была выбрана соседняя добывающая скважина №1486. Расстояние между реагирующей скважиной №4050 с комплексом «Спрут» и возмущающей скважиной №1486 составляло 260 метров. В программу исследований были заложены три цикла остановки-запуска возмущающей скважины в течение 20 суток, при этом в реагирующей скважине синхронно регистрировались показания датчиков АПК «Спрут». Манометры в реагирующей скважине фиксировали рост давления на 1,2 атм через семь часов после остановки возмущающей скважины с последующим падением после ее запуска (рис. 8). Таким образом, нам удалось показать возможность проведения гидропрослушивания без изменения режима работы реагирующей скважины.

СОПОСТАВЛЕНИЕ ПРОМЫСЛОВЫХ ДАННЫХ И ПОКАЗАНИЙ АПК «СПРУТ»

Также по скважине №1486 проводилось сопоставление промысловых данных и показаний датчиков АПК «Спрут» по дебиту, обводненности и динамическому уровню (рис. 9). Показания дебита, зарегистрированные механическим расходомером в кровле верхнего пласта, и промысловые показания по ГЗУ хорошо коррелируются при отработке на разных режимах: разница показаний не превышала 5%. Значения обводненности также хорошо коррелируются, их расхождение не превышает 7–10%. Но при сопоставлении данных манометрии (с учетом ее пересчета на динамический уровень) с динамическим уровнем, замеренным при помощи эхолота, была выявлена огромная разница, составившая порядка 20–25 атмосфер. Поскольку в скважине установлены сразу три манометра — ТМС и два прибора — не доверять показаниям манометров не было никаких оснований. Следовательно, ошибка была допущена при замере динамического уровня, выполненном с использованием эхолота.

На втором этапе исследования проводились уже после интенсификации добычи. Вместо ЭЦН-60 в скважину был спущен ЭЦН-160 с напором 1800 м³. Геофизические приборы были установлены на той же глубине. Запуск УЭЦН был осуществлен 11 октября 2014 года. При снижении давления в кровле нижнего объекта до 45 атм был зарегистрирован приток из нижнего объекта, что отчетливо фиксируется как по показаниям механического расходомера, так и по поведению термограммы, изменившей угол наклона, и по показаниям влагометрии, вышедшей из зоны стоячей воды (рис. 10, табл. 2).

Дебит нижнего объекта стабилизировался на уровне 30 м³/сутки. При интенсификации добычи суммарный дебит увеличился на 62 м³/сутки. Среднесуточный дебит нефти вырос на 2,5 т, из которых 1,68 т пришлись на нижний объект.