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

Проведение геофизических исследований в процессе добычи c использованием АПК «Спрут»

Разработанный НПФ «Геофизика» аппаратно-программный комплекс «Спрут» широко применяется при ОРЭ объектов многопластовых месторождений центробежными насосными установками. В 2014 году с его помощью на добывающей скважине Манчаровского месторождения ООО «Башнефть-Добыча» был проведен комплекс ГИС в процессе эксплуатации двух продуктивных пластов. Исследования проводились в два этапа. На первом этапе были определены индивидуальные характеристики каждого из объектов (дебит и обводненность); установлен факт отсутствия притока из нижнего пласта по данным механической расходометрии, термометрии и влагометрии. Также был применен индикативный метод определения работоспособности механического расходомера по данным термометрии. Для определения ФЕС каждого из пластов мы провели исследования с использованием двух методик: индикаторных кривых (ИК) и кривой восстановления давления (КВД). Без изменения режима работы скважины проведено исследование методом гидропрослушивания. Второй этап включал выполнение исследований после проведения мероприятий по интенсификации добычи.

05.02.2015 Инженерная практика №02/2015
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.

Рис. 1. Состав АПК «Спрут»
Рис. 1. Состав АПК «Спрут»

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.

Рис. 3. Индикация дебита температурным методом
Рис. 3. Индикация дебита температурным методом

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.

Рис. 5. Исследования методом индикаторных кривых на скв. 4050 Манчаровского м/р
Рис. 5. Исследования методом индикаторных кривых на скв. 4050 Манчаровского м/р
Рис. 6. Индикаторные кривые
Рис. 6. Индикаторные кривые

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.

Рис. 7. Анализ КВД
Рис. 7. Анализ КВД

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.

Рис. 8. Исследования методом гидропрослушивания
Рис. 8. Исследования методом гидропрослушивания

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.

Рис. 9. Синхронное сопоставление показаний прибор/устье при смене режима работы УЭЦН
Рис. 9. Синхронное сопоставление показаний прибор/устье при смене режима работы УЭЦН
Таблица 1. Параметры работы пластов на 1 и 2-м этапах исследований
Таблица 1. Параметры работы пластов на 1 и 2-м этапах исследований

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).

Рис. 10. Интенсификация добычи на втором этапе исследований
Рис. 10. Интенсификация добычи на втором этапе исследований

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.

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Михаил Владимирович, у меня скорее философский вопрос. В своем выступлении Вы привели сравнение показаний, полученных при помощи устьевых и глубинных приборов. Но если в результате устьевых замеров мы получаем примерно те же самые данные, что и в случае применения глубинных приборов, то какой смысл вообще проводить замеры на забое? Разве не достаточно замеров на устье?


Михаил Якин: Если бы речь шла только об одном объекте разработки, то достаточно было бы выполнить замеры на устье. Но у нас два объекта. Соответственно, перед надзорными органами надо отчитываться о выработке запасов каждого пласта. Нам необходимо получить полную картину по каждому объекту разработки, поэтому замеры проводились в том числе и на забое.
Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Мониторинг работы скважин, оборудованных системами одновременно-раздельной эксплуатации, термогидродинамическими методами
Новые системы СПМ.АС для постоянного мониторинга параметров скважин с ОРЭ
Свежий выпуск
Инженерная практика №01-02/2024

Инженерная практика

Выпуск №01-02/2024

Новые методы строительства и ремонта скважинРазвитие цифровых технологийПовышение эффективности работы мехфондаПроектирование и эксплуатация трубопроводов
Подбор оптимальной технологии РИРРазвитие сервиса по геологическому заканчиванию скважинРазвитие проекта «Автономный актив»Защита ВСО и трубопроводов от коррозииПрогнозирование данных при помощи рекуррентных нейтронных сетей
Ближайшее совещание
Капитальный ремонт скважин, Механизированная добыча, Разработка месторождений, Строительство скважин
Восточная Сибирь ‘2024
Ежегодная отраслевая техническая конференция

ВОСТОЧНАЯ СИБИРЬ ‘2024. Бурение и добыча. Отраслевые вызовы, лучшие практики, новые технические решения.

21-23 августа 2024 г. , г. Иркутск
В период с 21 по 23 августа 2024 года ООО «Инженерная практика» планирует провести Ежегодную отраслевую техническую конференцию «ВОСТОЧНАЯ СИБИРЬ ‘2024. Бурение и добыча. Отраслевые вызовы, лучшие практики, новые технические решения». Мероприятие будет проходить в зале Red Hall, ББЦ (г. Иркутск ул. Байкальская, 279) в очном формате.
Ближайший тренинг
Механизированная добыча, Трубопроводный транспорт
Защитные покрытия для нефгаздобычи ‘2024
Тренинг-курс (программа "Наставник")

Защитные антикоррозионные покрытия '2024. Эффективные методы применения защитных покрытий в нефтедобыче.

15-17 октября 2024 г., г. Самара
Цель тренинга – ознакомление с основами материаловедения, видами покрытий, типами пленкообразующих, а также формирования профессиональных знаний в области применимости различных видов покрытий для защиты нефтепроводных и насосно-компрессорных труб. Практическая часть семинара проводится на базе аккредитованной исследовательской лаборатории, оснащенной самым современным оборудованием. При прохождение практической части занятия проводятся непосредственно на промысловых трубах и НКТ, отобранных на месторождениях. Авторский курс читают Эксперты Научно-производственного центра «Самара» (основное направление деятельности - работы, связанные с исследованиями в области защиты от коррозии элементов ТЭК (скважинное оборудование, линейные трубопроводы, емкостной парк и т.д.).