Известно, что качество исходных данных оказывает заметное влияние на качество решений относительно выбора скважин для геолого-технических мероприятий (ГТМ), оценки применяемых технологий, а также управления заводнением и прогнозирования добычи нефти. Поэтому создание концепции актуализации данных является одной из важнейших задач, стоящих перед нефтегазодобывающими предприятиями, и залогом эффективного управления активами.

В рамках реализуемой на предприятии ОАО «Самотлорнефтегаз» концепции повышения качества данных для целей повышения эффективности ГТМ, снижения операционных затрат, повышения уровня безопасности на производстве были испытаны технологии мониторинга данных в режиме реального времени и систематизированы на рис. 1. Как ожидается, это позволит перевести качество принятия решений в области управления внутрискважинными работами на новый уровень, в том числе за счет синергетического эффекта от применения других технологий, актуализирующих данные, не входящих в данную концепцию.

Согласно расчетам реализация данной программы позволит, с одной стороны, повысить эффективность ГТМ вкупе с уплотняющим бурением и ЗБС на 2-3%, с другой, — обеспечит сокращение затрат на проведение ГДИС и ручной отбор и анализ проб на 50%. В обоих случаях плановые сроки достижения обозначенных результатов составляют пять лет.

В рамках краткосрочных и долгосрочных задач концепции планируются:

• оснащение наземным и подземным измерительным оборудованием от 30 до 100% фонда скважин;
• оптимизация и обеспечение прозрачности бизнеспроцессов от этапа сбора и обработки данных до анализа и принятия решений;
• поиск и внедрение эффективных практик и технологий для повышения качества данных;
• создание системы оперативного управления данными с целью принятия своевременных и взвешенных решений.

Ожидаемый эффект от внедрения концепции можно условно разделить на четыре сегмента, что отражено на рис. 2. Так, повышение эффективности ГТМ планируется за счет внедрения системного процесса выбора скважин-кандидатов для ГТМ на основе надежной и оперативной информации о параметрах пласта (пластовое давление, проницаемость, скин-фактор, обводненность и т.д.), а также за счет качественной оценки испытуемых технологий.

Повышения эффективности операционной деятельности можно добиться путем снижения затрат на привлечение бригад подземного ремонта скважин (спуск-подъем манометра, установок электроцентробежных насосов (УЭЦН)), исследовательскую партию, транспорт, ручной отбор и анализ проб в химико-аналитической лаборатории, энергообеспечение нерентабельных скважин, содержание оборудование (за счет предупреждения его выхода из строя) и т.д. Снижение потерь добычи нефти возможно за счет сокращения времени на спускоподъемные операции подземного оборудования (манометр, УЭЦН) при исследовании скважин, отсутствия неинформативных исследований (кривая восстановления уровня (КВУ)), предупреждения преждевременного перевода скважины в нерентабельный фонд по причине некачественного замера обводненности.

Наконец, повышение уровня безопасности работ на месторождении планируется за счет минимизации участия человека в производственной среде.

ТЕХНОЛОГИИ МОНИТОРИНГА ДАННЫХ

В рамках разработанной концепции была определена стратегия развития каждой из технологий мониторинга, сформированы области применения и обозначены перспективы развития каждой из них.

БЕЗСЕПАРАЦИОННЫЕ МОБИЛЬНЫЕ РАСХОДОМЕРЫ

Рынок бессепарационных мультифазных замеров в России, к сожалению, широко не развит в силу ограниченного количества участников сервиса и высокой стоимости услуг/устройств (рис. 3).

Данная технология (использование мобильного мультифазного расходомера одной из зарубежных сервисных компаний) имеет положительный опыт применения, в частности, в ОАО «Оренбургнефть». Условием применения данной технологии является моделирование потока флюида на предмет соответствия рабочим характеристикам многофазного расходомера. Были выявлены следующие области применения:

• гидродинамические исследования поисково-оценочных, разведочных и эксплуатационных скважин (исследования скважин с переменным дебитом и т.д.);
• актуализация данных в удаленных и труднодоступных местах;
• контроль качества замеров автоматизированных групповых замерных установок (АГЗУ), мобильных сепарационных установок и т.д.;
• использование с распределенной системой линейных датчиков температуры на оптоволоконном кабеле (DTS).

В целях развития данного сегмента рынка для обеспечения высокого качества замеров и конкурентной стоимости услуг в 2013 году запланировано проведение испытаний другой многофазной бессепарационной технологии замера дебитов, имеющей положительный опыт применения среди ведущих мировых компаний-операторов. На данный момент установка находится в России и ожидает получения необходимой разрешительной документации для проведения испытания.

ПОТОКОВЫЕ ВЛАГОМЕРЫ

Следующее направление — это развитие сегмента потоковых влагомеров (рис. 4). В 2012 году на объектах ОАО «Самотлорнефтегаз» («СНГ») и ООО «ТНК-Уват» был успешно испытан многофазный измеритель обводненности на основе оптической технологии. В текущем году в «СНГ», ООО «ТНК-Уват» и ряде других предприятий были закуплены и установлены десятки таких приборов. На текущий момент времени проводятся работы по отображению данных на верхнем уровне АСУ ТП. Обработку собранных данных по динамической обводненности планируется осуществлять при помощи специальных аналитических инструментов.

Измеритель должен в первую очередь применяться на всех нефтегазодобывающих предприятиях, имеющих высокодебитный и высокообводненный фонд, а также на скважинах с высоким содержанием газа (до 99,5%) и скважинах с DTS.

Оборудование дает возможность производить непрерывный мониторинг влажности нефти (в том числе для оперативного предупреждения обводнения скважин на основе «алармов» и диагностирования причин и источников обводнения по инженерным расчетам). Основным условием для применения оборудования выступает четкое соблюдение скорости потока газожидкостной среды в зависимости от вертикального или горизонтального исполнения трубы.

В 2013 году запланировано испытание различных технологий динамического измерения обводненности на предмет соответствия техническим характеристикам, а также определение областей их применения для скважин, входящих в АГЗУ.

ВЫСОКОЧУВСТВИТЕЛЬНАЯ СИСТЕМА ТЕЛЕМЕТРИИ

В 2012 году продолжилась работа по развитию и совершенствованию технологий применения высокочувствительной телеметрии. В частности, настроена модель прозрачного процесса сбора, хранения, обработки и анализа данных в информационном поле ОАО «Самотлорнефтегаз» (рис. 5) с применением высокочувствительных (ВЧ) датчиков термоманометрических систем (ТМС).

Кроме того, были усовершенствованы технические требования к датчикам ТМС в части таких показателей, как чувствительность, дискретность, точность, стабильность. Усовершенствованы технические требования к станциям управления (СУ) УЭЦН в части:

• доступа автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) к архиву памяти микроконтроллера СУ УЭЦН;
• обеспечения записи параметра давления с заявленной чувствительностью;
• управляемой дискретности записи параметров от ВЧ датчика ТМС;
• синхронизации параметров от ВЧ датчика;
• размера архива в памяти микроконтроллера СУ УЭЦН. Кроме того, в рамках внедрения высокочувстви-
• тельной телеметрии в 2012 году:
• усовершенствован ряд протоколов микроконтроллера СУ УЭЦН для возможности отображения данных с необходимыми характеристиками;
• доработан программный код системы АСУ ТП, обеспечивающий передачу данных от ВЧ ТМС на верхний уровень без искажений;
• в опорные скважины спущено более сотни ВЧ датчиков ТМС;
• организована возможность получать плановые и внеплановые кривые восстановления давления (КВД) посредством успешно протестированного и интегрированного в единое информационное пространство ОАО «СНГ» специализированного программного обеспечения (СПО);
• база данных (БД) ГДИС интегрирована в информационное пространство Нижневартовского региона; начата ее работа в режиме промышленной эксплуатации;
• получены десятки качественных внеплановых и плановых кривых восстановления давления с ВЧ ТМС. Результаты интерпретации исследований (пластовое давление, проницаемость, скин-фактор и др.) сохранены в БД ГДИС;
• интегрировано в информационный процесс программного обеспечения для отображения матрицы алармов по скин-фактору и его динамике, построения актуальной индикаторной кривой (IPR) и т.д.

Отметим, что технология использования высокочувствительных датчиков ТМС применима для всех скважин нефтегазодобывающих предприятий, отвечающих критериям выбора опорной сети (скважины, эксплуатирующие один пласт, отсутствие проблем с герметичностью и т.д.). В дальнейшем необходимо организовать контроль качества всех датчиков, поступающих как ВЧ на предмет соответствия минимальным техническим требованиям, обеспечить скважины требуемым наземным и подземным оборудованием с развитием необходимой инфраструктуры и организацией бизнес-процессов и ряда других не менее важных мероприятий.

ЛИНЕЙНЫЕ ДАТЧИКИ ТЕМПЕРАТУРЫ НА ОПТОВОЛОКОННОМ КАБЕЛЕ

В рамках изучения данной технологии на предприятиях ЗАО «Роспан Интернешнл» и ОАО «Самотлорнефтегаз» были проведены ОПИ со спуском DTS производства нескольких зарубежных сервисных компаний. На первом предприятии был организован спуск оптоволоконного кабеля на нагнетательной скважине Русского месторождения. Целью испытаний была выработка стратегии разработки и заканчивания скважин. Тестирование прошло успешно, получен положительный результат. На втором предприятии было спущено 5 комплектов DTS в боковые стволы скважин Самотлорского месторождения производства другой сервисной компании с целью контроля работы трещин при многостадийных гидроразрывах пласта и диагностирования причин и источников обводнения (рис. 6).

Отметим, что высокая степень неопределенности результатов на Самотлоре накладывает ограничения на применимость технологии для горизонтальных нефтяных скважин и боковых стволов до момента ее окончательной оценки. Минимальные требования для обеспечения надежности результатов применения технологии:

• многофазные данные добычи в динамике;
• оснащение поверхностными датчиками давления трубного и затрубного пространства с передачей данных в динамике;
• контроль условий окружающей среды для поверхностных приемников DTS.

В настоящее время применение технологии возможно в нагнетательных и газовых скважинах. В 2013 году планируется проведение дополнительных испытаний на Самотлоре с целью повышения надежности полученных результатов.

Разработанная концепция актуализации данных имеет сложную систему взаимосвязей технологий мониторинга данных в динамике, усовершенствованных бизнес-процессов и взаимодействия специалистов смежных и профильных направлений. При условии сбалансированного развития каждого из звеньев будет наблюдаться синергетический эффект, выражающийся в увеличении уровней добычи, повышении эффективности инвестиционной и операционной деятельности любого нефтегазодобывающего предприятия.