Информация, попадающая в базы добывающих предприятий, не всегда достоверна по причине нестабильных и нерегулярных исследований по существующим методикам, которые, в свою очередь, дают приближенные данные и формируют сущность решений, принимаемых в процессе разработки месторождений.
По этой причине в настоящее время ведущие интернациональные компании часть скважин заканчивают по технологии Smart Wells (интеллектуальные скважины). Технология предусматривает оборудование скважин глубинными датчиками температуры, давления, расхода и специальными гидравлическими или электрическими клапанами или муфтами, управляемыми с поверхности. Обычно так оборудуются многоствольные или многопластовые скважины, в которых имеется возможность изменять условия их эксплуатации непосредственно после получения с глубинных датчиков информации, требующей корректировки режима добычи.
Учитывая все возрастающие потребности нефтяников в получении точной информации о параметрах и режимах работы скважин, в ООО «ТНГ-Групп» разработаны и предлагаются к использованию новые технологии исследования действующих нагнетательных и добывающих скважин.
1. Новые технологии исследования действующих нагнетательных и добывающих скважин
В настоящее время в ООО «ТНГ-Групп» разработаны и предлагаются к внедрению следующие технологии:
- технология исследования скважины с предварительным спуском прибора под ЭЦН;
- технология геофизических исследований действующих скважин по межтрубному пространству;
- технология контроля за работой скважины при одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ);
- технология контроля за работой скважины при внутрискважинной перекачке (ВСП);
- технология исследования действующих нагнетательных скважин автономной геофизической аппаратурой.
Технология предназначена для исследования действующих добывающих скважин, эксплуатирующихся с помощью ЭЦН. Работы проводятся в два этапа. На первом этапе производится спуск геофизического прибора под электроцентробежный насос. Спуск аппаратуры проходит одновременно со спуском насоса, каротажный кабель располагается в межтрубье скважины, сам прибор находится ниже насоса и имеет свободный ход от забоя скважины до компенсатора насоса. К колонне НКТ каротажный кабель крепится специальными децентраторами. Основные элементы скважинного оборудования представлены на рис. 1. Все последующие геофизические исследования проводятся без привлечения бригад подземного и капитального ремонта скважин.
Рис. 1. Схема монтажа оборудования для исследования скважины с предварительным спуском прибора под ЭЦН
В настоящее время указанная технология внедрена более чем на 10 скважинах в ОАО «Татнефть» (НГДУ «Джалильнефть»), ОАО «Бугурусланнефть» и НГДУ «Сорочинскнефть». В скважину под ЭЦН спускается комплексный геофизический прибор ГДИ-7, позволяющий регистрировать гидродинамические (давление, температура), потокометрические (скорость движения флюида, состав притока) и геофизические (ГК, ЛМ) параметры работающей скважины. Скважинный прибор адаптирован для длительной работы в скважине. Результаты геофизического мониторинга по одной из скважин представлены на планшете рис. 2.
Рис. 2. Результаты геофизического мониторинга в скважине с предварительным спуском прибора под ЭЦН
1.2. Технология геофизических исследований действующих скважин по межтрубному пространству
Эта технология предназначена для исследования скважин, оборудованных ШГН. Спуск малогабаритного скважинного прибора в интервал исследования ниже насоса осуществляется на специальном геофизическом кабеле по серповидному зазору межтрубного пространства. Использование специального геофизического кабеля препятствует его наматыванию на колонну НКТ.
Гидродинамические и потокометрические исследования проводятся с помощью серийно выпускаемой аппаратуры СОВА-3 (диаметр – 28 мм). Для контроля за текущей насыщенностью в ООО «ТНГ-Групп» разработан сверхминиатюрный генератор нейтронов АИНК-30-1Ц диаметром 30 мм. Следует отметить, что в настоящее время такие исследования проводит только ООО «ТНГ-Групп», т. к. аналогов такой аппаратуры в России нет. За период с 2007 по 2010 гг. с использованием аппаратуры АИНК-30-1Ц по этой технологии исследовано более 300 скважин.
При проведении исследований в интервале продуктивных пластов при различных режимах работы насоса решаются следующие задачи:
- – определение положения и контроль за перемещением водонефтяного и газожидкостного контактов в процессе эксплуатации скважин; – оценка характера текущей насыщенности, выделение работающих прослоев и определение источников обводнения; – определение заколонных перетоков воды в добывающих и нагнетательных скважинах; – оценка удельных расходов воды в интервалах перфорации нагнетательных скважин.
Рис. 3. Планшет с результатами исследований аппаратурой АИНК30-1Ц в действующей добывающей скважине Ромашкинского месторождения (2 интервала перфорации)
По результатам проведенных временных измерений «τ-ИНК» верхний перфорированный пласт 1728,5–1733,4 м (имеет повышенное давление) охарактеризован по насыщению следующим образом: интервал 1728,5–1729,5 м – нефтенасыщенный; интервал 1729,5–1730,7 м – обводненный от закачки; интервал 1730,7–1731,8 м – нефтенасыщенный; интервал 1731,8–1733,4 м – глинистый слабонефтенасыщенный.
По данным временных замеров «τ-ИНК», нижний перфорированный пласт 1736,8 – 1739,8 м может быть охарактеризован по насыщению как слабонефтенасыщенный, с пластовым давлением, меньшим, чем в верхнем перфорированном пласте.
По данным кислородного нейтронно-активационного метода (КНАМ) вода поступает в скважину в интервале 1730 – 1730,7 м. Из нижнего перфорированного пласта по результатам КНАМ в интервале 1737,5 – 1738 м наблюдается слабый приток нефти в капельном режиме. По разновременным замерам ГК в интервалах 1728,4 – 1731,4 м и 1736,3 – 1738,5 м выявлены радиогеохимические аномалии.
1.3. Технология контроля за работой скважины при одновременно-раздельной эксплуатации
Эта технология внутрискважинного мониторинга предназначена для контроля за однолифтной одновременно-раздельной эксплуатацией двух объектов, так называемой ОРЭ.
В научно-техническом управлении ООО «ТНГ-Групп» совместно с учеными института «ТатНИПИнефть» были разработаны специальное скважинное оборудование и прибор, которые позволяют получать информацию о работе нижнего (давление, влагосодержание, расход и температура) и верхнего (давление) пластов.
При монтаже скважинного оборудования скважинный прибор вместе со специальным оборудованием спускается в скважину. Специальный армированный геофизический кабель, являющийся каналом связи, закрепляется на внешней стороне НКТ. Вся поступающая из скважины информация записывается во флэш-память наземного модуля и может передаваться по радиоканалу на пульт технологической службы НГДУ. В настоящее время изготовлено специальное скважинное оборудование. Технология внедрена на скважинах ОАО «Татнефть». Схема компоновки и монтажа скважинного оборудования для ОРЭ приведена на рис. 4.
Рис. 4. Схема компоновки и монтажа скважинного оборудования для ОРЭ
Эта технология предназначена для исследования нагнетательных скважин при контроле за внутрискважинной перекачкой (ВСП), когда закачиваемая жидкость отбирается из одного перфорированного пласта и без подъема на поверхность с помощью ЭЦН закачивается в другой.
Скважинный прибор (типа ГДИ, КРОТ-ОРЭ), позволяющий измерять расход, давление и температуру перекачиваемой пластовой воды, на специальном армированном геофизическом кабеле спускается по НКТ и подвешивается между перфорированным отверстием (штуцером) НКТ и насосом ЭЦН (рис. 5). На устье скважины размещается специальный наземный модуль питания и регистрации. При герметизированном устье насос запускается в работу. Получаемая информация записывается во флэш-память наземного модуля и может передаваться по радиоканалу на пульт технологической службы НГДУ. Это позволяет в режиме реального времени получать данные о количестве жидкости, закачиваемой в разрабатываемый пласт, и при необходимости управлять режимом работы насоса. Следует отметить, что в случае отказа прибора он может быть легко извлечен из скважины для замены без привлечения бригады ПРС. По этой технологии запущены в работу несколько скважин на объектах ОАО «Татнефть» в Самарской области и в Татарстане.
Рис. 5. Схема монтажа оборудования для контроля за внутрискважинной перекачкой
Эта технология предназначена для определения профиля приемистости и интервалов негерметичности НКТ и обсадной колонны в нагнетательных скважинах безбригадным способом. По результатам этих исследований можно определить скважины-кандидаты, которые необходимо остановить для проведения внеплановых ремонтно-изоляционных работ.
Все исследования проводятся автономной скважинной аппаратурой, которая спускается в скважину по колонне НКТ. Измерения проводят в режиме мониторинга по специальной технологии на различных режимах: под закачкой, в остановленной скважине, при слабом изливе. Интервалы возможных нарушений колонны определяются по результатам последующего анализа и интерпретации полученных материалов. Для подтверждения и уточнения интервала негерметичности скважина исследуется по стандартным технологиям после подъема НКТ в процессе проведения ремонтных работ.
Другим важным преимуществом исследования нагнетательных скважин является возможность определения их гидродинамических и потокометрических параметров (в т. ч. построение профиля приемистости) в режиме реальной закачки. По этой технологии было исследовано несколько скважин в НГДУ «Альметьевнефть».
Выводы
В настоящее время в ООО «ТНГ-Групп» разработаны и внедрены в производство новые технологии исследования действующих скважин.
В целом, проведение исследований действующих добывающих и нагнетательных скважин позволяет определять параметры и решать задачи, представляющие большой интерес для разработки нефтяных месторождений:
- прямое определение забойного давления, дебита и состава продукции в работающей скважине вместо косвенных оценок (расчет забойного давления по уровню, замер дебита и состава флюида на устье);
- определение относительного вклада каждого работающего интервала в добываемой продукции;
- мониторинг динамики работы скважины во времени без извлечения насоса и привлечения бригад ПРС и КРС;
- определение причин изменения дебита и состава продукции (изменение работающей мощности, появление заколонных перетоков флюида и др.);
- определение положения ВНК в перфорированных пластах при работе скважины;
- определение необходимости оптимизации режима работы, капитального ремонта, других геолого-технологических мероприятий;
- проведение площадного гидродинамического мониторинга (гидропрослушивания), когда предлагаемые технологии применяются в нескольких гидродинамически связанных скважинах с целью изучения их взаимовлияния по пластам.
