Введение
Установленный технологический режим работы отдельных газовых и газоконденсатных скважин определяет характеристику добычи газа и газового конденсата из месторождения в целом, а также влияет на геологические, технологические, технические и экономические параметры его разработки. Поэтому обоснование и выбор режима эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин – одна из важнейших задач при выборе рекомендуемого варианта системы разработки.
Обоснование и выбор режима эксплуатации отдельной добывающей газовой или газоконденсатной скважины на основе информации по результатам замеров отдельных параметров ее работы или проведенных исследований является одной из важнейших задач при выборе системы разработки газовых и газоконденсатных месторождений, которая предопределяет изменение геологических, технологических, технических и экономических показателей разработки.
В работах таких авторов как З.С. Алиев, С.А. Андреев, А.П. Власенко и др. [1], Г.В. Рассохин, И.А. Леонтьев, В.И. Петренко [2], А.Х. Мирзаджанзаде, М.М. Хасанов, Р.Н. Бахтизин [3], А.И. Гриценко, О.М. Ермилов, В.В. Ремизов и др. [4],
М.А. Попов, Д.Г. Петраков [5], А.А. Точигин [6], исследуется проблема неоднозначности и недостаточной точности используемых параметров для обоснования и выбора технологического режима эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин.
В настоящее время для ограничения дебита газовых и газоконденсатных скважин (в основном вертикальных и наклонных) используются несколько критериев технологических режимов их эксплуатации (рис. 1).
Последствия несоблюдения некоторых из этих критериев являются наиболее опасными, так как исключить их техническими средствами практически невозможно, однако в процессе разработки можно замедлить скорость их распространения и развития.
Один из ключевых факторов, который необходимо учитывать при разработке месторождений, это риск разрушения призабойной зоны пласта (ПЗП), состоящей из неустойчивых и слабоустойчивых пород. Во время освоения и эксплуатации таких месторождений деформация ПЗП начинается практически сразу после пуска скважины в эксплуатацию.
Изменение формы и размеров ПЗП связано со снижением давления в процессе освоения и эксплуатации скважины или его повышением при вскрытии пласта во время бурения. То есть, степень деформации газоносного коллектора определяется его эластичностью и величиной депрессии или репрессии, оказываемой на пласт.
Выбор технологического режима работы эксплуатационных скважин при неустойчивых коллекторах предполагает работу с минимальными скоростями фильтрации, т. е. создание градиента давления, не превышающего критического значения для разрушения породы. Обычно это достигается снижением дебита до максимально допустимых значений, определенных геологической изученностью горной породы.
Обоснование выбора технологического режима работы газовых и газоконденсатных скважин, вскрывших неустойчивые
или слабоустойчивые пласты
Технологический режим эксплуатации отдельной добывающей скважины должен быть обоснован и выбран с учетом расчетов режимов для всего газового месторождения. При этом нужно принимать во внимание геолого-физические характеристики продуктивных пластов, свойства флюидов и характеристики промыслового и скважинного оборудования. Технологический режим постоянного градиента давления, т. е. определение допустимого дебита скважины QМД(∆Р), предотвращающего разрушение ПЗП или обеспечивающего минимальное поступление механических примесей на ее забой, должен быть обоснован с учетом минимально необходимого дебита QМН.песок для выноса механических примесей с забоя и максимального дебита QМД.песок с точки зрения «допустимого» абразивного износа оборудования.
Для этого сначала необходимо определить значение QМД(ΔP) с учетом коэффициентов фильтрационного сопротивления пласта, значения пластового давления и максимально допустимой депрессии на пласт или градиента давления. Разрушение породы часто связано с определенным значением градиента, зависящим от неустойчивости пласта. Градиент давления может отличаться при одной и той же депрессии на пласт из-за свойств пористой среды и пластового флюида.
«Параметр QМД.песок рассчитывается для условия, когда абразивный износ оборудования не превышает допустимые для скважины нормы по содержанию механических примесей в добываемом газе» [5].
Далее следует сравнить значения QМД(ΔP) и QМД.песок. Если QМД(ΔP)>QМД.песок, то принимают QМД=QМД.песок, в противном случае принимают QМД=QМД(ΔP).
Обоснование выбора технологического режима работы газовых и газоконденсатных скважин, вскрывших пласты с подошвенной водой
«Проблема установления технологического режима эксплуатации газовых скважин, вскрывших пласты с подошвенной водой, относится к проблемам газогидродинамики высшей категории сложности. Точное решение этой задачи с учетом нестационарности процесса конусообразования, неоднородности пористой среды в вертикальном и горизонтальном направлениях, различия законов фильтрации газа и воды, изменения их физических свойств в процессе разработки, формы границ разделов газ-вода, фазовых проницаемостей и капиллярных сил практически невозможно» [4].
Поэтому для обеспечения бесперебойной работы скважины в данных условиях необходимо определить значение предельного безводного дебита – производительности скважины, при которой поступление воды к ее забою возможно только при общем подъеме газоводяного контакта (ГВК).
Основные параметры, используемые для обоснования технологического режима работы газовых и газоконденсатных скважин в условиях конусообразования, – изменяющиеся в процессе разработки коэффициенты фильтрационного сопротивления, в которые входят геометрические размеры зоны дренирования скважины, проницаемость пласта и свойства насыщающего пласт флюида, положение контакта газ-вода, текущее пластовое давление, а также свойства пластовой воды. Иными словами, объем информации, необходимый для обоснования и выбора технологического режима постоянной депрессии на пласт, обеспечивающий безводный дебит скважины на протяжении всего срока разработки месторождения, достаточно широк, к тому же большинство из этих параметров являются переменными. Поэтому для того, чтобы получать достаточную и корректную информацию о работе скважины и изменении параметров пласта, необходимо обеспечивать постоянный сбор и обработку данных о процессах, происходящих в скважине и в ПЗП, т. е. мониторинг, в рамках которого могут быть выполнены следующие функции:
1. Выявление параметров, характеризующих состояние окружающей ствол скважины породы, в отношении которых будет выработан необходимый порядок действий.
2. Формирование базы данных с информацией по работе газовых и газоконденсатных скважин на выбранном технологическом режиме.
3. Анализ поступающих параметров и их сопоставление с накопленной базой данных.
Существующие системы непрерывного мониторинга за состоянием газовых и газоконденсатных скважин
Применительно к газовым и газоконденсатным скважинам в работах Д. Брауна, Д.А. Рогачева [7],
В.Н. Ивановского [8], А.И. Ипатова, М.И. Кременецкого, А.А. Пустовских и др. [9], а также некоторых других авторов, рассмотрены способы повышения информативности и рентабельности систем геомониторинга путем применения оптоволоконных кабелей-сенсоров.
Для газовых и газоконденсатных скважин применение автоматизированных систем управления технологическими процессами не является новинкой, однако применение дистанционного глубинного гидродинамико-геофизического мониторинга для регистрации параметров состояния забоя скважины и ее призабойной зоны не осуществляется, поэтому работа таких систем будет рассмотрена на примере нефтяных скважин.
В работе [8] авторами обобщены результаты многолетней разработки и реализации в ПАО «Газпромнефть» дистанционной системы интеллектуального глубинного гидродинамико-геофизического мониторинга эксплуатационного фонда нефтяных скважин.
Меры, принятые в компании ПАО «Газпромнефть», позволили перейти на использование сертифицированных высокочувствительных средств измерения давления и температуры, что позволило повысить точность и оперативность получения данных о забойных параметрах. Благодаря этому отказались от применения некорректных методов эхолокации и увеличили долю выполнения плановых гидродинамических исследований с использованием стационарных измерительных систем.
Следует отметить, что, прежде чем изменять технологический режим работы скважины, необходимо после мониторинга параметров ее работы обработать полученную информацию, а затем протестировать различные варианты корректировки технологических режимов с учетом замеренных параметров. Для этого можно использовать цифровые двойники скважин.
Основные методы обработки данных в цифровом двойнике в режиме реального времени
Нефтегазовая отрасль активно использует технологию PIoT (интернет вещей) для постоянного наполнения цифрового двойника информацией с множества датчиков газовых скважин, получаемой в реальном времени. PIoT служит своеобразным мостом между физической газовой скважиной и ее цифровой моделью, обеспечивая эффективное взаимодействие и обмен данными.
В исследовании [10] были изучены возможности применения энергонезависимых комплексов телеметрии, которые позволяют без значительных затрат времени и финансовых средств обеспечить оптимизацию добычи и повышение качества оперативного управления за счет получения своевременной информации от существующего фонда эксплуатационных скважин, создать реальную геолого-геофизическую модель скважины с целью выработки эффективных управляющих воздействий на скважинное оборудование с учетом технологических особенностей месторождения – впервые такие методы разработаны, как поверхностные системы телеметрии.
Согласно работе [10], основные этапы обработки данных в цифровом двойнике нефтегазового сооружения в режиме реального времени включают:
1. Сбор данных: датчики и сенсоры собирают информацию о состоянии оборудования, параметрах работы систем и окружающей среды.
2. Обработка данных: алгоритмы машинного обучения и анализа данных обрабатывают собранные данные, выявляют закономерности и тенденции.
3. Прогнозирование: на основе обработанных данных система прогнозирует возможные сбои, износ оборудования и предлагает оптимальные режимы работы.
4. Мониторинг и контроль: система отслеживает состояние оборудования и систем в режиме реального времени, предупреждает о критических показателях и возможных проблемах.
5. Анализ данных: специалисты анализируют полученные данные, оценивают эффективность работы системы и вносят коррективы при необходимости.
6. Интеграция с другими системами: цифровой двойник интегрируется с основными системами управления и мониторинга предприятия, обеспечивая синхронизацию данных и обмен информацией.
Таким образом, обработка данных в цифровом двойнике позволяет своевременно выявлять уязвимости, прогнозировать возможные сбои и повышать эффективность работы нефтегазового сооружения.
Обзор существующих решений для оценки состояния призабойной зоны пласта
В публикации [11] приведен пример использования комплекса спектральной шумометрии и высокоточной термометрии для обнаружения негерметичности эксплуатационной колонны, зоны работы пласта, а также интервала заколонной циркуляции в вертикальной нагнетательной скважине.
В работе [12] отмечается, что шумометрия также позволяет оценивать дебиты каждого работающего интервала, определять характер притока (однофазный или двухфазный).
В исследовании [7] подчеркиваются преимущества контроля температуры вдоль всей длины нефтяной или газовой скважины, поскольку это позволяет быстро реагировать на любые изменения. Благодаря последним разработкам в области волоконно-оптических сенсоров, подразделение Sensa компании Schlumberger создало инновационные распределенные системы контроля температуры (DTS).
Система контроля температуры постоянно находится в скважине, что позволяет получать данные о текущих свойствах коллектора. Этот метод также применим в скважинах, где использование стандартных каротажных приборов невозможно из-за технологических ограничений.
Использование систем DTS в эксплуатационных скважинах дает возможность контролировать производительность скважин благодаря анализу температурных данных, используя тот факт, что геотермический градиент указывает на более низкую температуру фонтана из верхнего интервала в сравнении с фонтаном с больших глубин.
Забойное давление Рз является важнейшим параметром, характеризующим технологический режим работы каждой конкретной скважины. Рз лежит в основе расчета предельного безводного дебита и максимального дебита, при котором не происходит разрушение ПЗП. И в этой связи контроль за величиной забойного давления является основой для мониторинга эксплуатации скважин.
Скважинная манометрия осуществляется за счет использования глубинных манометров, позволяющим получить информацию об изменении давления на забое и ПЗП без остановки и глушения скважины. В настоящее время, при невозможности получения информации от геофизических приборов, забойное давление определяется расчетным путем, что, зачастую, сопровождается погрешностями.
Для более наглядного сравнения данных методов исследования скважин воспользуемся таким методом как SWOT анализ. Результаты анализа преимуществ и недостатков существующих методов геофизических исследований для оценки состояния призабойной зоны скважины представлены в табл.
Хотя некоторые современные решения позволяют при автономном использовании оборудования контролировать состояние крепи скважины, они имеют ряд недостатков с точки зрения сложности установки, эксплуатации и высокой стоимости.
Для решения описанной выше задачи в РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина на кафедре бурения нефтяных и газовых скважин совместно с малым инновационным предприятием ООО «Авеллон-ПроТехнологии» разрабатывается современная отечественная технология «Система активного мониторинга герметичности и оценки забойных параметров работы газовых и газоконденсатных скважин в процессе освоения месторождения в осложненных условиях» (Active well online).
Технология будет включать в себя ряд контрольно-измерительных приборов, предназначенных для измерения давления, температуры, расхода и шума, возникающего при движении флюида из пласта в ствол скважины через перфорационные отверстия. Конструкция и особенности применения современного спектрального шумомера, вошедшая в основу данной технологии, описана в работах [9, 11, 12]. Таким образом, следует отметить, что разрабатываемая технология должна повысить эффективность мониторинга добычи углеводородов, а также улучшить гидродинамический и геофизический контроль за разработкой месторождения. Но достичь заметных результатов, полагаясь на общепринятые методы «интерпретации и анализа, не предназначенные для глубинных дистанционных информационно-измерительных систем и не адаптированных под новые задачи», не получится.
Разработка алгоритма для проведения, обработки, количественной интерпретации и анализа результатов цифрового непрерывного мониторинга
Авторами был разработан обобщенный алгоритм проведения цифрового непрерывного мониторинга и управления газовыми и газоконденсатными скважинами в условиях возможного обводнения и разрушения пласта. Он представлен в виде блок-схемы на рис. 2 и предполагает:
1. Ввод исходных геолого-технических данных о конструкции скважины;
2. Сбор необработанных и расчетных операционных данных с глубинных контрольно-измерительных приборов;
3. Регистрацию данных в цифровом формате;
4. Обработку данных, которая заключается в расчете параметров QМД(∆Р), QМН.песок и QМД.песок при условии опасности разрушения пласта и сравнении полученных результатов. При условии опасности обводнения проводится расчет параметра Qп.б. – предельно безводного дебита, который определяется через допустимую депрессию на пласт ΔРдоп и коэффициенты фильтрационного сопротивления «а» и «b»;
5. Визуализацию — моделирование работы скважины на выбранном режиме для выработки оптимальных методов управления скважинным оборудованием с учетом специфики месторождения;
6. Выбор «оптимального» технологического режима эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин путем сопоставления полученных результатов;
7. Автоматическое/ручное действие, выполняемое программным обеспечением в режиме реального времени (консультационные системы).
Выводы
Таким образом, в ходе проведенных исследований обоснована актуальность разработки методико-алгоритмического и программного обеспечения для проведения цифрового непрерывного мониторинга за состоянием газовых и газоконденсатных скважин с установкой датчиков глубинной термометрии и манометрии.
Выполнен обзор и анализ существующих систем непрерывного мониторинга за состоянием газовых и газоконденсатных скважин и основных методов обработки данных эксплуатации в режиме реального времени. Представлены особенности применения ряда контрольно-измерительных приборов.
Авторами разработан и предложен обобщенный алгоритм проведения, обработки, количественной интерпретации и анализа результатов цифрового непрерывного мониторинга и управления газовыми и газоконденсатными скважинами с установкой датчиков глубинной термометрии и манометрии, способствующей более точному обоснованию выбора технологического режима эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин. Помимо этого, использование нового подхода в применении акустического метода для непрерывного мониторинга параметров работы добывающих скважин позволит дополнить текущие газогидродинамические (ГДИС) исследования скважин дистанционной системой активного мониторинга.
Разработка современных технических и программных решений, обеспечение дистанционной непрерывной регистрации забойных параметров работы скважин, оперативная передача достоверной, количественной информации о состоянии скважины в центры обработки данных, усовершенствование алгоритмов обработки информации способствуют однозначному и достаточному обоснованию для выбора технологического режима эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин.
