В Сколково разработали нетрадиционную диагностику традиционных скважин

16.10.20 17:16

Перед нефте- и газодобывающими предприятиями часто стоят такие задачи, как оценка производительности интервалов после гидроразрыва пласта (ГРП) и сравнение эффективности ступеней ГРП, выявление перетоков/заколонных каналов сообщения с целью повышение эффективности добычи нефти и газа. 

 

Например, обводнение продукции серьезно сказывается на экономических показателях работы скважин. Вода может поступать из целевого пласта или из других водоносных пластов, которые сообщаются с объектом через естественные трещины, высокопроницаемые слои или нарушения герметичности. Механическая расходометрия может обнаружить только место, где вода поступает в ствол, а не ее источник.  

 

Нежелателен и поток в заколонном канале, так как он указывает на нарушение герметичности. Цемент должен обеспечивать надежную гидравлическую изоляцию между эксплуатационной колоннойи внешней колонной или породами. С помощью традиционных методов можно оценить только качество контакта цемента с колонной и плотность цементного камня, но не герметичность, а ведь даже небольшие каналы могут пропускать флюид.В ходе диагностики требуется отслеживать движение жидкости в заколонном пространстве даже через насосно-компрессорные трубы и другие барьеры колонны. Это позволяет оценить и выбрать наиболее подходящий способ устранения нарушений герметичности. 

 

Кроме того, сокращение добычи может быть вызвано различными проблемами в системе скважин: низким пластовым давлением, зонами поглощения, нарушениями качества перфораций, дефектами колонн и пр. Диагностика этих проблем может быть нетривиальной, поскольку скважинные системы представляют собой сложную совокупность подземного оборудования. Традиционные подходы, как правило, рассматривают пласт в отрыве от конструкции скважины, а не взаимосвязанную и динамичную "систему скважины". А многочисленные места нарушений могут находиться далеко от ствола скважины и за металлическими барьерами, поэтому их трудно обнаружить. 

 

Новейшие разработки 

 

В 2014 году компания «Микс», резидент Фонда «Сколково», приступила к разработке электромагнитной платформы Pulse, которая обеспечивает точную диагностику до четырех концентрических барьеров-труб за одну спускоподъемную операцию. В отличие от обычных систем диагностики, она работает во всех типах скважин, включая двухлифтовые и выполненные из коррозионностойкого сплава. Данная технология была успешно применена в тысячах скважинных системах по всему миру.  

 

В 2016 году компания еще одна сколковская компания - «Сонограм» - начала реализацию проекта по cпектральной скважинной шумометрии. В результате была усовершенствована акустическая платформа TGT Chorus. Данная платформа является частью системы "Истинное техсостояние" и используется для оценки герметичности (подтверждения отсутствия утечек) барьеров скважинных систем в рамках сервисов "Истинное техсостояние – Диагностика герметичности. Применение технологии Chorus позволяет решать ряд задач, стоящих перед недропользователями, как то: детектирование сквозных нарушений в скважине, мониторинг состояния скважины после проведения процедуры гидроразрыва пласта, оптимизация давления нагнетания, детектирование интервалов выноса песка. Технологии успешно применяются в коммерческих целях.  

 

Совместно с Фондом «Сколково» также был реализован проект компании «Термосим» по теме «Технология термогидродинамических исследований скважин». В рамках реализации проекта в 2019 году был введен в эксплуатацию новый симулятор для добывающих скважин термогидродинамической платформы Cascade, который позволяет интерпретировать данные ГИС, в результате чего составляется подробный отчет о текущем профиле притока, заколонных перетоках, прорывах воды и газа. Данный симулятор успешно применяется в рамках специализированного комплекcа запатентованных сервисов «Истинный Поток».  

 

В августе 2020 года компания «Микс» завершила реализацию проекта «Мультисенсорная электромагнитная дефектоскопия», результатом которого стал запуск Pulse1 - первой в отрасли малогабаритной технологии, обеспечивающей измерение истинной толщины стенки НКТ или первой колонны в восьми секторах со «всесторонним» электромагнитным зондированием состояния стенок. Это дополнение к электромагнитной платформе Pulse, одной из пяти запатентованных платформ, которые обеспечивают функциональную диагностику нефтяных месторождений сквозь барьеры. 

 

Технология Pulse1 была разработана для удовлетворения растущей потребности отрасли в управлении целостностью "без компромиссов", поскольку многорычажный профилемер и обычные электромагнитные методы не полностью соответствуют современным требованиям.  

 

Профилемеры измеряют внутренний диаметр и оценивают толщину колонн из расчета "номинального" наружного диаметра. Изменения фактического диаметра и внешняя коррозия, невидимые для профилемеров, могут привести к неверным значениям толщины колонн. Кроме того, твердые отложения или асфальто-смолистые парафинистые отложения на внутренней поверхности могут маскировать внутренние дефекты и приводить к ложным показаниям.  

 

Pulse1 измеряет фактическую толщину колонны в нескольких секторах и обеспечивает большую точность в широком диапазоне сценариев. 

 

Области применения технологии Pulse1: 

 

 Применение Fracture Flow 

 

На основе разработок резидентов «Сколково» было создано решение Fracture Flow, которое используется международной компанией  TGT Oilfield Services. Разработка позволяет определять и оценивать притоки из трещин, а также количественно характеризовать профили притока из скважин после гидроразрыва. Работа с продуктом осуществляется с применением системы TrueFlow, объединяющей в себе несколько технологических платформ, как то: Chorus (акустика)  и  Cascade (термометрия), Indigo (мультисенсорные измерения)  и Maxim (цифровая рабочая среда). Задача True Flow – сбор, изучение и анализ акустических спектров и температурных колебаний, вызываемых потоком углеводородов или иных жидкостей, поступающих из пласта в ствол скважины через работающие трещины. 

 

Решение Fracture Flow используется в работе российских и мировых добывающих компаний нефтяной и газовой отраслей: «Роснефть», «Лукойл», «Татнефть», «Газпром нефть», «Газпром ПХГ», НОВАТЭК, АНК «Башнефть», «Сахалин ЭнерджиИнвестмент Компани Лтд.», SaudiAramco, Shell, BP, Chevron, ADNOC, ConocoPhillips, Total, Petronas. 

 

Определение источников обводнения и профиля притока в скважине с многостадийным гидроразрывом пласта. 

 

Задача 

 

 

Многостадийный гидроразрыв пласта (МСГРП) - эффективный метод интенсификации добычи для гетерогенных, слабопроницаемых нефтяных пластов. Однако в процессе гидроразрыва всегда есть риск образования сообщения c водоносным пластом, что вызывает высокую обводненность в скважине после стимуляции. 

 

Преимущества сервисаTGT :

 

В данном примере в Волго-Уральском регионе России перед недропользователем стояла задача выявить источники обводнения в горизонтальной скважине в низкопроницаемом карбонатном пласте после проведения МСГРП. Необходимость точной диагностики в скважине после проведения многостадийного кислотного гидроразрыва была вызвана неопределенностью в выборе эффективнойстратегии капитального ремонта для изоляции обводняющих продукцию зон. 

 

Решение 

 

Недропользователь выбрал сервис TGT «Поток по трещинам» для понимания профиля притока в скважинной системе и определения источников обводнения.Сервис «Поток по трещинам» осуществляется диагностической системой «Истинный поток». Диагностические системы TGT объединяют в себе несколько фирменных технологических платформ, которые имеют общую структуру и рабочий процесс, включающий программы и методы, инструменты и измерения, обработку и моделирование, а также анализ и интерпретацию. 

 

 

платформа Chorus регистрирует и анализирует акустическую энергию, создаваемую потоком флюида, ее роль в данном примере из практики заключалась в том, чтобы помочь определить нецелевое движение флюида в заколонном пространстве. В сервисе «Поток по трещинам» используются комплексный многосенсорный прибор, уникальная программа проведения работ, а также программное обеспечение для обработки данных и моделирования, которое имеет свои особенности в сравнении с другими сервисами группы «Истинный поток». 

 

Данный метод способен выявлять местоположение и определять расстояние до источника акустического сигнала от оси скважины. Это позволяет отличать движение флюида в пластах от движения флюида в нарушениях герметичности конструкции. 

 

Результат 

 

Акустический сигнал зарегистрирован в узком интервале над целевым пластом. Данный широкополосный сигнал мог генерироваться как движением флюида по пласту, так и через нарушение герметичности конструкции (см. Линию A на Рисунке 1). 

 

Принимая во внимание конструкцию скважины и распространение акустической волны в стволе скважины и в горных породах, платформа TGTChorusпозволила определить, что источник акустического сигнала находился за границами ствола скважины. Было сделано заключение о том, что сигнал был создан турбулентным движением жидкости из непредусмотренной трещины над целевым пластом. Притекающий флюид из нецелевой трещины перетекал вниз по ЗКЦ, поступая в ствол скважины через самую верхнюю перфорацию.  Именно эта нецелевая трещина была причиной появления воды в продукции скважины. 

 

Благодаря результатам диагностики с использованием сервиса «Поток потрещинам» недропользователь изменил программу проектирования гидроразрыва для оптимизации добычи и предотвращения формирования нецелевых трещин в будущем. 

 

 

 

Рис.1 Результаты комплексного каротажа: определение источника акустического сигнала 

 

 

В работе принимали участие: Ирина Асланян, Роза Минахметова, Сергей Салмин, Александр Трусов, Азат Лутфуллин, Булат Ганиев, Ришат Хабипов, Азат Хабибрахманов, Айдар Якупов, Павел Морозов.

 

 

 

 

Читайте также: