Повышение качества исследований низкопродуктивного фонда скважин

1. Обзор научно-технической литературы по применению гидродинамических исследований скважин

Развитие нефтяной промышленности зависит от целого ряда факторов, и прежде всего природного характера, то есть от наличия сырья, его количества и качественной характеристики. Постоянный рост обводнения скважин и необходимость дальнейшей интенсификации разработки нефтяных месторождений ставит перед нефтегазодобывающими Компаниями труднейшую задачу по поддержанию фонда скважин в работоспособном состоянии.

С целью своевременного реагирования на изменения в призабойной зоне пласта и нарушения в работе оборудования в процессе эксплуатации скважин выполняется ряд исследований.

Как известно, гидродинамические исследования скважин – это комплекс работ, которые позволяют получить сведения о составе геологических, в том числе углеродосодержащих пластов и их свойствах, требующиеся в рамках изучения как действующих, так и заброшенных или пробуриваемых скважин. Основными задачами гидродинамических исследований являются оценка фильтрационных свойств продуктивного пласта, максимально достижимого дебита при разработке пласта, контроль динамики производительности скважин, анализ рисков ее снижения вследствие ухудшения проводящих свойств трещин, обоснование потенциала увеличения дебитов, связанного с возможной корректировкой режима работы скважин, обоснование точечных рекомендаций по очистке трещин и повторных гидроразрывов пластов, а также заключение об эффективности применяемой конструкции и выполняемой стимуляции скважин. [1, с. 122-125; 2, с. 50-56]

В статье [3, с. 124-140] демонстрируется результат проведения межскважинного импульсного гидропрослушивания на одном из газовых месторождений Сурхандарьинского нефтегазоносного региона Республики Узбекистан. В процессе исследования на месторождении производилась регистрация забойных давлений в скважинах с помощью автономных глубинных манометров разрешающей способностью около 70 Па, производились замеры дебита добывающей (возмущающей) скважины с помощью кориолисового расходомера трехфазного сепаратора. На основании полученной информации запланировано создание опорной сети мониторинговых скважин, оснащенных стационарными глубинными манометрами с непрерывной передачей замеров в промысловую систему сбора данных.

В работе Колтунович А. А. [4, с. 184-195] был предложен комбинированный подход, включающий в себя следующие методы проведения и интерпретации: фильтрационные волны давления, «кривой реакции» и численное моделирование. Особенностью данного подхода является возможность интерпретации гидродинамических исследований, не требующий остановки скважин, работающих в периодическом режиме, который является дополнительным источником информации о фильтрационных параметрах и энергетическом состоянии пласта. Для определения достоверности полученных результатов предлагаемого подхода был проведен сравнительный анализ с результатами классических методов интерпретации, показавший удовлетворительную сходимость.

Зыков А. С., Ридель А. А. и др. в статье [5, с. 48] осветили вопросы исследования и интерпретации данных по скважинам на нефтяных оторочках. В данных условиях получение информации о работе пласта, контроль и управление разработкой является крайне актуальной и в то же время сложной задачей. Выполненный комплекс исследований позволил получить совокупное представление о системах потоков на скважинах в разных районах пласта. По части скважин выполнена оценка ФЕС, по части – ретроспективный анализ, что дает понимание о динамике изменения Рпл на конкретной скважине, относительное представление об изменении Рпл на скважинах участка. Произведена группировка скважин с выявленными типовыми диагностическими признаками.

2. Приборы и оборудование для исследования скважин

Для гидродинамических исследований скважин (ГДИС) применяют целый комплекс приборов, которые позволяют измерять ключевые параметры: давление, температуру, уровень жидкости, дебит и состав флюидов. Выбор оборудования зависит от типа скважины, целей исследования и метода ГДИС (КВД, КПД, КВУ и др.).

Глубинные приборы (манометры, термометры, расходомеры-дебитомеры и комплексы), применяемые в процессе ГДИС по способу получения измерительной информации, бывают автономные и дистанционные. Глубинные приборы – это ключевой класс оборудования для ГДИС. Они спускаются в скважину на проволоке, насосно-компрессорных трубах (НКТ) или в составе контейнера КАП для регистрации забойного давления и температуры в пластовых условиях.

Автономные приборы позволяют получить результаты измерений или регистрации параметра (давления, расхода, температуры и др.) только после подъема их из скважины.

Дистанционные приборы передают показания на поверхность земли от датчика на забое по бронированному электрическому кабелю, соединяющему дистанционный глубинный прибор с вторичным прибором на поверхности. В этом их преимущество, так как возможны контроль и наблюдение за процессом исследования скважины и оперативного вмешательства в необходимых случаях.

Глубинные комплексы снабжаются несколькими датчиками для одновременного замера и регистрации давления, температуры, расхода флюида, влагосодержания и т. д. Их широко используют при изучении слоистых и многопластовых месторождений.

Расходомеры (дебитомеры) используются для измерения расхода жидкости или газа в скважине. В зависимости от принципа действия бывают механическими, термокондуктивными, электромагнитными, ультразвуковыми и другими.

Уровнемеры применяются для определения уровня жидкости в скважине. Могут быть погружными высокочувствительными манометрами или гидростатическими.

Для определения состава флюида (влагосодержания):

• Влагомеры. Измеряют долю воды в потоке продукции скважины. Используются диэлькометрические, микроволновые и другие методы.
• Гамма-плотномеры (ГГП). Измеряют плотность жидкости в скважине по интенсивности поглощения гамма-квантов.

Для оценки технического состояния скважины:

• Локаторы сплошности металла труб. Позволяют выявить нарушения в обсадной колонне и НКТ.
• Термометры. Используются для изучения распределения температуры по стволу скважины.

Для геофизических исследований:

• Резистивиметры. Измеряют удельное электрическое сопротивление жидкости, чтобы выделить водоносные зоны или определить нефтеводораздел.
• Гамма-гамма цементомеры (ГГЦ). Оценивают качество цементирования обсадной колонны и уровень подъёма цементного раствора.
• Акустические приборы (например, широкополосный акустический метод – ШАМ). Используются для оценки состояния цементного камня и его сцепления с колонной.

Дополнительные системы

В современных ЦДНГ активно используются телеметрические системы (ТМС), которые включают погружные датчики давления, температуры и расхода, передающие данные на поверхность по кабелю. Это позволяет организовать непрерывный мониторинг параметров в режиме реального времени.

Также применяются системы измерений количества и показателей качества нефти (СИКНС), которые включают массовые расходомеры, влагомеры и другие датчики для автоматизированного учёта и контроля параметров нефтегазоводяной смеси.

Таким образом, арсенал приборов в ЦДНГ очень широк и постоянно обновляется. Выбор конкретного оборудования зависит от задач исследования, конструкции скважины, условий эксплуатации (температура, давление, агрессивность среды) и требуемой точности измерений.

3. Предлагаемый метод ГДИ

При разработке нефтяных месторождений горизонтальными или наклонно-направленными скважинами одной из важнейших задач становится мониторинг распределения притока по стволу скважины. Возможные неравномерности притока связаны, прежде всего, с неоднородностью в распределении фильтрации и емкостным свойства вдоль ствола скважины, неравномерность в распределении депрессии, возможная пересыпка ствола скважины, частичная или полная закупорка противопесочных фильтров механическими примесями либо глинистым материалов, постепенное засорение пор призабойной зоны, прорывы воды и газа и другие.

Мониторинг профиля притока позволяет выявить причины снижения эффективности работы скважины, вовремя запланировать и провести соответствующие геолого-технические мероприятия. Также данная информация позволит вовремя обновлять гидродинамические модели разработки месторождения для принятия стратегических решений.

На скважинах с дебитом менее 5 м³/сут вероятность получения нерезультативного КВУ составляет более 70%, что обусловлено:

• сбоем в работе прибора, в т. ч. обусловленного снижением давления в затрубном пространстве;
• длительной стабилизацией давления (более 1 месяца).

Применение прибора Магматэк позволит повысить качество получаемых замеров и снизить количество недостоверных КВУ, а также автоматизировать процесс получения данных.

Скважинами-кандидатами для проведения ОПР в 2025 году стали малодебитные скважины, на которых проводились реанимационные работы. На время реанимации скважин ЧРЭП был установлен межтраверсный датчик динамометрирования «MGT-СДД1», блок сбора и передачи информации стационарных (БСПС) фирмы «Магматэк».

Блок Сбора и Передачи информации Стационарный предназначен для сбора информации из датчиков «MGT-СДД1» в автоматическом режиме по беспроводному каналу связи Bluetooth, хранения собранной информации и передачи ее по каналу GPRS сотовой GSM связи (укомплектование БСПС Сим-картами). Устанавливается в шкаф управления ШГНУ или КТП и работает как от сети 220 V, так и от встроенного аккумулятора.

Рис. 1. Стационарный датчик динамометрирования «MGT-СДД1»

Рис. 2. Блок Сбора и Передачи информации Стационарный «MGT БСПС-1».

Данная система программируется 1 раз при монтаже комплекса и установки ЧРЭП. Работает в автоматическом режиме продолжительное количество времени, не требует технического обслуживания и вмешательства человека в работу комплекса. Позволяет записывать динамограммы по заданной временной схеме.

На скважине в СУ ставится блок сбора и передачи информации стационарный БСПС и каждая полученная динамограмма передается по GSM каналу на электронную почту интерпретатора.

Выводы

В настоящее время промысловые и геофизические службы все шире включают в комплексы скважинных исследований различные гидродинамические измерения в процессе испытаний продуктивных пластов. Это оправдано, так как гидродинамические методы исследований пластов и скважин совместно с промысловыми данными потенциально способны информационно обеспечить процесс контроля за энергетическим состоянием основных объектов эксплуатации. Информативность таких работ возрастает при выполнении одновременного контроля за поведением системы «скважина-пласт».

Использование комплекса приборов «Магматэк» при реанимации скважин ЧРЭП позволит:

• полностью исключить трудозатраты и затраты на технику для динамометрирования скважины при реанимации;
• предотвратить аварии СК, связанные с превышением предельных значений нагрузки действующей на элементы подвески станка-качалки;
• возможность получать точные динамограммы по заданному временному интервалу без роста эксплуатационных затрат и трудоемкости;
• сбор информации из датчиков с помощью современных цифровых устройств, позволяет кратно ускорять процессы получения информации о работе приводов ШГНУ и ГНО;
• монтаж датчика «MGT СДД-1» производится один раз на время реанимации. Работа оператора становится намного безопаснее.