USD 75.8146

+0.05

EUR 89.8934

-0.04

BRENT 48.23

+0.39

AИ-92 43.28

0

AИ-95 47.52

+0.03

AИ-98 52.9

+0.03

ДТ 48.53

+0.03

8 мин
386
0

Интеллектуальные скважинные системы

Совокупные ТрИЗ в России оцениваются сегодня в 22,5 млрд тонн, и данные по трудноизвлекаемым запасам имеют тенденцию ежегодного увеличения. Добыча на месторождениях осложнена множеством факторов, что требует применения самых современных технологий, направленных на повышение эффективности эксплуатационных характеристик скважин. Кроме того, учитывая кризисные явления последних лет, особую актуальность приобретает применение российских разработок. Но на пути их внедрения стоит ряд препятствий. Какие инновации в строительстве скважин уже применяются, с какими сложностями приходится сталкиваться их создателям, и каковы механизмы преодоления проблем?

Интеллектуальные скважинные системы

Высокотехнологичные инновации в добыче

Работа современной скважины невозможна без системы постоянного мониторинга. Такие системы включают различные контрольно-измерительные приборы, датчики давления и температуры, что делает работу скважины прогнозируемой, безаварийной и эффективной. Но применение глубинной электроники было сопряжено с проблемой: в скважинах, где содержание сероводорода доходило до 6%, десятая часть оборудования выходила из строя.

За рубежом эта проблемы была решена посредством применения TEC - tubing encapsulated cable дорогостоящего кабеля с металлической трубкой. В России производство TEC не налажено до сих пор, а учитывая стремление недропользователей к снижению затрат, высокая стоимость кабеля не делает его популярным.

Вынесение глубинной электроники на поверхность

Решение пришло в 2016 году, когда ООО «НПТ АлойлСервис» в сотрудничестве с выпускником Казанского национального исследовательского технического университетом им. А.Н. Туполева (КАИ) Яаном Адольфовичем Партс, была разработана и запатентована уникальная система постоянного мониторинга с датчиками температуры и давления на базе кварцевых датчиков без глубинной электроники. Уникальность нововведения заключалась в том, что вся электроника располагалась на устье скважины, а на глубине помещались лишь кристалл кварца и кабель.

Разработка стала практическим воплощением научной работы Партса, защитившего по данной теме кандидатскую диссертацию под руководством профессора КАИ Евдокимова Ю.К.

За четыре года десять компаний, среди которых ПАО «Татнефть», малые нефтяные компании республики Татарстан, Варьеганнефтегаз (ПАО «Роснефть») и другие, внедрили эту систему на более чем трехстах скважинах. В ПАО «Лукойл» 135 скважин было оборудовано не только датчиками температуры и давления, но и глубинными вихревыми расходомерами собственной разработки. Также было оборудовано несколько скважин на территории Казахстана.

Количество поломок оборудования - менее 1% даже с применением недорогого геофизического кабеля. Система быстро приобрела популярность и стала востребована не только в России, но и за рубежом. Сегодня, ею ежегодно оснащается более 100 скважин по всему миру.

ООО «Нефтепромысловые технологии АлойлСервис» — это высокотехнологическая компания с полным циклом работ от проектирования, разработки, производства, до поставки и внедрения инновационных цифровых технологий, как на отдельные скважины, так и на месторождение в целом. Сегодня ООО «НПТ АлойлСервис» выпускает широкую линейку продуктов под брендом «TotaSystems»

Электрические клапаны

Добычные и сервисные компании зачастую вынуждены вести борьбу с осложнениями. Одно из них – обводненность.

В 2012 году совместно с профессором Абдрахмановым Г.С. и Филипповым В.П., специалисты компании разработали электрические клапаны для регулирования потоков нефти и воды в горизонтальных скважинах. Данная технология позволяет отключать высокообводненные участки горизонтальной скважины, не прерывая добычу нефти. А также применять циклический метод эксплуатации отдельных участков и осуществлять постоянный мониторинг забойных давлений и температур каждого участка.

Технология управляемой эксплуатации с использованием электроклапанов TotaSystems-1 была успешно внедрена на горизонтальной добывающей скважине 41502Г в ПАО «Татанефть» в 2012 году.

В результате удалось успешно разделить горизонтальную часть скважины на два участка (ближний и дальний) и отключить высокообводненный дальний участок (см. рис. 1). Таким образом, обводненность скважины была снижена с 50 % до 10 %, добыча нефти увеличена на 80 %. За два с половиной года эксплуатации ближнего участка, с отключенным высокообводненным дальним участком, накопленная добыча нефти составила 12 тыс. тонн, воды - 9 тыс. тонн. Если бы ГС эксплуатировалась по всей длине (т.е. без клапанов) нефти было бы добыто в два раза меньше, а воды в 1.7 раза больше [1]. В настоящее время обсуждается внедрение двухсегментой системы на 110 скважинах Камышлинского месторождения в 2021-2025 годы. Потенциальная прибыль ПАО «Татнефть» составит более 7 миллиардов рублей (оценка специалистов ПАО «Татнефть»).

С 2007 года системами Tota Systems оборудовано 1500 скважин в нефтяных компаниях России и Казахстана. С 2016 года системами последнего поколения оборудовано 300 скважин – все системы работают без сбоев.



РИС. 1. Промысловые испытания оборудования для управляемой с поверхности эксплуатации горизонтальной скважины, разделенной на два сегмента (скв. 41502Г, ПАО «Татнефть»)

Трехстадийное заканчивание

В 2015 году в ПАО «Татнефть» было внедрено трехстадийное заканчивание (см. рис. 2). Но в силу того, что скважина-кандидат была подобрана неудачно (100% обводненность во всех трех секциях), эффективность установленной системы показать не удалось. В настоящее время техническое оборудование было извлечено из этой скважины, состояние хорошее, планируется его установка на другую скважину. Отметим уникальность системы, так как во всем мире применяются лишь неизвлекаемые интеллектуальные заканчивания, что приводит к большим финансовым потерям в похожих ситуациях.


Рис. 2 Промысловые испытания оборудования для управляемой с поверхности эксплуатации горизонтальной скважины, разделенной на три сегмента (скв. 16032Г, ПАО «Татнефть»).

Термокоса – аналог оптоволоконных систем

В обозримой перспективе разработчики планируют провести полевые испытания новых продуктов компании. Один из них - «Термокоса». Этот аналог оптоволоконных систем DTS (distributed temperature sensors) (см. рис. 3) состоит из 80-2000 точечных кварцевых датчиков температуры и двух датчиков давления (уникальные датчики без глубинной электроники). К преимуществам новинки следует отнести в двадцать раз более высокую разрешающую способность по температуре (0.005 С вместо 0.1 С), низкую себестоимость, простоту установки в скважину и надежность. Данная система позволит определять профиль добычи или закачки скважины в режиме реального времени, выполнять коррекцию гидродинамической модели залежи и с высокой степенью надежности принимать технологические решения по оптимизации работы скважины и месторождения в целом.


РИС. 3. Термокоса позволяет в режиме реального времени измерять температурный профиль и по нему определять профиль притока

Интеллектуальное заканчивание

Также разрабатывается новое интеллектуальное заканчивание TotaSystems-2 с электроклапанами с внешним диаметром 89 мм и извлекаемыми гидравлическими пакерами, позволяющими разделить 114 хвостовик на 10-15 секций и управлять добычей / закачкой в режиме реального времени. Полевые испытания системы намечены на октябрь 2020 года в компании ООО «Карбон-Ойл», где планируется разделить нагнетательную скважину на три секции и оснастить системами постоянного мониторинга семь добывающих скважин, чтобы выяснить влияние закачки на добывающие скважины и уточнить гидродинамические параметры пласта (рис. 4). Работа планируется в партнерстве с компанией «Софойл».

Похожий проект по цифровизации месторождения обсуждается также с компанией ADNOC (Абу-Даби). Запланированы два ОПР в 2020-2021 годах.


РИС. 4. Бурение одной горизонтальной нагнетательной скважины с тремя клапанами дешевле, чем бурение трех вертикальных нагнетательных скважин. Датчики P, T в добывающих скважинах отслеживают влияние нагнетательной скважины по трем зонам методом импульсного кодового гидропрослушивания (ИКГ)

Что стоит на пути у новых технолоигй?

Следует отметить, что для создания новых технологий в сжатые сроки требуется тесное сотрудничество с Заказчиком. На сегодняшний момент, в России и в мире в целом таких примеров, к сожалению, не много. Рассмотрим основные проблемы, возникающие при создании новых технологий, и пути их решения.

1) Проблемы на сегодняшний день: самый важный этап – постановка задачи и четкое техническое задание. Сейчас нет детального понимания проблем, которые стоят перед Недропользователем.

Возможные пути решения и предложения: Недропользователь у себя на сайте в открытом доступе выкладывает техзадания на новые разработки с указанием контактного лица. Любая компания может скачать техзадание и в деталях обсудить все технические и коммерческие вопросы.

2) Проблемы на сегодняшний день: следующий этап – разработка новой технологии. Сейчас сложно уговорить недропользователя профинансировать разработку. Это приводит к тому, что Недропользователь не вовлечен в решение проблемы.

Возможные пути решения и предложения: для самых актуальных задач в техзадании на сайте недропользователя указано, что разработка спонсируется на 100% недропользователем, либо на 50%. При этом недропользователь не забирает патент у разработчика, а получает лицензию на право применения технологии по льготной цене на своих месторождениях, например, на 5 лет.

3) Проблемы на сегодняшний день: следующий этап – опытно-промышленные работы (ОПР). Сейчас тратится много усилий, чтобы 3.1) уговорить Недропользователя выделить скважину под ОПР, даже бесплатно. 3.2) Следующая проблема – критерии успешности. Сейчас часто в качестве критерия используется количество дополнительно извлеченной нефти. При этом, технология может отработать, но из-за того, что скважина подобрана неверно – дополнительной нефти нет. 3.3.) В случае неуспешности ОПР – технология попадает в черный список.

Возможные пути решения и предложения: 3.1.) У Недропользователя существует полигон для испытаний. В любое время можно онлайн подать заявку и опробовать технологию. Причем, если технология дает эффект – то ОПР оплачивается. 3.2) Критерии успешности описывают то, что технология отработала (сработало как железо, так и ПО). При этом не навязываются критерии, что обязательно получена дополнительная нефть, так как это во многом зависит от геологических условий и подбора скважины, месторождения (т.е. это ответственность в первую очередь недропользователя, а не того, кто разработал технологию). 3.3) Недропользователь понимает, что только 1 из 10 разработок успешна, поэтому в случае неуспешного ОПР – просто не оплачивается ОПР. При доработке технологии – вновь допускается разработчик к ОПР на полигоне без каких-либо ограничений.

4) Проблемы на сегодняшний день: следующий этап – коммерциализация. Сейчас недропользователь зачастую отказывается вносить предоплату.

Возможные пути решения и предложения: Недропользователь обязуется внести 50% предоплаты за поставку новой технологии.

Отдельно хочется подчеркнуть, что заказчика зачастую интересуют только самые дешевые системы. Но современные интеллектуальные скважинные системы не могут стоит дешевле, чем стандартное оборудование (трубы без датчиков и электроклапанов). Заказчики должны понимать, что лучше сразу потратить большую сумму на оснащение скважины системами интеллектуального заканчивания и датчиками и получить дистанционно управляемую скважину, чтобы впоследствии сэкономить гораздо большие суммы на дорогостоящих водоизоляционных ремонтах, выездах бригад на скважину, исследованиях и в конечном итоге снизить себестоимость продукции и добыть больше нефти.

 

Литература

  1. Расширяемые трубные изделия и технология регулируемого отбора нефти и воды, повышающие доходность нефтяных месторождений. Георесурсы, 2017, Т. 19. №3. Ч.1. С. 191-197.



Статья «Интеллектуальные скважинные системы» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№9, Сентябрь 2020)

Авторы:
Читайте также