USD 69.1263

+0.17

EUR 75.3348

+0.38

BRENT 87.72

+0.17

AИ-95

0

AИ-98

0

ДТ

0

8 мин
...

GEOSPLIT: стратегия лидерства в области мониторинга горизонтальных скважин

2022 год поставил перед компаниями топливно-энергетического комплекса сложные задачи. Ограничение доступа к привычному импортному оборудованию и технологиям привело к тому, что предприятия были вынуждены пересматривать планы и менять фокус деятельности. Развиваясь в тандеме с добывающими компаниями, нефтесервисные предприятия также попали под влияние общеотраслевой тенденции. Однако пока одни ищут замену выпавшим звеньям технического развития, другие – сами формируют рынок технологий.

GEOSPLIT: стратегия лидерства в области мониторинга горизонтальных скважин

Источник: Пресс служба Geosplit

Москва, 7 дек - ИА Neftegaz.RU. Евгений Малявко, технический директор ГеоСплит, об итогах уходящего года и стратегических планах развития технологии маркерной диагностики в 2023.

IMG_0740.jpg– Евгений, компания ГеоСплит является ярким представителем нефтесервисной отрасли. Какие технологические вызовы удалось преодолеть компании в 2022 году, ощущаете ли Вы какие-либо кризисные явления?

– Турбулентная среда ускоряет ход течения времени. Линейные процессы любых аспектов нашей жизни могут начать развиваться по экспоненте. Бизнес-организации, которые имеют систему стратегического мониторинга и анализа, должны непрерывно искать и создавать новые конкурентные преимущества для повышения ценности своих продуктов и услуг.

Наша компания продолжает оставаться отраслевым лидером в области маркерной диагностики скважин. В уходящем году мы сосредоточились на двух направлениях технологического развития – повышение информативности результатов исследований и развитие методик практического использования данных мониторингов.

Что касается первого направления, до 2022 года мы могли предложить нашим заказчикам два практических подхода в оценке информативности технологии – слепое тестирование на точность определения маркеров в лабораторных условиях и скважинные промысловые испытания, под которыми понимается сравнение профиля притока по технологии маркерной диагностики и по традиционному методу промыслово-геофизических исследований (расходо-, термо-, шумометрия и др.). У каждого из этих подходов есть преимущества и ограничения. Например, лабораторное слепое тестирование – это оперативный, беззатратный способ оценить работоспособность технологии и ее погрешность, который, однако, не позволяет полностью воспроизвести скважинные термобарические и гидродинамические условия. С другой стороны, сравнение с ПГИ для недропользователей – далеко не бюджетный способ верификации технологий, к тому же в скважинных условиях есть свои ограничения и неконтролируемые факторы, такие как кольматация ствола скважины, наличие застойных зон, сложное многофазное течение. Факторы, которые невозможно достоверно зафиксировать и которыми нельзя управлять, вносят рассинхронизацию в качество проводимых испытаний и объективность получаемого результата.

Именно поэтому совместно с нашими заказчиками в 2022 году мы провели серию испытаний на стендах и фильтрационных установках независимых компаний, где были смоделированы условия, близкие к скважинным. Так мы приблизились к созданию третьего подхода – более технологичного, объединяющего преимущества первых двух.

– Какие результаты и выводы были сделаны на основании проведенных в 2022 году испытаний?

– Результаты испытаний подтвердили принципиальную работоспособность технологии в сложных термобарических и гидродинамических условиях работы реальных скважин, а также выявили направления дальнейшего совершенствования наших продуктов. Благодаря полученным результатам мы скорректировали нашу R&D-стратегию, одно из ключевых изменений – это создание собственного высокотехнологичного стендового полигона. В течение нескольких месяцев мы создали его концептуальную 3D-модель. В настоящее время завершается разработка проектной конструкторской документации. Следующий этап – непосредственное изготовление, пусконаладка, приемочные и аттестационные испытания стенда.

– Нечасто можно увидеть, что нефтесервисная компания создает свой собственный полигон. Насколько сложно для Вас было принимать такое решение, ведь оно наверняка потребовало дополнительных ресурсов и поиска новых компетенций?

– Отсутствие доступных многофункциональных стендовых комплексов для испытаний скважинного оборудования – проблема для нефтегазовой отрасли повсеместная. Испытания – это завершающая стадия любого НИОКР, от которой зависит итерационность работ – нужно ли дорабатывать технологическое решение, в какой части требуется доработка или оно уже может считаться технологически зрелым. В современных реалиях гибкость в НИОКР – большое конкурентное преимущество.

Поэтому решение было принято нами быстро. Благо, опыт по разработке многофункциональных стендов у нашей технической команды имеется. Мы сразу решили, что стендовый комплекс должен быть высокотехнологичным, а проект по его созданию будет реализовываться в соответствии с современными стандартами качества проектирования – требований Единой системы конструкторской документации (ЕСКД), практик PMI и норм промышленной безопасности.

Следует упомянуть, что после завершения проектирования к реализации проекта подключится один из наших стратегических партнеров, что позволит предоставлять возможности создаваемого стендового полигона и для других нефтесервисных компаний, занимающихся оказанием услуг в области исследования скважин, в том числе ПГИ.

РИС. 1. Стендовый комплекс для сертификационных испытаний систем динамического маркерного мониторинга
Рис.1. Стендовый комплекс для сертификационных испытаний систем динамического маркерного мониторинга

– Вы упоминаете принцип кооперации, какую роль он играет при реализации проектов компании?

– Кооперация важна при любом внутриотраслевом взаимодействии.

Например, в 2022 году была завершена разработка отраслевого стандарта в области маркерных исследований скважин. Эта работа проведена совместно с Институтом нефтегазовых технологических инициатив, являющимся площадкой недропользователей, производителей оборудования, инжиниринговых и сервисных компаний для совместной работы над созданием и унификацией системы оценки соответствия качества продуктов и услуг в нефтегазовой отрасли.

Выражаю уверенность, что заданный нами тренд по стандартизации и сертификации технологий маркерных исследований скважин будет продолжен с активным участием
наших заказчиков, а также других заинтересованных сторон.

– Какие примеры Вы могли бы привести по практическому применению технологии маркерной диагностики? Каким образом технология помогла недропользователям повысить эффективность нефтедобычи в 2022 году?

– По мере роста количества исследованных скважин по технологии динамического маркерного мониторинга все больше встает вопрос о принятии геолого-технических решений на основе полученной информации. Напомню, что технология маркерной диагностики является инструментом получения данных о профиле и составе притока продуктивного ствола горизонтальных, наклонно- направленных и многоствольных скважин, который не требует проведения внутрискважинных операций и остановки добычи.

Технология находит массовое применение для проведения непрерывного промыслово- геофизического контроля за добычей и разработкой. Кроме того, по ряду месторождений были накоплены существенные массивы данных, которые можно анализировать для решения более сложных и узконаправленных задач.

Нам удалось, на мой взгляд, впервые в отрасли систематизировать факторы, определяющие «природу» профилей притока горизонтальных скважин. Мы классифицировали их следующим образом2:
  • Проектно-технические факторы, связанные с ориентацией и проходкой ствола, дизайном гидроразрыва пласта и т.д.; это те факторы, которые были заложены и реализованы
  • при строительстве скважины и интенсификации притока;
  • Геологические факторы, к которым относятся неоднородность фильтрационно- емкостных свойств коллектора, его строение и другие геологические характеристики;
  • Гидродинамические факторы, которые отражают процессы внутрискважинной гидравлики и подземной гидродинамики при реализации системы разработки месторождения;
  • Кольматационные – это отдельная группа факторов, связанная с механическим засорением ствола скважины и призабойной зоны пласта.
Исходя из наших наблюдений, для каждой группы факторов характерны свои закономерности, свой тип профиля притока, динамика его изменения. Например, влияние гидродинамических факторов на профиль притока горизонтальной скважины может коррелировать с площадным распределением пластового давления, формируемого за счет работы скважин ППД (так называемая классификация «U-L-J»), в случае высокодебитных скважин с многофазным потоком – с потерями на трение по стволу скважины и, как следствие, разной депрессией на продуктивные интервалы. Кольматационная группа факторов играет роль в том случае, когда механическое засорение горизонтального ствола, наблюдаемое с течением длительного времени, может приводить к дренированию запасов только в ближней зоне горизонтального ствола. Известны случаи, когда из-за кольматации механическими примесями и АСПО дальние интервалы горизонтального ствола просто перестают работать, что означает потери добычи и недостижение проектного КИН.


image001.png
Рис.2. Влияние гидродинамических факторов на формирование профиля притока на примере двух горизонтальных скважин1

Нашей технической команде очень интересно решать обратную задачу, когда, зарегистрировав профиль притока по данным маркерной диагностики, можно сделать вывод, какая группа факторов является доминантной и, следовательно, рекомендовать мероприятия по выравниванию профиля притока, подключению неактивных интервалов, повышению нефтеотдачи и обеспечению рациональной выработки запасов по стволу. На основе комплексного геолого- промыслового анализа нам все чаще удается оптимизировать профиль притока на основе анализа взаимовлияния скважин окружения и нейросетевого моделирования. Все чаще наша технология помогает обосновывать изменение проектных решений в области горизонтального бурения и разработки месторождений.

– Вы упомянули, что технология фактически стала стандартом промыслово-геофизического контроля за добычей и разработкой. Означает ли это, что технология может быть применена на всех месторождениях?

– Конечно, технология может применяться на всех месторождениях. Только подход должен быть адресный.

Как не существует универсального лекарства от всех болезней, так и наша технология – это диагностический инструмент в руках геолога или разработчика, выбор «протокола лечения» по каждой конкретной скважине остается за ними. Мы совместно с нашими заказчиками в ходе предпроектной подготовки всегда стараемся зафиксировать практические цели исследований и то, как полученная информация поможет их достижению. Ранее я упомянул о «двух китах» технологического развития маркерной диагностики скважин, к достижению которых мы стремимся.

Первый принцип означает, что недропользователь может безусловно доверять полученной информации. Второй принцип означает, что, получив достоверные данные, недропользователь не положит отчет по результатам исследований на полку, а будет использовать далее в своей работе.

Так вот, второе направление требует большего, проактивного вовлечения геологических служб и проектных институтов недропользователей. Объективная эффективность применения любых инновационных технологий зависит от качества выстроенной коммуникации внутри заказчика и наличия лидеров, способных быть проводниками изменений. Я убежден, что потенциал применения систем динамического мониторинга профиля притока будет расширяться и дальше.

Наша задача – быть и оставаться локомотивом этого движения.

Литература:
  • 1. Комплексный подход к эффективной разработке месторождений с применением интеллектуального мониторинга притока горизонтальных скважин / Д.А. Шестаков, М.М. Галиев, К.Н. Овчинников, Е.А. Малявко. – Территория НЕФТЕГАЗ, 2019, № 6 (июнь), с. 64 – 71.
  • 2. А.И. Ипатов, Е.А. Малявко. Что происходит с профилями притока горизонтальных скважин после освоения. – Нефтегазовая вертикаль, 2022, № 6, с. 88 – 97.



Автор: Е. Малявко