В основе всех самых успешных брендов имеется искра гения, поддерживаемая не дающим ей угаснуть вдохновением. В TGT эта искра была зажжена профессором Н.Н. Непримеровым. В мае 2021 года исполняется 100 лет со дня рождения ученого-физика с мировым имением, доктора технических наук и профессора физического факультета Казанского государственного университета, Н.Н. Непримерова. Его новаторский дух и теоретические работы, посвященные процессам вытеснения жидкостей в нефтяных пластах, вдохновили двух молодых ученых, Артура Асланяна и Георгия Васильева, на основание в 1998 году компании TGT.   «Вместе с моим университетским профессором Н.Н. Непримеровым, мы критически переосмыслили общепринятые методы оценки дебита и технического состояния скважин», - говорит Артур Асланян, один из соучредителей компании. «Профессор Непримеров посоветовал мне “изучать потребности промышленности, понимать эти потребности и вырабатывать соответствующие решения”, и именно такие цели мы ставим перед собой».   Профессор Непримеров посвятил свыше 60 лет своей научной деятельности изучению физики отдачи нефтеносных пластов. Наряду с исследовательской и популяризаторской деятельностью Н.Н. Непримеров также внес свой вклад в воспитание молодого поколения ученых. Свыше 650 студентов стали выпускниками кафедры радиоэлектроники, которую он основал и возглавлял в течение многих лет. Н.Н. Непримеров создал многопрофильную научную школу по исследованию нефтяных коллекторов и технологии их разработки, уделяющую внимание различным аспектам исследовательской и производственной деятельности. Он щедро делился своими знаниями, являясь автором более чем 150 научных статей и девяти монографий.   За свой вклад в науку он был удостоен различных почетных званий и наград, включая одну из наиболее престижных - премию Правительства Российской Федерации в области науки и техники.   Многие из идей Н.Н. Непримерова легли в основу применяемых нами высокоэффективных методов диагностики, позволяющим энергетическим компаниям во всем мире добиваться стабильного улучшения производственных показателей, обеспечивать безопасность, экологичность и продуктивность скважин. Он говорил, что секрет творческого долголетия заключается в служении науке на благо общества.   Его наследие и вдохновляющие идеи остаются с нами и поныне.

Задача Исследуемая скважина не вышла на запланированный объем добычи газа, в связи с чем разработчик месторождения пожелал разобраться в проблеме и установить ее первопричину. Предполагалось, что оба подвергшиеся гидроразрыву продуктивных интервала вносят вклад в добычу, поэтому первоочередная задача заключалась в сравнительной оценке объемов добычи газа из каждого интервала. Еще одной сложностью была обводненность продукции, которая в газовой скважине может представлять собой критическую проблему. Соответственно, следующей задачей было определить место поступления воды в скважину для разработки плана КРС. Спущенная в газодобывающую скважину колонна НКТ выходит за пределы нижнего интервала перфорации, тем самым исключая возможность диагностики с использованием стандартных методов промыслово-геофизического каротажа. Сервис «Общий поток» позволяет определять местонахождение и рассчитывать объем потоков флюида по стволу и пласту, а также устанавливать зависимость между ними. Осуществляемое при помощи диагностической системы «Истинный поток» с использованием технологий Chorus и Cascade исследование «Общий поток» обеспечивает ясность и понимание, необходимые для более эффективного контроля за работой скважинной системы. Сервис «Общий поток» используется, как правило, для диагностики скважинных систем, работающих в нештатном или нежелательном режиме, но может также использоваться и в профилактических целях, для обеспечения оптимального режима работы скважинной системы. Решение Геологическим подразделением компании «AGL Energy Ltd», включающим в себя инженеров-разработчиков и инженеров-нефтяников, был выбран разработанный в TGT сервис «Общий поток» для определения продуктивных интервалов  и расчета объемов потоков флюида по стволу и пласту за спущенным НКТ. Осуществляемое при помощи системы «Истинный поток» с использованием технологий Chorus и Cascade, сервис «Общий поток» обеспечивает ясность и понимание, необходимые разработчикам месторождений для более эффективного контроля за работой скважинной системы. Сервис «Общий поток» используется, как правило, для диагностики скважинных систем, работающих в нештатном или нежелательном режиме, но при этом может также использоваться и в профилактических целях, для обеспечения оптимального режима работы скважинной системы. В данном случае сочетание методов моделирования потоков Cascade и акустического исследования Chorus позволило аналитикам TGT построить точный профиль многофазного потока в скважине и представить заказчику четкую картину движения флюида за обсадной колонной и ниже интервала исследований. Максимальная глубина исследования в режиме работающей скважины составила Х204 м, т.е. в нижнем интервале перфорации (X207–X209 м) исследование не проводилось. Кривая TFM в колонке ТЕРМОМЕТРИЯ каротажной диаграммы представляет собой смоделированный профиль динамической температуры. Он совпадает с кривой TEMP_F1D1 до максимальной глубины исследования, а ниже этой глубины отображает расчетные температурные характеристики. Результат По результатам моделирования температуры c применением платформы Cascadе были определены основные интервалы притока, показав при этом, что около 50% от общего объема газа и около 40% от общего объема воды поступают из нижнего интервала перфорации. Это говорит о том, что около 90% общего объема газа и 100% воды поступает из нижнего интервала песчаникового пласта Валлабелла. Верхняя зона перфорации (пласт Тиноуан) не вносит значительного вклада в добычу газа, поэтому скважина и не смогла выйти на запланированный режим работы. Разработчик месторождения может использовать представленные выводы при дальнейшей разработке планов по КРС и моделировании. Поступление незначительного объема газа из нижнего терригенного пласта Тиноуан происходит в результате заколонного перетока, который невозможно было бы обнаружить стандартными методами промыслово-геофизического каротажа.

Нефтегазовая отрасль постоянно повышает стандарты надёжности и приближается к «бескомпромиссной» эксплуатации скважин. Статья, опубликованная в журнале Harts E&P   Менеджеры по техническому состоянию скважин десятилетиями использовали механические многорычажные профилемеры в качестве основного диагностического метода для оценки целостности НКТ, отчасти потому, что они обладают широким спектром преимуществ, а так же из-за отсутствия альтернативы. Но теперь такая альтернатива появилась.     Километры металлических труб, образующих основу вашей скважинной системы, являются основой ее целостности. Главными из них являются НКТ и эксплуатационные колонны, которые часто называют «внутренними» или «первыми» колоннами из-за их важной роли в обеспечении безопасной, исключающей загрязнение и эффективной эксплуатации скважин. Первые колонны, образующие ствол скважины, являются центральными трубопроводами, которые транспортируют целевые флюиды от пластов к устью скважины. С точки зрения целостности их основной задачей является удержание флюидов в скважинной системе, обеспечивая защиту и эффективную непрерывную добычу на протяжении всего жизненного цикла скважины.     Но, помимо этого, они должны обеспечивать эксплуатацию скважины в сложных условиях. Динамика скважинных систем может негативно влиять на характеристики синтезированных материалов, включая сталь. Экстремальные значения и колебания давления и температуры могут вызвать механическое напряжение, агрессивные среды в скважинных системах могут вызывать коррозию и разрушение стальных труб, а технические мероприятия могут приводить к преждевременному износу. Поэтому регулярный контроль состояния имеет большое значение в обеспечении непрерывной безопасной, исключающей загрязнение и эффективной эксплуатации скважин. Диагностика труб (колонн) Диагностика труб обычно сводится к определению трех основных характеристик: толщины стенки трубы, дефектов стенки и геометрии трубы. И хотя оценка геометрии и профиля труб имеет большое значение, с точки зрения оценки целостности главными задачами остаются определение толщины стенки и обнаружение дефектов.     С учетом этих задач был разработан ряд диагностических технологий и методов, направленных на оценку состояния первых колонн. С точки зрения оценки толщины стенок и определения дефектов труб у каждого из этих методов имеются сильные и слабые стороны относительно точности, разрешения, охвата, эффективности и стоимости. Согласно результатам недавнего отраслевого опроса, проведенного компанией TGT, в котором приняло участие 100 специалистов по управлению целостностью скважин, механические многорычажные профилемеры были признаны наиболее эффективным диагностическим методом для оценки НКТ. В отношении оценки эксплуатационных колонн наиболее распространенными методами диагностики являются электромагнитные и ультразвуковые наряду с механическими профилемерами.     Механические многорычажные профилемеры обладают широким набором параметров, необходимых для проведения диагностики труб: доступны для всех размеров НКТ и обсадных колонн, являются относительно недорогими и простыми в использовании и интерпретации, а также обеспечивают всестороннюю оценку во всех трех атрибутах целостности колонн (толщина, дефекты, геометрия), дают возможность определить характер дефектов и нарушения геометрии труб. Однако у них имеются и недостатки, главным образом с точки зрения точности определения фактической толщины стенки в некоторых сценариях и обнаружения небольших дефектов.     Согласно отраслевому опросу менеджеров по техническому состоянию скважин наиболее важными характеристиками диагностических систем для оценки состояния НКТ являются: точность и широкий диапазон измерений толщины стенок и обнаружения дефектов. Оценке геометрии уделяется меньше внимания. Кроме того, экспертам требуется погрешность при измерении толщины труб не более ±3% и не более 3 мм в отношении разрешающей способности при обнаружении дефектов.     Механические 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 асфальтено-смолистые парафинистые отложения на внутренней поверхности могут маскировать внутренние дефекты и приводить к ложным показаниям. Хотя погрешность измерений внутреннего диаметра при измерении механическим профилемеором составляет приблизительно ±5% (±0,5 мм), общая системная погрешность по толщине стенки может увеличиться до ±10% (±1 мм) или даже выше при наличии твердых отложений на стенках колонн или внешней коррозии. Это гораздо выше требуемых ±3%.     Для обнаружения дефектов механические профилемеры проводят высокоточные радиальные измерения с помощью 24, 40 или 60 рычагов, которые располагаются азимутально по внутренней поверхности трубы. Тонкие, толщиной всего 1,6 мм, кончики рычажков способны обнаруживать даже малейшие дефекты при условии, что дефект располагается на траектории движения рычажка. При этом между рычагами есть промежутки, которые зависят от размера трубы и плотности расположения самих рычагов. Например, расстояние между рычагами 24-рычажного профилемера в колонне диаметром 3-1/2 дюйма составляет около 7 мм. Значит рычаши исследуют только около 10-30% внутренней поверхности стенки и могут пропускать небольшие дефекты или отверстия. Новая альтернатива Менеджеры по техническому состоянию скважин десятилетиями использовали механические многорычажные профилемеры в качестве основного диагностического метода для оценки НКТ, несмотря на все их недостатки, отчасти потому, что они обладают широким спектром преимуществ, и из-за отсутствия альтернативы.     В поисках альтернативы компания TGT разработала новую диагностическую платформу, которая может использоваться независимо или вместе с механическими профилемерами, или другими методами для обеспечения более точной и всесторонней оценки целостности труб. Pulse1 – это первая в отрасли малогабаритная технология, обеспечивающая измерение истинной толщины стенки НКТ или первой колонны в восьми секторах с полным и «всесторонним» электромагнитным зондированием состояния стенок.     В отличие от профилемеров, измеряющих внутренний диаметр для оценки толщины труб, платформа Pulse1 использует электромагнитную энергию для непосредственного измерения фактической толщины металлических стенок. Это увеличивает точность измерений, особенно при наличии твердых отложений на стенках колонн или внешней коррозии. Pulse1 обеспечивает измерение толщины стенок в восьми секторах с погрешностью не более ±2% в НКТ разных размеров и до ±3,5% в эксплуатационных колоннах, что превосходит новые отраслевые требования и позволяет проводить диагностику с точностью в 5 раз выше, чем при использовании профилемеров.     Pulse1 обеспечивает всестороннее зондирование и может обнаруживать отверстия диаметром от 7 до 10 мм в НКТ разных размеров. Механические профилемеры предлагают большее разрешение, а платформа Pulse1 обеспечивает большее покрытие; сочетание обоих методов обеспечивает всестороннюю оценку. На графике изображено сравнение результатов оценки диагностики целостности первых колонн диаметром 6-5 / 8 дюймов платформой Pulse1 и двухрычажного профилемера. Общая потеря металла, измеренная с помощью «Pulse1», больше, чем оцененная с помощью двухрычажного профилемера. Профилемер может обнаруживать только внутренние потери, в то время как «Pulse1» измеряет фактическую толщину металла и оценивает как внутренние, так и внешние потери. (Источник: Сервисы диагностики TGT) Эффективность, универсальность и диагностика легированных конструкций Коррозионностойкие хромовые сплавы обеспечивают защиту от агрессивных и токсичных флюидов, а внутренние поверхности стенок колонн часто покрываются дополнительной тонкой защитной пленкой. Многие недропользователи предпочитают не использовать механические профилемеры для исследования таких скважин, потому что миллиметровые кончики рычажков профилемера могут царапать внутреннюю поверхность, обнажая сплав и делая его уязвимым. Раньше перед недропользователями стоял непростой выбор: с одной стороны необходимость проводить регулярный контроль состояния колонн, а с другой – среднее несекторальное измерение толщины предыдущими поколениями методов электромагнитной диагностики. Платформа Pulse1 осуществляет замер толщины в восьми секторах с помощью мягкоконтактных роликовых центраторов с меньшим точечным давлением на стенку колонны, что сводит к минимуму риск образования задиров. Это делает его более безопасной альтернативой для оценки НКТ и первой колонны из легированной стали. Платформа Pulse1 использует сверхбыструю сенсорную технологию и сверхточный анализ «во временной области», и эффективна даже в НКТ из легированной стали.     С точки зрения эффективности внутрискважинные диагностические вмешательства – это всегда дорогостоящие и требующие времени мероприятия. Внешний диаметр прибора Pulse1 составляет 48 мм и обеспечивает точное секторальное измерение толщины стенки в трубах диаметром от 2-7 / 8 дюймов до 9-5/8 дюймов. Это означает, что они обеспечивают проведение диагностики НКТ и обсадной колонны ниже уровня башмака НКТ за одну операцию, позволяя сократить время простоя и затраты на проведение операций. Сочетание платформ Pulse1 и Pulse4 обеспечивает «многобарьерную» оценку. Обе платформы используют технологию спуска по каротажной проволоке, что повышает эффективность диагностики. Повышение эффективности управления целостностью скважин Нефтегазовая отрасль постоянно повышает стандарты надёжности и приближается к «бескомпромиссному» эксплуатации скважин, и такое развитие помогает отрасли достичь этой цели. Платформа Pulse1 является надежной и эффективной альтернативой механическим профилемерам, если необходимо провести точную оценку толщины стенки колонн. Даже в условиях наличия твердых отложений, асфальтено-смолистых парафинистых отложений и внешней коррозии платформа Pulse1 обеспечивает высокую точность диагностики. Использование платформы Pulse1 с механическим плофилемером является идеальным выбором, если задачей исследования является полная и бескомпромиссная оценка.

Совместное решение для борьбы с выносом песка Статья опубликована в журнале Harts E&P   В зрелых месторождениях проблемы с выносом песка могут составлять до 10% всех остановок добычи скважин. Причиной могут быть возникшие проблемы с подземным оборудованием для контроля пескопроявления или вынос песка, вызванный снижением давления или обводнением.   Существует множество причин, по которым песок или мелкодисперсный материал может попадать в ствол скважины, что в зависимости от объемов песка, может не приводить к серьезным последствиям. Однако накопление песка в скважине или в наземном оборудовании может привести к приостановке добычи, остановке скважины или обрушению пласта.   Управление и контроль выноса песка – это серьезная проблема в нефтегазовой отрасли. Часто первым признаком поступления песка в скважину являются нарушения технологических процессов на поверхности, например засыпка сепараторов или эрозия труб.   Поскольку все предыдущие технологии по борьбе с выносом песка отличались высокой стоимостью и низкой эффективностью, независимая глобальная сервисная компания Tendeka и специалисты по диагностике TGT создали Sandbar для смягчения дорогостоящих последствий пескопроявлений в скважинах. Внутрискважинный мониторинг и программы по восстановлению Традиционные методы борьбы с поступлением песка в скважину дорогостоящие и трудоемкие. Во многих случаях требуется удалить песок из ствола скважины до внедрения выбранного решения для борьбы с выносом песка. Пластовой песок может продолжать поступать в ствол даже после проведенных мероприятий, что приводит к снижению производительности и увеличению вероятности эрозионного разрушения.   Таким образом, основная задача состоит в том, чтобы восстановить контроль над проявлениями выноса песка в действующих скважинах и предотвратить поступление песка в ствол скважины без проведения капитального ремонта или сложных операций с применением гравийных фильтров.   Правильная диагностика является важным первым шагом при любом планировании и проведении работ по восстановлению нормальной работы скважины. На протяжении десятилетий определение точного местоположения и количественная оценка поступления песка в скважину являлось трудноразрешимой задачей, поскольку предыдущие технологии не могли отличить песок от флюида.   Задачи по определению места поступления песка в ствол скважины и эффективного снижения выноса песка в настоящее время можно решить путем использования двух сервисов: первый – для точного определения места поступления песка в ствол скважины, а второй – для быстрого устранения повреждений. Традиционные методы борьбы с поступлением песка в скважину сквозь барьеры дорогостоящие и трудоемкие. Во многих случаях требуется удалить песок из ствола скважины до внедрения выбранного решения для борьбы с выносом песка. Пластовой песок может поступать в ствол даже после установки традиционных решений восстановления герметичности скважины, что приводит к снижению производительности и увеличению вероятности эрозионного разрушения.   Таким образом, основная задача состоит в том, чтобы восстановить контроль над проявлениями выноса песка в действующих скважинах и предотвратить поступление песка в ствол скважины без проведения капитального ремонта или сложных операций с применением гравийных фильтров сквозь барьеры.   Правильная диагностика является важным первым шагом при любом планировании и проведении работ по восстановлению нормальной работы скважины. На протяжении десятилетий определение точного местоположения и количественная оценка поступления песка в скважину являлось трудноразрешимой задачей, поскольку предыдущие технологии не могли отличить песок от флюида.   Задачи по определению места поступления песка в ствол скважины и эффективного снижения выноса песка в настоящее время можно решить путем использования двух сервисов: первый–для точного определения места поступления песка в ствол скважины, а второй – для быстрого устранения повреждений. Решение проблем с выносом песка Вопросы по управлению и устранению выноса песка имеют важное значение для поддержания целостности и продления жизненного цикла скважин. Совместный сервис Tendeka и TGT «Обнаружение Устранение Контроль» предлагает клиентам эффективное практическое решение: первый специализированный, интегрированный сервис, который может полностью оценить и устранить проблемы выноса песка в скважине.   На первом этапе «Обнаружение» сервис «Вынос песка» компании TGT проводит точное определение геометрии и количественную оценку выноса песка в ствол скважины и предоставляет качественную оценку интенсивности пескопроявления, четко определяя проблемные зоны даже в условиях турбулентного потока (Рисунок 1). Рисунок 1: Безэховая камера компании TGT полностью поглощает отражения звуковых и электромагнитных волн, тем самым расширяя возможности акустической диагностики компании Сервис «Вынос песка» обычно используется для диагностики уже возникших проблем с выносом песка, однако его также можно использовать заблаговременно для обеспечения эффективности мер по борьбе с поступлением песка в скважину, направленных на несцементированный пласт, требующий регулярного вмешательства, проблем с неисправностью противопесочного фильтра и неисправностью наземного оборудования, и т.д.   Диагностика «Вынос песка» основана на фирменной системе компании TGT «Истинный поток» и акустической сенсорной платформе «Chorus». Поток жидкости в скважинной системе создает широкий спектр акустической сигналов, а платформа «Chorus» позволяет фиксировать и декодировать акустическую сигнатуру, генерируемую частицами песка, проникающими в ствол скважины. Платформа «Chorus», определяет места поступления песка в ствол скважины и проводит его количественную оценку, анализируя полученный спектр акустической мощности, разграничивая потоки песка и флюида. Данная система фиксирует акустическую сигнатуру песка при прохождении через добываемый флюид, что позволяет определить точное местоположение зон поступления песка и провести количественную оценку. Платформа «Chorus» использует высокоточную запись в широком динамическом диапазоне и запатентованный анализ распознавания потока песка, что обеспечивает точное обнаружения выноса песка в широком диапазоне сценариев.   Этап «Устранение» – восстановление контроля над проявлениями выноса песка в действующих скважинах и предотвращение поступления песка в ствол скважины - выполняется при помощи системы Tendeka «Filtrex», которая устанавливается с помощью гибких НКТ в скважину в целевой зоне для оперативного устранения повреждений сквозь барьеры за одну операцию (Рисунок 2).   Рисунок 2: Сервис «Filtrex» осуществляет очистку скважины от песка и установку защитных экранов на трех ключевых этапах Сервис является извлекаемой системой, что позволяет разместить гибкий матричный полимерный фильтр с открытыми ячейками с использованием традиционных средств в динамических условиях, включая размещение на гибких трубах и с помощью ниппелей.   После автоцентровки он может расширяться в искривлениях до 90˚, и считается единственным сервисом, способным работать через колонны/обсадные колонны большего диаметра, например, 3,688-дюймовый ниппель, с возможностью установки в 7-дюймовой обсадной колонне. Сервис можно использовать внутри работающего скважинного инструмента и компрессионной втулки. После установки обеспечивается полное перекрытие поврежденного участка. При падении шара с поверхности создаваемое давление сначала устанавливает якорь, а затем ослабляет компрессионную втулку.   После удаления втулки матричный полимер расширяется до ствола скважины, тем самым позволяя извлечь гибкую НКТ. Заполнение заколонного пространства матричным полимером с открытыми порами предотвращает попадание твердых частиц пласта в ствол скважины, в то же время позволяя пропускать жидкости или газы. Многослойная система обеспечивает полное расширение в поврежденных участках экрана или обсадной колонны и эффективное перекрытие потока, восстанавливая контроль за выносом песка в действующих скважинах (Рисунок 3).   Рисунок 3: Результаты использования сервиса «Filtrex» в компрессионной втулке Революционный сервис «Filtrex» может производить очистку скважины от песка и химическую обработку в динамических условиях, тем самым сокращая количество спуск-подъемных операций. Система устанавливается с помощью гибких НКТ, тем самым значительно повышая финансовую целесообразность восстановления добычи скважин, работающих с отклонениями. Поскольку использование данной системы исключает проведение капитального ремонта и сложных операций с применением гравийных фильтров через НКТ, система восстановления работоспособности скважины также может сократить время вмешательства и работы системы наполовину.   Длину можно изменять в соответствии с задачами и ограничением длины лубрикатора. Для увеличения длины компоновки секции фильтров могут устанавливаться одна на другую. Конструкция системы позволяет комбинировать различные компоненты с различными размерами ячеек, что обеспечивает необходимый размер фильтра для каждой задачи и удержание песка в пластах до 110°C (230°F).   Принципиальным отличием данного сервиса является то, что результаты проведенных операций по устранению пескопроявлений можно контролировать с помощью диагностического комплекса компании TGT «Вынос песка» изнутри установленнойсистемы Filtrex для контроля эффективности проведенных операций, что в целомпозволяет рационально использовать имеющиеся ресурсы и добиваться лучших результатов контроля выноса песка.     Инновационное партнерство Существующие методы восстановления работоспособности скважины для решения проблем контроля выноса песка, такие как установка противопесочных фильтровы, использование химреагенты или применение гравийных фильтров, не эффективны, так как не учитывают точное местоположение возникшей проблемы. Кроме того, такие системы могут различаться по сложности, стоимости, рискам, и долговечности. Недостатки таких систем могут привести к снижению производительности и, в крайних случаях, к потере герметичности на поверхности вследствие эрозии.   Использование двух технологий в одном сервисе обеспечивает быстрое, точное и направленное решение различных проблем, связанных с выносом песка, существенно снижая время проведения операций, затраты и риски по сравнению с традиционными решениями. Сервис может применяться для колонн даже в динамических условиях и производить очистку скважины от песка за одну спуск-подъемную операцию, обеспечивает большую гибкость и надежность.   В конечном счете, это позволяет недропользователям лучше понять истинные источники и характеристики выноса песка, а также принимать обоснованные решения по управлению скважинами и пластами, нацеленные на улучшение целостности и увеличение срока службы активов.