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 Для повышения производительности эксплуатационная колонна газодобывающей скважины была заменена на трубу большего диаметра (с размера 3 1⁄2’ x 4 1⁄2’ на 4 1⁄2 "x 5 1⁄2") из стали с содержанием хрома 13% . Перед началом капитального ремонта была проведена успешная опрессовка затрубного пространства под давлением до 1500 фунт/кв. дюйм. Старую эксплуатационную колонну отрезали выше AHC пакера, извлекли и заменили новой трубой '13CR95', произвели установку нового пакера, после чего наблюдалась утечка в затрубном пространстве, но без сообщения НКТ - э/к.   Прежде чем продолжить, недропользователю нужно было понять целостность конструкции в работе и убедиться в герметичности нового пакера. Проведение традиционной диагностики могло привести к крайне нежелательным последствиям: еще одному дорогостоящему капитальному ремонту, потерям в добыче и риску повреждения дорогостоящих соединительных муфт для НКТ 13CR95. Данная схема показывает типовые нарушения герметичности колонн и нежелательные потоки флюида, которые может диагностировать сервис «Герметичность всех МКП». Решение Для выявления нарушения целостности TGT разработала диагностическую программу с использованием сервиса «Истинное техсостояние», акустической платформы Chorus и платформы Indigo. В данном сервисе доставка аппаратуры осуществлялась на каротажной проволоке для повышения эффективности и снижения стоимости и продолжительности подземных работ.   Диагностика проводилась на двух режимах: в статистическом и при постоянной закачке жидкости в затрубное пространство. В статических условиях исходная температура и акустические характеристики подтвердили отсутствие перетока или латерального потока в скважинной системе.   Акустические и температурные исследования были проведены повторно после начала закачки жидкости в затрубное пространство. На этот раз температурный профиль показывал на охлаждение, вызванное закачкой воды в затрубное пространство, но перепад температур по верхнему пакеру отсутствовал.   Примечательно, что при нагнетании жидкости наблюдались четкие акустические сигналы в двух интервалах. На глубине X175 футов наблюдалась высокоамплитудная широкополосная акустическая сигнатура, характерная для "утечки". Кроме того, на глубине X650 футов наблюдался низкоамплитудный и низкочастотный сигнал. Акустический сигнал возле верхнего пакера отсутствовал, что подтверждает его герметичность. Сервис «Герметичность всех МКП» предоставляет сравнение между измерениями, полученными в статических условиях и условиях закачки. Основной интервал нарушения герметичности четко различим на глубине X175 футов, а также наблюдается незначительный интервал нарушения герметичности на глубине X650 футов. Результат Проведенный анализ подтвердил наличие интервала негерметичности в 9-5 / 8” колонне на глубине X175 футов. Недропользователь получил оценку целостности скважины и решил не устранять утечку колонны. Вместо этого был разработан и внедрен план мониторинга и снижения рисков при эксплуатации скважины.

Задача Заводнение осуществляется закачкой воды в пласт нагнетательными скважинами для поддержания пластового давления и интенсификации добычи. Для поддержания высокой эффективности данного метода воздействия на многопластовый объект требуется непрерывный контроль профиля притока для выявления требующих интенсификацию целевых интервалов и определения интервалов прорывов воды, что в целом негативно влияет на добычу.Главная цель недропользователя заключалась в получении количественной оценки притока из каждого интервала в добывающей скважине, в особенности в зонах недонасыщенного коллектора, в которых имеется свободный газ за НКТ, и в заколонном пространстве. «Поток по пласту» определяет профиль притока в околоскважинном пространстве за колонной. Решение Недропользователь выбрал сервис «Поток по пласту» TGT, который осуществляется диагностической системой «Истинный поток» с использованием акустической платформы Chorus и термогидродинамической платформы Cascade.   Сервис «Поток по пласту» дополняет традиционную диагностику сервиса «Поток в стволе скважины» (для стандартных методов промыслово-геофизических исследований в эксплуатационных скважинах) посредством оценки профилей притока в заколонном пространстве. Диагностическая программа исследования включала динамический и статический режимы скважины. Исследования Chorus выявили притоки из каждого пропластка за колонной, что является значительным преимуществом по сравнению со стандартным комплексом в эксплуатационных скважинах, оценивающим только профиль притока внутри скважины. В системе «Истинный поток» используется комбинация платформ Chorus, Cascade и стандартного комплекса для выявления фазового состава флюида в стволе данной добывающей скважины. Результаты Заканчивание добывающей скважины предусматривало отдельную добычу из двух изолированных заколонными пакерами зон слоистых коллекторов посредством клапанов-отсекателей (SSD).   Диагностика была выполнена по целевому пласту. Акустическая платформа Chorus выявила целый ряд высокоамплитудных, широкополосных, локализованных по глубине акустических сигналов по наиболее проницаемым пропласткам как в динамическом, так и в статическом режимах, указывающих на движение флюида по пласту. Акустические сигналы, наблюдаемые в статическом режиме, указали на наличие внутриколонного перетока ввиду различия в пластовом давлении и неравномерности выработки нефти из пласта.   Платформа Cascade позволила количественно оценить профили притока в обеих зонах многослойного пласта, включая зону за НКТ, что было бы невозможно при использовании стандартного комплекса.Результаты диагностики предоставили ценную информацию, необходимую недропользователю для планирования эффективного капитального ремонта.План ГТМ включал адресную изоляцию водонасыщенных интервалов и повторное заканчивание скважины для улучшения эксплуатационных показателей скважины и повышения нефтеотдачи.