Стандартный комплекс исследований является важным ресурсом управления эксплуатационными характеристиками скважин и пластов, но он предоставляет далеко не всю информацию. В этой статье мы рассмотрим новый подход, который предоставляет полную картину о потоке в скважинной системе. Статья, опубликованная в журнале Harts E&P   За последние несколько десятилетий в мире наблюдаются впечатляющие достижения в области технологий «стандартного комплекса исследований», особенно в отношении новых моделей датчиков и способах диагностики сложных потоков в скважине. Технологии с использованием оптоволокна также играют все большую роль в контроле эффективности работы скважинных систем. Однако в отрасли по-прежнему доминирует традиционный метод стандартного комплекса исследований, ограничивающегося исследованием ствола скважины (PLT) для определения профиля притока в скважине.   В основном, стандартный комплекс исследований используется для мониторинга состава флюида и динамики потока в стволе скважины и, что важно, для определения «профилей притока» и закачки в местах входа и выхода флюидов из ствола скважины, например, посредством перфораций или устройств контроля притока. Такие измеренные и рассчитанные профили притока используются для оценки эффективности добычи и закачки всей скважинной системы.   Однако достоверность и точность такого подхода зависит от многих факторов, и главным из них является «целостность связи» между стволом скважины и пластом в местах поступления/выхода флюида. Аналитики и недропользователи, использующие стандартный комплекс исследований, исходят из того, что флюиды, поступающие или выходящие из ствола скважины, протекают радиально в направлении от или к пластам непосредственно за интервалами поступления/выхода. Но, к сожалению, зачастую это не так. Флюиды могут проходить через каналы в заколонном пространстве, негерметичные пакеры или естественные трещины, к тому же пластовые флюиды всегда текут по пути наименьшего сопротивления. Такие потоки являются серьезной проблемой с точки зрения соответствия нормативным требованиям, требованиям по охране окружающей среды и производительности самой скважинной системы. Решения, принятые на основе предположений, что поток в стволе скважины коррелирует с потоком целевого пласта, могут привести к серьезным проблемам управления пластами и месторождениями и ухудшению эксплуатационных характеристик фонда скважин. С точки зрения диагностики очевидно, что аналитики и недрапользователи не могут полагаться только на стандартный комплекс исследований для диагностики и управления эксплуатационными характеристиками скважинной системы, для этого требуется более функциональный диагностический подход. Комплексная диагностика Проблема заколонного «перетока» существует очень давно, и за последние десятилетия в отрасли появилось несколько различных технологий для диагностики этого опасного явления. Некоторые из таких методов используют радиоактивные изотопы , химические индикаторы и шумометрию для обнаружения и локализации заколонного потока. Однако уровень точности таких методов обычно не соответствовал требованиям, предъявляемым к современной диагностике, и, в лучшем случае, являлся качественной оценкой. Однако, на фоне повышенного внимания недропользователей к соблюдению требований, необходимости повышения эффективности эксплуатации скважин и развития технологий, появился новый диагностический сервис, который быстро стал новым отраслевым стандартом для диагностики потока в скважинной системе. Система «Истинный поток» Понимание динамики и взаимосвязи потоков по стволу и по пласту в скважинной системе, в независимости от степени точности и достоверности, является чрезвычайно сложной задачей, выходящей за рамки возможностей традиционного «каротажа».   Вот почему диагностическая система «Истинный поток» использует функциональный «системный» подход. Система «Истинный поток» сочетает в себе опыт и знания с запатентованной технологией и проверенным процессом диагностики, что обеспечивает полную картину динамики потока скважинной системы и помогает недропользователям принимать взвешенные и обоснованные решения по управлению скважинами, пластами и месторождениями в целом (Рис.1). Программы и методы Первым компонентом в процессе диагностики является этап «Программы и методы». После предварительной консультации с заказчиком, анализа истории эксплуатационных характеристик скважины, конструкции, свойств пластов и флюидов и оценки диагностических задач аналитики разрабатывают эффективную программу для проведения исследований скважинной системы «под нагрузкой» для выявления динамики ее потока в широком диапазоне сценариев. Это можно сравнить с тем, как кардиолог проводит оценку состояния пациента на различных режимах беговой дорожки, сканируя физиологические параметры, такие как частота сердечных сокращений, кровяное давление и электрокардиосигналы. Типичные программы включают точно рассчитанную последовательность статических и динамических исследований, которые позволяют всей скважинной системе прогреваться и охлаждаться между стадиями. Приборы и методы измерения Второй этап и компонент - это применение высокоточных «Приборов и методов измерений» инженерами, проводящими исследование скважинной системы в соответствии с программой диагностики. Измерения производятся с помощью базовых и передовых датчиков стандартного комплекса исследований, а также запатентованных акустических и высокоточных температурных датчиков компании TGT. Флюиды, проходящие через всю скважинную систему, генерируют акустические сигналы, которые несут в себе закодированную информацию о потоке. Технология акустических измерений, используемая системой «Истинный поток», регистрирует эту информацию в виде акустического давления в широком частотном и амплитудном диапазоне. Важно отметить, что данная технология обладает уникальным динамическим диапазоном, она может фиксировать любые уровни звука с одинаковым уровнем четкости и детализации: от едва заметного до оглушительно громкого. Это означает, что система может проводить определение геометрии и характеристику широкого спектра сценариев потока по всей скважинной системе, от ствола скважины до нескольких метров пласта. Температурный датчик сам по себе ничем не примечателен, он является стандартным быстродействующим, высокоточным прибором с точностью до десятичных знаков градусов. Однако корреляция изменений температуры в ходе диагностической программы, акустические данные, измерения потока по стволу и другая информация о скважине и пласте являются ключевыми данными при количественной оценке потока с помощью следующего компонента системы под названием «Обработка и моделирование». Обработка и моделирование На этапе обработки и моделирования аналитики уточняют данные, полученные в ходе программы обследования, с помощью запатентованного цифрового рабочего пространства и ряда специализированных программ. Точные акустические данные преобразуются в «Спектр акустической мощности» для выявления сигнатур различных типов потока. Аналитики обладают богатым выбором алгоритмов по усилению интенсивности спектров для извлечения максимальной информации о потоке из акустических сигналов.   Последующее термомоделирование потока является неотъемлемой частью всей системы «Истинный поток» и представляет собой еще один прорыв в области диагностики потока. Для получения «профиля притока по пласту» на всех этапах программы диагностики используется высокоточная термометрия в сочетании с другими данными. Их основным отличием от профилей притокаа по стволу, полученным с помощью стандартного комплекса исследования, является возможность проведения количественной оценки потока на входе и выходе из интервалов пласта независимо от наличия обсадной колонны или перфорации. Система моделирования потока, основанная на более чем десятилетнем опыте исследований и разработок и испытанная в тысячах скважин, решает сложные термогидродинамические задачи, сопоставляя моделируемую и измеряемую температуру и другие данные в сценариях потока, создаваемых в ходе программы диагностики. Результатом является «количественная оценка профиля притока по пласту», которая в сочетании с оценкой профиля притока по стволу скважины предоставляет недропользователям полную картину потока во всей скважинной системе. Анализ и интерпретация полученных результатов За всеми предыдущими этапами системы «Истинный поток» тщательно следят аналитики, которые также контролируют важный заключительный этап процесса, который называется «Анализ и интерпретация полученных результатов». Аналитики предоставляют конечный результат диагностики на основании всех имеющихся данных о скважине, обработанных и смоделированных данных, а также экспертных знаний в области применения системы «Истинный поток». Диагностика сложных сценариев занимает несколько дней, но в каждом случае конечным результатом является полная и точная диагностика потока по пласту и по стволу скважины, что позволяет недропользователям принимать обоснованные решения по управлению скважиной и улучшению ее эксплуатационных характеристик.   Система «Истинный поток» используется для проведения диагностики с использованием целого ряда сервисов, которые предназначены для решения большинства известных задач, связанных с потоком во всей скважинной системе. Такие сервисы включают в себя «Общий поток», который проводит оценку потоков по стволу и пласту (Рис. 2), «Вынос песка», который используется как средство для управления по контролю содержания песка, «Поток по трещинам» для оптимизации программ многостадийного гидроразрыва пласта, «Поток после стимуляции», «Поток в горизонтальных скважинах», и многое другое. Рисунок 2. Типичный результат диагностики с помощью сервиса «Общий поток» с использованием сервиса «Истинный поток». Из профиля потока по стволу скважины методом стандартного комплекса исследований (слева), видно, что нефть и вода поступают в ствол скважины только на уровне P2, что позволяет предположить, что источник добычи находится в целевом пласте на той же глубине. Однако результаты исследования с помощью системы «Истинный поток» показывают, что существует несколько других активных пластовых слоев, и что основная добыча нефти происходит из верхних и нижних секций пласта А1, а вода поступает из более глубоких слоев. Полная информация о потоке позволяет недропользователям лучше понимать поведение скважины и пласта и принимать обоснованные, целевые решения по ее восстановлению. Светлое будущее Традиционный образ мышления не сможет справиться с задачами сегодняшней действительности. По мере того, как системы устаревают и усложняются, управление эффективностью всегда будет приоритетной задачей для отрасли. Основной задачей скважин является безопасное, продуктивное и эффективное извлечение ценных флюидов, но природные силы, несовершенство материалов и возраст могут стать причинами нарушения идеального функционирования скважины. Стандартный комплекс исследований по-прежнему является неотъемлемой частью управления добычей, но очевидно, что для получения полной картины по скважинной системе необходимо проводить диагностику не только ствола скважины, но и самого пласта.

Создание профилей потока по пласту обеспечивает принятие обоснованных, целевых решений по управлению скважинами и месторождениями в целом Скважина является сложной промышленной «водопроводной системой», предназначенной для безопасного, продуктивного и эффективного перекачивания флюидов из подземных пластов на поверхность. Водонагнетательные скважины закачивают жидкости, а эксплуатационные скважины выкачивают более ценные жидкости. Интеграция скважинных систем До проникновения этой грандиозной «водопроводной системы» в геосреду целевой пласт и флюиды, содержащиеся в нем, в течение тысячелетий находились в состоянии относительного равновесия. Однако после того, как трубы, цементные кольца и другие компоненты скважинной конструкции были «интегрированы» в недра земли, такое статическое равновесие резко трансформировалось в сложное и турбулентное динамическое состояние.   Такое слияние искусственных материалов скважинной системы и природных материалов геосреды, а также динамическое взаимодействие между ними, компания TGT Oilfield Services обозначает термином «скважинная система».   Скважинная система — это объем земли за стволом скважины на внешней периферии скважинной конструкции и окружающее ее цементное кольцо, так называемое «заколонное пространство». Понимание свойств флюидов, а особенно «потока» флюидов, имеет решающее значение для понимания динамики всей скважинной системы. Это стало одной из причин разработки компанией TGT Oilfield Services системы «Диагностика сквозь барьеры», которая выявляет динамику потока по всей скважинной системе: от ствола скважины по всей ее конструкции и до интервала ее соединения с пластом. Несовершенный мир В идеальном мире динамика скважинной системы соответствует расчетным параметрам и обеспечивает перекачивание надлежащих флюидов до поверхности и обратно. Более того, в том же идеальном мире пласт отдает или получает надлежащие флюиды и вся скважинная система безопасно, продуктивно и эффективно перекачивает ценные флюиды в соответствии с планом.   Однако «несовершенства» портят эти идеальные отношения. Несовершенные цементные уплотнения, ухудшение свойств пакеров, изношенные клапаны, проржавевшие трубы, трещины вблизи ствола скважины и другие дефекты барьеров могут служить причиной нежелательных потоков по всей скважинной системе. В результате возникает отвод основных флюидов, появляется избыточное давление в межколонном пространстве, и, в конечном счете, динамика водонагнетательных или эксплуатационных скважин меняется, тем самым снижается их эффективность. Довести воду до цели Классический пример из эксплуатации водонагнетательных скважин. Инженеры-нефтяники и специалисты по разработке месторождений предполагают, что если закачивать воду под определенным давлением, то целевые интервалы под землей получат определенный объем воды с течением времени. Если прогноз не оправдывается, то либо существует ошибка в расчетах, либо что-то не так с самой скважинной системой, либо происходит и то, и другое. Ситуация может быть еще хуже, когда прогнозируемый расход находится в пределах допустимого, но вода может не достичь целевого интервала. Последний сценарий особенно опасен, потому что это может выясниться спустя недели, месяцы или даже годы.   Компания TGT провела диагностику тысячи водонагнетательных скважин и в большинстве случаев обнаружила нежелательные потоки за эксплуатационной колонной, интервалы с низкой и сверхвысокой эффективностью, а также «интервалы поглощения», которые не дают воде достичь целевого интервала.   Рассмотрим пример с водонагнетательной скважиной на рисунке 1. По результатам традиционной диагностики потока в скважине с использованием стандартных промысловых исследований (PLTs) недропользователь узнает, что большая часть закачиваемой воды достигает верхней половины целевого пласта (A3), а остальная часть поступает в нижнюю половину (крайняя правая линия с надписью «профиль потока в скважине»). Спектральная диагностика сквозь барьеры компании TGT позволила выявить истинную картину происходящего в скважинной системе. На самом деле только 25% закачиваемой воды поступало в пласт-коллектор. Остальная часть направлялась вверх к более мелкому пласту (А2) на глубине от 210,3 м (690 футов) до 158,5 м (520 футов). Вероятной причиной этого процесса являлись дефекты цементного кольца в заколонном пространстве. Также небольшое количество воды направлялось вниз.   Это является серьезной проблемой как с точки зрения управления скважиной, так и с точки зрения управления пластом. Целевой пласт не получает достаточного количества воды для достижения необходимого давления и 75% закачиваемой воды тратится впустую и потенциально вызывает проблемы прорыва воды на других скважинах, тем самым усугубляя потери. Эта важная информация напрямую влияет на производительность скважин и на принятие решений относительно всего месторождения. Использование акустических и тепловых измерений Спектральная диагностика компании TGT использует акустические и тепловые измерения для определения геометрии и проведения количественной оценки потоков флюидов за барьерами скважины, обеспечивая тем самым полную динамикую картину потока во всей скважинной системе. Высокоточные технологии записи и обработки звуковых сигналов в скважине, определяют активность потока путем регистрации и анализа характеристик звуковой энергии, генерируемой находящейся под давлением жидкостью, проходящей через интервалы сужения скважинной системы, такие как цементные каналы и места входа в пласт.   Положение и относительная интенсивность спектральной сигнатуры точно указывают на интервалы потока (см. среднюю линию на рисунке 1 с надписью «спектральная закачка»). Эта информация затем используется вместе с другими данными скважинной системы для преобразования тепловых профилей в данные о потоке с помощью технологий моделирования. В результате создается профиль заколонного потока по пласту, который в сочетании с профилем потока скважины используется для принятия обоснованных, целевых решений по управлению скважинами и пластами (см. правую линию с надписью «Профиль потока по пласту»).   Дефекты барьеров могут присутствовать во всех типах скважин, поэтому аналогичные сценарии «нежелательного потока» могут появиться и в эксплуатационных скважинах. Источник обводнения На Рис.2 показан пример нефтедобывающей скважины, работающей с отклонениями, с высоким уровнем обводнения (более 90%). Выявление источника высокого уровня обводнения является одной из главных задач для инженеров-нефтяников и специалистов по разработке месторождений.   В то время, как профиль потока скважины, полученный с помощью PLT, может измерять поток, поступающий в ствол скважины только через перфорированный интервал (А2), спектрограмма указывает на значительную активность потока в межколонном пространстве в нескольких других нефтеносных интервалах, а именно в А3, А4 и А5, и в меньшей степени в А1. Учитывая, что такие интервалы, как известно, заполнены водой, недропользователь может с уверенностью заключить, что более 60% добываемой воды поступает из этих зон. Имея точную информацию о местоположении источника обводнения, недропользователь может принимать обоснованные решения для устранения нежелательных потоков. Ненадёжное уплотнение, несмотря на хороший контакт цемента с колонной По результатам данного исследования недропользователь пришел к выводу, что вода из этих зон поступает через интервалы негерметичности цементного кольца. Несмотря на то, что карта цементного кольца в азимутальной проекции и результат каротажа качества цементации скважины показывали, что цементное кольцо обладает хорошим механическим покрытием и хорошей связью с колонной, оно не обеспечивало надежного гидравлического уплотнения. Этот пример еще раз подчеркивает важность проведения контроля как состояния барьера, так и эффективности барьерного уплотнения при расшифровке динамики потока скважинной системы и устранении нежелательного потока. Полная картина Традиционные технологии, такие как стандартные промысловые геофизические исследования, помогают недропользователям определять динамику потока в стволе скважины. Однако эта информация не всегда указывает на процессы, происходящие за пределами ствола скважины—в межколонном пространстве и цементном кольце. Оценка скважинной системы с помощью диагностики сквозь барьеры — это единственный способ определения всех процессов во всей скважинной системе. Только обладая полной картиной, недропользователь может принимать обоснованные решения для обеспечения безопасной, продуктивной и экономичной добыче надлежащих флюидов на протяжении всего жизненного цикла скважины.

Задача Одной из самых важных задач, которую инженеры-нефтяники и инженеры по разработке месторождений должны решать в первую очередь, является выявление причин высокой обводненности.   На добывающей наклонной скважине наблюдалась крайне высокая обводненность (95%), и недропользователю нужно было точно установить источник обводненности, чтобы составить эффективный план работ по устранению проблемы.   Недропользователь был в растерянности, так как анализ данных открытого ствола показывал очень низкий уровень водонасыщенности в исследуемом пласте. То есть можно было предположить, что вода поступала из другого пласта, или, что по пласту произошел прорыв воды. Традиционные методы промысловых геофизических исследований скважин (PLT) смогли бы определить зону проникновения воды в ствол скважины, но едва ли определили истинный источник поступления воды в заколонном пространстве. Данная схема показывает количественную оценку потока по стволу скважины и по пласту за стенкой скважины, которые может диагностировать сервис «Общий поток». Решение Заказчик выбрал диагностический сервис TGT «Общий поток», чтобы получить данные о структуре потоков жидкости в скважине и найти истинный источник обводненности. Сервис «Общий поток» базируется на диагностической системе «Истинный поток». Диагностические системы TGT состоят из одинаковых по структуре и протекающим процессам технологических платформ. В своей структуре технологические платформы содержат: «Программы и методы», «Приборы и измерения», «Обработка данных и моделирование», «Анализ и интерпретация». Диагностическая система «Истинный поток» включает четыре платформы: Chorus, Cascade, Indigo и Maxim. У каждой платформы своя функция. Платформа Chorus применяется для регистрации и анализа акустических сигналов, создаваемых потоком флюида в системе скважины. В данном случае Chorus использовалась для того, чтобы помочь аналитикам локализовать поток жидкости в заколонном пространстве. Платформа Cascade использует термогидродинамическое моделирование для количественной оценки профиля потока жидкости в скважине. Замеры температуры, а также данные традиционных ПГИ предоставляет платформа Indigo. Maxim – это цифровое рабочее пространство, в котором аналитики разрабатывают программу диагностики на этапе, предшествующем исследованию, и затем, после исследования, проводят обработку, интеграцию, моделирование и анализ полученных данных.   В данном случае программа диагностики включала исследования системы скважины в динамическом и статическом режимах для того, чтобы выявить участки активного перетока. Результаты диагностики экплуатационной скважины, полученные с помощью диагностической системы «Истинный поток», показали, что 60% притока воды поступает не из перфорированного пласта А2, в то время как результаты традиционных ПГИ в скважине (PLT) показывали, что 100% воды приходит из пласта-коллектора. Результат В результате было выявлено, что 40% воды поступало из перфорированного пласта А2, и 60% воды - дополнительно из четырех пластов A1, A3, A4 и A5 через затрубное пространство (Рис.1).   На спектрограмме, полученной  с помощью платформы  Chorus (Рис. 1),  четко видны пять зон, соответсвующих активным потокам жидкости, а платформа Cascade позволяет количественно оценить эти потоки.   Анализ данных отрытого ствола подтвердил высокое содержание воды в каждом пласте, и аналитики сделали  заключение о том,  что вода просачивалась  в  заколонном пространстве. Результаты цементометрии скважины указали на дефекты в цементе, что подтверждает наличие нежелательных путей проникновения воды в скважину через цементное кольцо.   Обладая полной диагностической информацией о потоках в системе скважины, оператор смог составить эффективный план мероприятий по устранению проблемы.