• Другие статьи автора
• Комментарии
• Отправить Другу
• Печать

Практика промысловых работ свидетельствует, что качество проекта разработки, достоверность модели месторождения и ее соответствие реальным геолого-промысловым и гидродинамическим условиям невозможно обеспечить, не располагая достоверной информации о фильтрационно-емкостных свойств пород коллекторов, физико-химических и реологических свойствах добываемых флюидов и газов.

Понимая значимость проблемы достоверности исходной информации как важнейшего элемента информационного обеспечения проектных работ, ведущие нефтяные компании России – НК «ЛУКОЙЛ», НК «Сургутнефтегаз», TNK-BP и другие, закупают дорогостоящие программные продукты, строят современные исследовательские центры и оснащают их самой современной импортной аппаратурой. При этом необходимо признать, что наличие самых современных технических средств для РVT-исследований и программных продуктов по обработке результатов измерений не гарантирует достоверности определения реологических и PVT-свойств при исследовании глубинных проб УВС.

Основная причина низкой достоверности PVT-исследований флюидов и газов – это использование при производстве работ по отбору глубинных проб морально и технически устаревших пробоотборников ВПП-300, ПГ-100 (1000), разработанных «ВНИИнефтью» в начале 1960-х годов. Эта аппаратура не соответствует современным требованиям СТО.153-392-002-2003 и не исключает влияние субъективного человеческого фактора на качество и достоверность работ, но используется до настоящего времени.

Основными недостатками механических гидроприводных пробоотборников ВПП-300 и ПГ-1000, использующихся нефтедобывающими и геологоразведочными предприятиями России и стран СНГ, являются:

– отсутствие в скважинном глубинном пробоотборнике технических средств объективного документированного контроля даты, времени выполнения работ, глубины точки отбора пробы в скважине и систем регистрации термобарического состояния флюида или газа как в момент заполнения пробоприемной камеры, так и по стволу скважины при производстве СПО;

– отсутствие технической возможности за один спуск пробоотборника в скважину взять синхронно или разновременно два, три и более независимых друг от друга «образцов» флюида или газа при одновременном или разновременном заполнении нескольких пробоприемных камер;

– невозможность оперативно выполнить в полевых условиях, несколько «перепрограммирований» механизма управления клапанным узлом и осуществить его «перезарядку» для взятия нескольких глубинных проб из разных объектов на одной скважине или на разных скважинах за один выезд бригады исследователей на месторождение.

Утверждения отдельных специалистов, занимающихся РVT-исследованиями о том, что используя некондиционные пробы с применением технологии рекомбинации, без знания фактических величин Р, Т и Н (глубины) в момент заполнения пробоприемной камеры, они способны определить истинную величину газового фактора, давление насыщения и другие реологические свойства нефти и газа и привести их к пластовым условиям, можно считать необоснованными заблуждениями. Эти утверждения, скорее всего, основываются на том, что в распоряжении их авторов отсутствовал фактический материал для сравнения. Многие годы они исследовали, в большинстве случаев, некондиционные пробы и вряд ли имели две-три глубинные пробы, взятые при установившемся режиме притока на одной и той же глубине в кровле дренируемого интервала при достоверно измеренных значениях температуры и давления в точке отбора пробы, в условиях синхронного заполнения нескольких пробоприемных камер одновременно.

Результаты исследований глубинных проб, взятых пробоотборниками ВПП-300 или ПГ-1000, в лабораториях, оснащенных современным исследовательским оборудованием, свидетельствуют о том, что практически невозможно достичь идентичности результатов анализа двух-трех проб, взятых в разный период времени в одном и том же интервале глубин, с требуемым 1,5%-м допуском (разбросом) РVT-параметров пластовой нефти. Результаты таких глубинных исследований имеют недопустимо большие разбросы в десятки процентов. Недостоверность исследования глубинных проб нефти на 90% связана с техническим несовершенством аппаратуры, применяемой для отбора глубинных проб, из-за отсутствия документированного инструментального контроля за технологией работ. Качество отбираемых глубинных проб полностью зависит от субъективного фактора – профессионализма и честности оператора ЦНИПР (ЛГДИ). Чаще всего, отбор глубинной пробы происходит в области двухфазного состояния флюида, при этом отсутствует объективная информация о том, на какой глубине и при каком давлении и температуре была отобрана глубинная проба.

Отсутствие сопоставимости данных о физико-химических показателях и PVT-свойствах нефти, газа и, особенно, газоконденсата при исследовании глубинных проб вносит неопределенность и субъективизм в определение состава и свойств нефти и конденсата, а также величины растворенного в них газа в пластовых условиях.

Во многих случаях находящийся в нефти свободный газ содержит намного больше метана, чем его фактически имеется в растворенном состоянии в нефти или конденсате в природных условиях. В результате получается совершенно другая растворимость газа в природных нефтепродуктах, и, следовательно, завышается величина газового фактора, объемного коэффициента, коэффициента усадки и других характеристик углеводородов, широко использующихся при подсчете запасов резервуаров и построении геолого-технологических моделей разработки месторождений.

Практика промысловых работ свидетельствует, что в процессе разработки запасов углеводородов на месторождении показатели газового фактора, давления насыщения и вязкости флюидов существенно меняются, что влечет за собой изменение режимов работы как нефтегазодобывающего оборудования, так и внутри промысловых трубопроводов и системы разработки месторождения в целом. Эти условия обязывают недропользователя с регулярной периодичностью проводить ГДИ-исследования и отбор глубинных проб в целях контроля и изучения динамики и качества изменения свойств флюидо-газо-динамической среды в резервуаре и регулярно осуществлять адаптацию системы разработки и комплекса ГТМ в соответствии с условиями и динамикой «жизни» месторождения.

В период формирования рыночных отношений в нефтегазовом секторе нашей страны практически были разрушены все научно-исследовательские институты и КБ, разрабатывавшие технические средства, оборудование и технологии работ по освоению, испытанию и опробованию скважин.

Специалистами управления ГДИС компании «ОЭГ „Петросервис“» удалось найти оригинальное решение сложной технической задачи – информационного обеспечения качества и инструментального контроля технологии работ по испытанию и опробованию скважин. Разработана, запатентована и запущена в серийное производство принципиально новая, универсальная технология работ по отбору глубинных герметичных проб флюидов и газов, а также и сами глубинные автономные программно-управляемые и дистанционно-управляемые многокамерные пробоотборники серии ИМСП-20, как всасывающего, так и проточного типа.

Данные пробоотборники позволяют выполнять за один спуск устройства в скважину длительный контроль термобарического состояния (ГДИС) по стволу и на забое скважины в процессе ее освоения и испытания, осуществлять отбор глубинных проб – одной или несколькими (до трех и более), независимыми друг от друга герметичными пробоприемными камерами, исключив при этом (или контролируя) влияние субъективного фактора.

Пробоотборники серии ИМСП-20 обеспечивают непрерывную регистрирацию фактического календарного времени, температуры, давления, глубины (по локатору муфт или ГК) местоположения пробоотборника в стволе скважины, как при спуске, так и при подъеме устройства, и в точке отбора пробы.

С целью создания условий преемственности в действиях ЦНИПР (ЛГДИС) и исследовательских лабораторий при работе с пробоприемными камерами, которыми комплектуются современные пробоотборники ИМСП-20, все внешнее присоединительные размеры пробоприемных камер аналогичны размерам выпускаемых ранее устройств (ВПП-300 или ПГ-1000), что упрощает работу с камерами при выгрузке проб как на устаревшем, так и на современном лабораторном оборудовании.

Глубинные пробоотборники, разработанные «ОЭГ Петросервис», могут спускаться в скважину с использованием лифтовых труб, скребковой проволоки или каротажного кабеля.

Когда пробоотборник ИМСП-20 находится в скважине, информация о таких параметрах, как календарное время, температура, давление, глубина спуска устройства в скважину по магнитному локатору муфт МЛМ (или ГК), как при пуске, так и при подъеме прибора, непрерывно записывается в энергонезависимую память скважинного прибора или транслируется на поверхность по каротажному кабелю устройства. При этом регистрируется момент открытия и качественного закрытия каждой пробоприемной камеры, независимо друг от друга, в скважине в точке отбора пробы. Вся информация в памяти фиксируется с привязкой к реальному календарному времени (год, день, час, мин, сек.) и считывается и визуализируется на мобильный ПК непосредственно на скважине после подъема прибора на устье. Пробоотборник, наряду с реализованной возможностью отбирать за один спуск одну, две, три и более глубинных герметичных проб флюидов или газа, имеет возможность длительно находиться в скважине и производить регистрацию на точке КВД (КВУ), КВТ в период от трех до 30 суток до или после отбора пробы. Программирование момента открытия каждой пробоприемной камеры осуществляется индивидуально, непосредственно перед спуском пробоотборника в скважину, и определяется временем или давлением. Один электронный модуль пробоотборника способен управлять работой одного или двух клапанных механизмов.

Пробоотборник имеет модульную конструкцию, следовательно, количество одновременно спускаемых в скважину пробоприемных камер ограничивается только высотой шлюзовой камеры используемого при работе лубрикатора.

После подъема пробоотборника на устье, непосредственно на скважине, информация, характеризующая работу каждой пробоприемной камеры в отдельности (Р, Т, Н, t) считывается на мобильный ПК, визуализируется в графической и табличной форме непосредственно на скважине, где и оценивается качество работы пробоотборника и осуществляется контроль технологии работ по опробованию скважины. Конструкция прибора позволяет производить на скважине перезарядку и перепрограммирование работы клапанного механизма, что обеспечивает возможность одним электронным блоком, не заезжая на базу, отбирать несколько проб на одной или нескольких скважинах в различных интервалах глубин, температур и давлений, что даже теоретически невозможно выполнить пробоотборниками ВПП-300 или ПГ-1000. По требованию заказчика, в комплект поставки включаются две-четыре запасные пробоприемные камеры и специальный металлический контейнер для транспортировки приборного оборудования на скважину, а также герметичный кейс для транспортировки до исследовательской лаборатории заполненных флюидом или газом (под давлением) пробоприемных камер. При необходимости, по отдельному заказу, поставляются специализированный мобильный стол для выгрузки проб, термостатирующая (воздушная) установка и гидравлический пресс МП-600 (1200) для градуировки и тестирования канала измерения температуры и давления пробоотборника.

Результаты исследования глубинных проб пластовой нефти, отобранные пробоотборником ИМС-20, выполненные в Центре исследования керна и пластовых флюидов ООО «КогалымНИПИнефть», подтвердили полную идентичность проб отобранных на точке четырьмя камерами. Данные камер о составе и количестве растворенного газа и о величине давления насыщения практически не отличались. Такого совпадения результатов исследований по четырем пробам в данном исследовательском центре не наблюдалось в течение предыдущих пяти лет работы.

Глубинные автономные многокамерные программно-управляемые и дистанционно-управляемые пробоотборники серии ИМСП-20 проточного и всасывающего типа выпускаются в нескольких модификациях на предельную температуру до 125-145 °С и давления до 100 МПа, имеют разрешение Госгортехнадзора РФ на промышленное применение на предприятиях нефтяной и газовой промышленности России, а также сертификат соответствия требованиям ТУ и ГОСТам РФ.

Сегодня многокамерные пробоотборники серии ИМСП-20 – это уникальные многофункциональные устройства, предназначенные для выполнения всего комплека работ по контролю процесса испытаний, ГДИ-исследованиям и опробованию скважин. Они не имеют прямых аналогов ни в России, ни за рубежом. В связи с этим, данная аппаратура широко используется на месторождениях Западной Сибири российскими нефтедобывающими и геофизическими компаниями, в числе которых «ЛУКОЙЛ», «Газпром», МГК «ИТЕРА», «КНГФ» и др.

Пробоотборники серии ИМСП-20 применяются при отборе проб зарубежными и совместными предприятиями SPD N.V. (Shell) и SP AIK при опробовании скважин на месторождениях на территории России.

• Другие статьи автора
• Комментарии
• Отправить Другу
• Печать