На TNF обсудили прорывные технологии в области интеллектуального заканчивания скважин

Тюмень. Прорывные технологии в области интеллектуального заканчивания скважин обсудили 15 сентября участники технологической сессии в рамках Тюменского нефтегазового форума. В частности, речь шла об эффективном функционировании современной скважины при постоянном контроле и анализе.

Ведущий эксперт блока научного инжиниринга ООО «Газпромнефть НТЦ» Андрей Ипатов рассказал, что их компания ориентируется на то, что в процессе эксплуатации будут меняться профиле- и составо-притоки.

«Задача, которую ставят сейчас перед системами диагностики и убавления забоев, как можно эффективнее управлять профилем притока и приёмистости, тем самым увеличить наработку добычи на скважине и длительность срока эксплуатации», - уточнил он.

Для диагностических онлайн-исследований, по его словам, выявлено четыре подхода работы стационарных мониторинговых систем: оптоволоконные распределенные термические и сейсмоакустические системы, точечное распределение на основе электронных или оптических высокоточных датчиков, маркерное точечное распределение, дистанционно управляемые компоновки заканчивания.

«В настоящее время мы наблюдаем определенную конкуренцию данных систем на мировом и отечественном нефтегазовом рынке», - отметил Ипатов.

В то же время он выделил проблемы применения диагностических стационарных распределенных и точечно-распределительных систем.

«Многие скважины ГС и ГС с МГРП по факту имеют на забое в стволе значительное количество шлама, что повышает риски при использовании подвижных элементов компоновок заканчивания», - отметил он.

Еще одна проблема - нетехнологичность. На практике применение таких систем упирается в необходимость одновременного использования «двойных» компоновок заканчивания.

Решение спикер видит в единой компоновке для заканчивания и долговременной диагностики профилей притока/приёмистости с дополнительными возможностями.

По словам Ипатова, нефтяные компании ожидают от систем интеллектуального заканчивания горизонтальных скважин решения ряда вопросов: уточнение гидродинамических моделей; выявления ошибок бурения и заканчивания; диагностики ухудшения продуктивности скважин из-за наличия в стволе пробок, сифонов; определение интервалов и интенсивности узконаправленных прорывов воды и газа; рекомендаций по достижению оптимального режима эксплуатации «равномерного» профиля притока/приёмистости; диагностики портов ГРП или интервалов фильтра.

На технологической сессии с докладами выступили также генеральный директор ООО «Югсон-Сервис» Анатолий Киреев, директор по развитию бизнеса ООО «Геосплит» Альбина Дробот, региональный менеджер Russia and CIS InflowControl AS Виталий Шкред, заместитель технического директора по перспективным разработкам ООО «ТСС» Антон Слепец, главный специалист отдела интенсификации пласта и технологии добычи ООО «НОВАТЭК НТЦ» Даниил Соловьев.

Среди прочих обсуждались темы маркерных систем для динамических долгосрочных исследований скважин и контроля выработки пласта; использование оптоволоконных систем регистрации забойных параметров в скважинах; распределенные кварцевые датчики давления и температуры - термометрическая коса; системы постоянного мониторинга скважин с геофизическими приборами.

Участники выясняли, являются ли существующие IT-решения максимально эффективными, позволяют ли они нефтедобывающим компаниям собирать, контролировать и удаленно управлять работой скважин, обеспечивая при этом максимальную производительность.