В ЛУКОЙЛ-Коми испытали новую технологию определения профиля притока при разработке нефтяных оторочек. На горизонтальных скважинах Ярейюского месторождения для этого впервые применили хромато-десорбционные системы, которые в перспективе помогут нефтяникам сократить объемы сложной и дорогостоящей геофизики.
Об инновационной технологии в научной статье рассказал начальник Управления разработки нефтяных и газовых месторождений Дмитрий Кузнецов.
Опытно-промышленные работы идут на двух скважинах Ярейюского месторождения в Ненецком округе. Это сравнительно молодой нефтегазоконденсатный промысел со сложным геологическим строением, где сегодня ведется активное бурение.
На «свежие» скважины как раз и установили системы интеллектуальных индикаторов притока. Уникальные химические аналиты (специальные маркирующие вещества) запаковали в хромато-десорбционные системы и затем внедрили в полимерный материал в форме стержней, которые установили в оборудование нижнего заканчивания – на фильтры кожух-носители, расположенные поверх труб хвостовика.
– Для анализа работы каждого интервала скважины было синтезировано достаточное количество уникальных химических аналитов, – уточняет в статье Дмитрий Кузнецов. – Таким образом, можно проводить постоянный мониторинг работы горизонтальной скважины с большим количеством зон.
Для полноты исследования в скважины были установлены хромато-десорбционные системы с газовыми, водными и нефтяными индикаторами.
Суть технологии в том, что при контакте с флюидом (водой, нефтью или газом) аналиты выделяются из системы и выносятся потоком пластового флюида на поверхность в точку отбора проб. Таким образом, по концентрации веществ можно определить режим работы скважины.
При этом лабораторное исследование флюида дает возможность получить разностороннюю информацию о скважине. Например, на этапе освоения скважины после бурения анализ проб позволяет качественно оценить эффективность очистки ствола скважины и работу каждого интервала скважины, что помогает принять решение о стимуляции. Исследование в динамическом режиме работы скважины позволяет определить и локализовать интервалы прорыва воды и газа, что делает возможным принятие обоснованного решения о проведении ремонтно-изоляционных работ и дополнительной стимуляции.
Вспомогательной опцией при проведении мониторинга с помощью хромато-десорбционных систем является возможность определять интервалы прорыва газа с помощью микрохроматографа непосредственно на исследуемой скважине, что не требует обработки в специализированной химической лаборатории.
Отметим, что технология с применением хромато-десорбционных систем оптимальна для проведения исследований на нефтяных оторочках. То есть на нефтяных частях газонефтяной или газоконденсатно-нефтяной залежи, где размеры и геологические запасы нефти намного меньше газовой части. Так, испытание метода на Ярейюском месторождении обусловлено наличием рисков прорыва газа из газовой шапки в добывающие скважины, а также неопределенностью контура нефтеносности.
Испытания технологии прошли в два этапа (сессии) с интервалом в несколько месяцев. За ОПР наблюдали также специалисты филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть».
Дмитрий Кузнецов пояснил, что технология для Компании – инновационная. Эксперименты проходят в ЛУКОЙЛ-Коми, Западной Сибири и Астрахани.
И в перспективе такой метод позволит сократить геофизические исследования с применением дорогостоящего оборудования, остановкой скважины и вызовом бригады КРС.
Если практика отлично себя зарекомендует, то будет растиражирована и по другим подразделениям Компании.
Валентина ЗАХАРОВА