АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ ДЛЯ РЕШЕНИЯ ГЕОНАВИГАЦИОННЫХ ЗАДАЧ

Самотлорское нефтяное месторождение – крупнейшее в России, вблизи города Нижневартовска. Самотлорское месторождение было открыто в 1965 году. Выработанность запасов на сегодняшний день более 70%. Остаточные запасы – трудноизвлекаемые и расположены в пластах монолитного строения АВ1(1-2), АВ4-5, БВ8(1-3), БВ1-(1-2). Плотная сетка скважин не позволяет бурить скважины с большим горизонтальным участком в проектном пласте. Средняя длина горизонта составляет 300м. При эффективном вскрытии пласта и используя поинтервальную перфорацию, достаточно будет горизонтального участка 150 м для получения тех же дебитов.

Резистивиметр считывает сопротивлениях строго перпендикулярно КНБК и выдает через каждые 10 см усредненные данные. Расстояние от долота до резистивиметра составляет 15м, за ним, через 10м Гамма датчик. Расположение меняется в зависимости от компоновки. Одной из важнейших проблем геонавигации в бурении является «мертвая зона» приборов – слепой участок - 15м непромера. Во время бурения, в случае резкого падения или роста структуры, мы покидаем коллектор и уходим в глины либо в обводненный участок. Таким образом уменьшая эффективность проходки, с последующим ростом осложнений при бурении.

Еще одна проблема – это недостижение плановых сопротивлений. И небольшая разница сопротивлений между глинами и коллектором – порядка 2ух Ом. При которых нынешнее оборудование не позволяет четко определить границы коллектора, и как следствие происходят выходы в глины и обводненные интервалы. Мы приходим к выводу, что нынешнее оборудование не справляется с эффективным вскрытием пластов.

Решение, которое возможно предложить – азимутальный датчик сопротивления. Данный прибор позволяет видеть четкую границу даже с разницей в 1,5 Ома между глиной и коллектором. Использование данной системы уменьшает интервал непромера (мертвую зону измерения) в 5 раз. 3 метра «слепой зоны» в сравнении с 15-ю метрами резистивиметра. Прибор способен обеспечить эффективнейшее на сегодняшний день вскрытие пласта в самых нефтенасыщенных участках, а также позволяет снизит риски осложнений до минимума, повысив эффективность проходки до 100%. Что в конечном итоге существенно сократит кол-во НПВ. По представленным данным, применение данной технологии увеличит в среднем успешность запускного дебита скважины на 10%, за счет увеличения эффективной проходки в проектном пласте по сравнению с нынешним подрядчиком до 90-100%.

На данный момент, несколько служб взаимодействуя друг с другом, сопровождают бурение скважин. Это Центр Геологического Сопровождения Бурения Скважин на предприятии и ЦГСБС в Москве, которые ведут бурение по всей стране. Они получают все данные замеров, анализируют и принимают решения о направлении бурения. Работая, с подрядчиком и используя его оборудование, можно упростить процесс постоянного мониторинга и контроля путем создания программного обеспечения, позволяющего проводить анализ в зависимости от получаемых сопротивлений с учетом расстояния до границ пласта и моделированием в реальном времени.

На этапе внедрения и испытания программное обеспечение позволит не вести постоянный мониторинг всех буримых скважин одновременно. Путем анализа сопротивлений и расстояний до границ пласта программа будет уведомлять и предлагать рекомендации к изменению траектории в зависимости от измерений. По результатам испытаний, после успешного внедрения, можно рассматривать полную автоматизацию процессов контроля над бурением, и осуществлять контроль лишь в самые критические моменты.

Сокращение горизонта до 150м, а также качественное вскрытие снизит риски возникновения осложнений при бурении: увеличение нагрузок и риска возникновения аварийных ситуаций, а также сократит стоимость бурения в сравнении с 200-300 м горизонтами. Этот подход позволит нам, сэкономить на длине проходки, возможных рисках и длительности бурения. Развитие в направлении автоматизации позволяет увеличить количество сопровождаемых при бурении скважин, с уже имеющимся штатом.

Список литературы:

1. Еремин Н.А., Королев М.А., Степанян А.А., Столяров В.Е. Особенности цифровой трансформации активов при реализации инвестиционных нефтегазовых проектов. // Газовая промышленность. №4/783/2019, 2019 г., С. 116-127.
2. Еремин Н.А., Столяров В.Е., Степанян А.А. Управление нефтегазовыми активами в эпоху технологий хранения и обработки больших массивов данных // 2019, № 12 (557) 2019 г., С. 5-14.
3. Минликаев В.З., Дикамов Д.В., Столяров В.Е., Дяченко И.А. Газовая скважина как объект автоматизации в современных условиях. Газовая промышленность, №10 /713/ 2014, 2014 г., С. 52-57.
4. Еремин А.Н. Новая классификация цифровых и интеллектуальных скважин // Автоматизация и IT в нефтегазовой области, №2 (24)3, 2016 г., С. 2-4.