РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА имени И

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА имени И. М. ГУБКИНА Особенности разработки и обустройства морских месторождений нефти и газа Москва 2014

Цистерны Гидроразрыв пласта Проппант Машина контроля и управления МКУ Приготовление смеси расклинивающий материал диаметр гранул 0, 4 -1, 7 мм Манифольд низкого давления Кабели связи Насосные агрегаты Манифольд высокого давления Проппант Манометр Оборудование устья скважины Обсадная колонна Манометр Колонна НКТ Пакер Трещина в пласте Продуктивный пласт 2

Гидроразрыв пласта 3

Динамика изменения давления в скважине при ГРП P Давление разрыва пласта и образования трещины t 4

Конфигурация трещин при ГРП на Газовый пласт на Нефтяной пласт ГРП 5

Размеры трещин при многозонном ГРП в горизонтальной скважине Ширина трещины, мм В данном случае: ширина до 3, 5 мм длина до 200 метров 6

Гидравлический разрыв пласта в 4 стадии Размеры трещин: Ширина до 16 мм 7 Длина 60 метров

Многостадийный гидроразрыв Первый год Второй год В течение первого года В течение второго года от 3 до 6 стадий ГРП от 6 до 10 стадий ГРП 8

Многозонный гидроразрыв пласта Скважины Гидроразрыв Разветвленные трещины Многозонный ГРП Ствол скважины О О 9

Образец сланцевой породы 10

Судно Blue Orca для проведения ГРП Северное море 11

Судно Big Orange для проведения ГРП Северное море 12

Оборудование используемое при ГРП 13

Оборудование используемое при ГРП 14

Подключение насосных агрегатов к манифольду 15

Емкости с водой для ГРП 16

«Интеллектуальное» заканчивание скважин А – эксплуатационная колонна 244, 5 мм 1 – лифтовые трубы 88, 9 мм 2 – клапан отсекатель 3 – газлифтный клапан 4 – многоканальный пакер 244, 5 мм 5 – двойная мандрель для замера трубного и затрубного давлений и температуры 6 – регулируемый забойный штуцер 7 – многоканальный пакер 177, 8 мм 8 – пакер подвески хвостовика 244, 5 х 177, 8 9 – хвостовик 177, 8 мм 10 – песочный фильтр 11 – разбухающий пакер для открытого ствола 12 – башмак

Набухающие пакера 18

Набухающие пакера нтакта 19

Процесс набухания пакеров 20

Процесс разбухания в воде 21

Скорость разбухания пакеров 22

Время набухания пакера Время, сут. Увеличение объема, % 23

Высокотехнологичные скважины 24

Многозабойные и многоствольные скважины 25

Многозабойные скважины Скважина: • Саудовская Аравия • Нефтяная многозабойная скважина – основной ствол + 2 боковых ствола • Открытый ствол • Общий контакт с пластом > 5 км Оборудование: • Регулирование расхода – 3 дросселя с гидравлическим приводом • 3 оптоволоконных расходомера и датчика температуры/давления Пакер Расходомер + датчик температуры и давления Регулирующий клапан Расходомер + датчик температуры и давления Пакер Регулирующий клапан Пакер Регулирующий 26 клапан

Многоствольные скважины - Увеличение площади вскрытия пласта - Вскрытие нескольких участков в одном пласте - Многопластовые залежи и несколько продуктивных интервалов - Внутрискважинный газлифт - Трещиноватые и расчлененные залежи - Бурение боковых стволов из существующих скважин - Добыча нефти из пластов залегающих над горизонтальными стволами скважин - Повышение эффективности малорентабельных месторождений 27

Повышение охвата пласта Без устройств контроля притока С устройствами контроля притока 28

Выравнивание профиля притока в скважине 29

Многоцелевые скважины 30

Основные определения • «Интеллектуальное» месторождение – месторождение, эксплуатация которого осуществляется с применением систем управления и измерения, позволяющих получать максимально полную картину работы технологического оборудования и разработки месторождения, управлять ими и оптимизировать их работу в режиме реального времени (в том числе при помощи систем искусственного интеллекта). • «Интеллектуальная» скважина – система контроля скважины и продления срока службы скважинного оборудования путем дистанционного управления притоками из отдельных пластов на основе непрерывного измерения скважинных параметров (давление, температура, расход, обводненность, состав фаз потока, вибрации). 31

Возможности и преимущества интеллектуальных скважин 1. Выравнивание профиля притока к скважине 2. Изоляция проблемной зоны без остановки скважины 3. Увеличение коэффициента охвата скважины 4. Проведение ГИС на отдельных интервалах без остановки скважины 5. Оптимальная добыча из нескольких пластов 6. Управление закачкой в несколько пластов 7. Дренирование нескольких нефтяных зон в разобщенных пластах 8. Разработка нефтяных оторочек 9. Внутрискважинный газлифт 10. Переменная добыча газа 11. Контроль притока из отдельных стволов многозабойной скважины 12. Повышение охвата пласта в добывающих и нагнетательных скважин 13. Получение информации о процессах, происходящих в стволе скважины 14. Нестационарное заводнение 15. Испытание разведочных скважин* 16. Сбор информации с наблюдательных и ликвидированных скважин 17. Системы скважинного сейсмоакустического мониторинга 18. Сочетания перечисленных задач 32

Мониторинг в процессе разработки Мониторинг Давления – Пластовое давление – Управление депрессией – ГДИС – Гидропрослушивание Датчики (P, T) на забое Мониторинг Температуры по стволу – – Термический профиль скважины Идентификация проблем в скважине Мониторинг прорыва воды, газа, пара Контроль газлифта DTS Мониторинг Расхода – Одновременно-Раздельная Добыча Скважинный расходомер, однофазный/ многофазный 33

Скважинные датчики Р/Т 1. Электронные датчики: • Тензодатчики сопротивления • Термометры • Манометры 2. Кварцевые 3. Оптические датчики: • Датчик Р/Т • Распределенный датчик температур (DTS) Кварцевый датчик 34

Преимущества оптических датчиков перед электрическими Достоинства: • Высокая надежность • Помехозащищенность • Электрически пассивные датчики • Стабильность и широкий рабочий диапазон • Низкие потери передаче сигнала • Высокое быстродействие • Возможность точечных и распределенных замеров Недостатки: • Высокая стоимость

Характеристики P/T датчиков Датчики Электронные датчики Оптические датчики Тип датчика тензодатчики Решетки Брэгга 25, 4 мм Темп. макс. 125°C 150 -275 °C Давл. макс. 690 атм. 1370 атм. 4 датчика на 1 кабеле До 12 датчиков на 1 кабеле (3 жилы) Темп. (+/-) 0. 06°C 0. 02°C Давл. (+/-) 0. 2 атм 0. 03 атм. Темп. (+/-)/год 0. 6°C 0. 1°C Давл. (+/-)/год 0. 2 атм 0. 03 атм. Диаметр Рабочие параметры Макс. число датчиков Погрешность Стабильность 36

Тестирование стабильности работы оптических датчиков Р/Т 0 12 24 36 48 Длительное тестирование – 68 месяцев: 150°C, 345 бар 37

Температура и Давление • • Отсутствие электроники в скважине Рабочее давление до 170 МПа Температура до 275°С Погрешность по давлению +/-0. 01% Погрешность по температуре +/-0. 1% Дрейф практически отсутствует Повреждения из-за влияния агрессивных сред и вибрации практически отсутствуют Идеальное решение для газовых скважин! НАГРУЗКА СЕНСОРНЫЙ СВЕТОВОД РЕШЕТКА БРЭГГА ЗАВАРЕННЫЙ СВЕТОВОД ОДНОМОДОВЫЙ СВЕТОВОД 38

Виды оптических кабелей С дискретными датчиками (одномодовы й) С распределенны м датчиком (одномодовый или многомодовый) 39

Принцип работы распределенного датчика температуры (DTS) • Импульсный свет - из лазерного источника с определенной частотой дискретизации. • На определенном расстоянии L вдоль волокна происходит рассеяние, излучаются Стоксовы и анти-Стоксовы фотоны. • Оба выброса фотонов рассеяния попадают на свои фото-детекторы. • Связь между Стоксовой и анти-Стоксовой амплитудами обрабатывается относительно времени прохождения импульса (2 х L / скорость света). • Получаем данные Температуры в зависимости от Расстояния. 40

Температурное Профилирование (DTS) • Отсутствие дополнительных датчиков – оптоволоконный кабель сам по себе является распределенным датчиком температуры S Применение для нефтяных, газовых или газоконденсатных скважин S Отпадает необходимость в промысловом каротаже • Профилирование всего ствола скважины (диапазон до 10 км) S Позволяет проводить ГДИС S Определение непродуктивных пластов • Разрешение – каждый 1 метр S Планирование стимулирования кислотной обработкой S Определение прорыва газа и воды S Определение эффективности перфорации (при обсаженном стволе) ОПТОВОЛОКОН. ДАТЧИК ТЕМПЕРАТУРЫ И ДАВЛЕНИЯ ОПТОВОЛОКОННЫЙ КАБЕЛЬ ДЛЯ ТЕМПЕРАТУРНОГО ПРОФИЛИРОВАНИЯ 41

Оптоволоконный расходомер • • • Оптоволоконная технология –датчики объемного расхода: -1, -2, -3 х фазные Отсутствие движущихся частей, электроники Высокая надежность Низкая погрешность (1% для однофазного; 5% для многофазного) Реверсивный (работает в обоих направлениях) Калибруется на заводе без необходимости дальнейшей калибровки в полевых условиях 42

Принцип работы оптического расходомера • Конвекционная скорость Турбулентное движение жидкости или газа в трубе содержит самогенерирующие вихревые структуры, которые движутся вместе с жидкостью. Матрица датчиков измеряет давление колебаний, связанных с распространением этих турбулентных вихрей. • Скорость звука Акустическая скорость распространения волн зависит от модуля сжатия смеси и вычисляется из свойств и объемной доли отдельных компонентов в смеси. Таким образом, измеряя скорости звука в смеси и зная свойства чистой фазы, можно определить объемные долю отдельных компонентов 43

Схема заканчивания с датчиками (Р, Т) над пакером Компоненты системы мониторинга: • • Муфты с боковым карманом для датчиков ОВ датчик давления и температуры Оптоволоконный кабель Кабельные протекторы Герметизация кабеля на трубной подвеске Кабельный вывод с фланцевым адаптером Наземный бронированный кабель Наземная компьютерная система ГПД Надым – 27 скважин (Бованенко) 44

Схема заканчивания с подпакерной системой мониторинга (DTS + PT) Роликовый протектор (для горизонтальных скважин) 45

Наземные компьютерные модули • Подключение нескольких скважин к одному модулю или индивидуальный модуль на каждой скважине • Сбор данный в реальном времени • Отображение на экране, архивирование, сигнализация об аномальных режимах • Передача данных на системы анализа и оптимизации на уровне месторождения • Арктическое исполнение • • • Modbus RS 232 Modbus RS 422 Modbus RS 485 Modbus TCP/IP Ethernet OPC ASCII string PROFIBUS ODBC SQL Web viewer 46

ПО для Системы Мониторинга Пласта • • • Контроль всех скважин и датчиков в режиме реального времени – Электронные манометры и оптические датчики Визуализация данных – Контроль неполадок, оповещение Сетевой доступ 47

Интеллектуальное месторождение в комплексе Office Collaboration Surface Technology Reservoir Monitoring Technology 48

Мониторинг в процессе разработки Мониторинг Давления – Пластовое давление – Управление депрессией – ГДИС – Гидропрослушивание Датчики (P, T) на забое Мониторинг Температуры по стволу – – Термический профиль скважины Идентификация проблем в скважине Мониторинг прорыва воды, газа, пара Контроль газлифта Мониторинг Расхода – Одновременно-Раздельная Добыча DTS Скважинный расходомер, однофазный / многофазный 49

Скважинные датчики Р/Т 1. Электронные датчики: • Тензодатчики сопротивления • Термометры • Манометры 2. Кварцевые 3. Оптические датчики: • Датчик Р/Т • Распределенный датчик температур (DTS) Кварцевый датчик 50

Новые технологии в строительстве скважин. ? ? - ? ? ? ? ? ? ? 4 ? ? ? 3 ? ? ? ? ? ? ? Copyright Baker Hughes Inc. 2008 ? ? ? 24 / 37 , ? ? ? Применение каротажа в процессе бурения Буровые растворы на углеводородной основе Система «Удалённый мониторинг бурения» Применение оптоволокна для контроля разработки

Внутрискважинный газлифт 52

Сейсмика 4 D и ее основные принципы 4 D сейсморазведка – технология получения информации о процессах, происходящих в пласте при разработке месторождения, при помощи многократного проведения сейсморазведки на месторождении и интерпретации различий между сейсмограммами, полученными в разные моменты времени. 53

Сейсмика 4 D 54