Эффективная эксплуатация нефтяных скважин требует строгой изоляции продуктивных пластов от соседних, чтобы исключить попадание воды и сохранить стабильный отбор нефти. При утрате герметичности колонны поступление воды в пласт затрудняет добычу или делает её невозможной. Поэтому сразу после бурения и цементирования, а также на протяжении всего периода эксплуатации скважины, регулярно проверяется её техническое состояние с использованием методов геофизических исследований скважин (ГИС).
В последнее десятилетие в отрасли активно развивается концепция «умной скважины» — система, которая позволяет в реальном времени собирать данные о состоянии скважины. Постоянный мониторинг скважин, известный как перманентный скважинный мониторинг, позволяет инженерам следить за профилем притока в зоне перфорации, не останавливая производство и не применяя традиционные кабельные каротажные исследования. Суть перманентного мониторинга состоит в оснащении скважины датчиками, расположенными вдоль колонны, которые позволяют наблюдать за изменениями параметров прямо во время эксплуатации.
В последнее десятилетие в отрасли активно развивается концепция «умной скважины» — система, которая позволяет в реальном времени собирать данные о состоянии скважины. Постоянный мониторинг скважин, известный как перманентный скважинный мониторинг, позволяет инженерам следить за профилем притока в зоне перфорации, не останавливая производство и не применяя традиционные кабельные каротажные исследования. Суть перманентного мониторинга состоит в оснащении скважины датчиками, расположенными вдоль колонны, которые позволяют наблюдать за изменениями параметров прямо во время эксплуатации.
Современные технологии мониторинга
Сейчас скважины чаще всего изучаются методами ГИС, что требует остановки работы скважины, глушения, а также проведения нескольких спускоподъемных операций. В стандартный комплект оборудования входят:
Система постоянного мониторинга, использующая, например, волоконно-оптические системы, позволяет передавать данные в режиме реального времени. К этой системе подключаются температурные датчики, акустические сенсоры и электромагнитные влагомеры, которые непрерывно фиксируют информацию о процессе добычи и позволяют точно определить профиль притока. Использование телеметрии и питания от кабельного канала позволяет интегрировать мониторинг в существующую систему управления скважиной без дополнительных затрат на новое оборудование.
- локатор муфтовых соединений,
- измеритель гамма-активности пород для привязки по глубине,
- термобарометрия,
- влагомер и другие приборы, требующие нескольких спусков и подъёмов оборудования.
Система постоянного мониторинга, использующая, например, волоконно-оптические системы, позволяет передавать данные в режиме реального времени. К этой системе подключаются температурные датчики, акустические сенсоры и электромагнитные влагомеры, которые непрерывно фиксируют информацию о процессе добычи и позволяют точно определить профиль притока. Использование телеметрии и питания от кабельного канала позволяет интегрировать мониторинг в существующую систему управления скважиной без дополнительных затрат на новое оборудование.
Основные задачи контроля состояния скважин
Контроль технического состояния скважины проводится для решения ряда ключевых задач, среди которых:
Эти задачи выполняются методами радиометрии, термометрии и акустической цементометрии, которые позволяют мониторить практически все типы физических полей в скважине.
- оценка качества цементирования и состояния цементного камня;
- определение местоположения муфтовых соединений, зон перфорации и измерение толщины обсадной колонны;
- выявление дефектов, таких как трещины, вмятины и отверстия в трубах;
- обнаружение участков притока или поглощения и затрубной циркуляции жидкости;
- контроль глубины установки оборудования;
- оценка толщины парафиновых отложений.
Эти задачи выполняются методами радиометрии, термометрии и акустической цементометрии, которые позволяют мониторить практически все типы физических полей в скважине.
Классификация методов мониторинга и диагностики
Современные методы контроля состояния скважин подразделяются на несколько основных категорий:
Внедрение новых технологий, таких как распределённая температурная съёмка и волоконно-оптические системы, позволяет упростить контроль скважин, улучшить качество мониторинга и своевременно выявлять нарушения в процессе эксплуатации.
- Методы определения геометрии ствола: инклинометрия и профилеметрия обеспечивают точное представление формы и состояния скважины.
- Акустические методы: такие методы, как акустическая цементометрия и ультразвуковые измерения, позволяют определить качество цементирования и состояние обсадных труб.
- Пассивная акустика: шумометрия помогает фиксировать движение и трение в трубе, что может указывать на дефекты или износ.
- Электромагнитные методы: локатор муфтов (ЛМ) и электромагнитный дефектоскоп (ЭМДС) применяются для оценки состояния обсадной колонны и труб.
- Радиоактивные методы: гамма-гамма толщинометрия и цементометрия помогают оценить плотность и целостность цементного камня вокруг колонны.
Внедрение новых технологий, таких как распределённая температурная съёмка и волоконно-оптические системы, позволяет упростить контроль скважин, улучшить качество мониторинга и своевременно выявлять нарушения в процессе эксплуатации.
Актуальность мониторинга профилей притока в скважинах
Определение профилей притока в эксплуатационных скважинах — это ключевая задача для эффективного управления нефтегазовыми месторождениями. Точные данные о профилях притока позволяют оптимизировать эксплуатацию скважин, планировать капитальный ремонт и изоляционные работы, а также выбирать интервалы для интенсификации добычи. Среди основных задач, решаемых при выполнении геофизических исследований скважин (ГИС), можно выделить следующие:
Система мониторинга и анализа профилей притока включает в себя количественную оценку дебитов воды, нефти и газа по различным интервалам. Это позволяет корректно распределять добываемый флюид с учётом мощности горизонта и, таким образом, контролировать влияние нежелательных процессов, таких как проникновение воды через не герметичные участки. Нарушения герметичности колонн или недостаточно качественная цементация могут привести к серьезному обводнению, ухудшению технического состояния скважины и негативно отразиться на её производительности.
- выравнивание профилей притока;
- изоляция определенных интервалов для предотвращения обводнения;
- выявление наиболее продуктивных интервалов для активной разработки;
- определение зон слабого притока, которые могут быть подвержены интенсификации, таких как кислотные обработки или гидроразрыв пласта (ГРП).
Система мониторинга и анализа профилей притока включает в себя количественную оценку дебитов воды, нефти и газа по различным интервалам. Это позволяет корректно распределять добываемый флюид с учётом мощности горизонта и, таким образом, контролировать влияние нежелательных процессов, таких как проникновение воды через не герметичные участки. Нарушения герметичности колонн или недостаточно качественная цементация могут привести к серьезному обводнению, ухудшению технического состояния скважины и негативно отразиться на её производительности.
Методы и физические основы мониторинга
Одним из наиболее распространенных методов контроля состояния скважины является термометрия, которая основана на измерении температуры в стволе. Применяется она для:
Термометрия обеспечивает точный контроль за температурными изменениями, которые могут отражать аномалии, связанные с движением флюидов в пластах и в самой скважине. Статический геотермический градиент, обычно составляющий около 0.03°С на метр, может варьироваться в зависимости от теплопроводности пород и насыщенности их флюидами.
- определения интервалов притока или закачки флюида;
- выявления заколонных перетоков;
- обнаружения негерметичных участков обсадных колонн и насосно-компрессорных труб;
- оценки высоты подъёма цемента за колонной и определения высоты трещин после ГРП.
Термометрия обеспечивает точный контроль за температурными изменениями, которые могут отражать аномалии, связанные с движением флюидов в пластах и в самой скважине. Статический геотермический градиент, обычно составляющий около 0.03°С на метр, может варьироваться в зависимости от теплопроводности пород и насыщенности их флюидами.
Применение эффекта Джоуля-Томсона и дросселирования
В условиях скважины температура может меняться под воздействием нескольких термических эффектов. Адиабатическое расширение газа и жидкостей, проходящих через пористую среду, и процессы дросселирования вызывают охлаждение или нагревание, что отражается на термограмме. Дроссельный эффект Джоуля-Томсона, проявляющийся при расширении газа, приводит к охлаждению, создавая отрицательные аномалии температуры. Для жидкостей приток из пласта, напротив, может сопровождаться локальным нагревом.
Таким образом, мониторинг скважин с использованием термометрии и других методов позволяет своевременно выявлять изменения в потоке флюидов и быстро реагировать на возникшие проблемы. Точные данные о профилях притока и состоянии обсадных колонн помогают минимизировать риски обводнения и повышают рентабельность эксплуатации нефтяных и газовых месторождений.
1. Скважинная профилеметрия
Профилеметрия позволяет измерить форму и размер поперечного сечения скважины с глубиной и выявить их изменения. Этот метод делится на вертикальную и горизонтальную профилеметрию. Вертикальная профилеметрия фиксирует изменения формы ствола по всей глубине, в то время как горизонтальная сосредоточена на профиле поперечного сечения на определенной глубине.
Профилеметры или каверометры оснащены подпружиненными рычагами, один из которых контактирует со стенками скважины, а другой — с резистивным мостом. Измерительные данные позволяют определить геометрию обсадных колонн, а также обнаружить износ, деформации, разрывы или образования налета и отложений. Эти данные помогают повысить точность других исследований скважин, таких как расходометрия, для более надежной интерпретации результатов.
2. Акустические методы оценки состояния скважин
Акустическая цементометрия
Акустическая цементометрия используется для оценки качества цемента и его сцепления с обсадной колонной и горными породами. Метод основан на измерении характеристик упругих волн, создаваемых источником колебаний. Он позволяет:
Современные цементометры регистрируют кинометрию волн в виде волновых картин и диаграмм, что позволяет вычислить сцепление цемента с породой и обсадной колонной. Недостатком метода является его ограниченная точность в высокоскоростных средах.
Волновая широкополосная акустика (ВАК)
Метод ВАК применяют для анализа состояния цементного камня и изучения сцепления колонны с пластом. ВАК позволяет обнаруживать гидродинамическую связь между пластами и выявлять негерметичности. В отличие от других акустических методов, он напрямую обнаруживает заколонные перетоки и может фиксировать трещины в цементе.
Акустическое телевидение (CAT)
Акустическое телевидение используется для детального исследования скважины и обсадной колонны путем сканирования ее поверхности. В результате можно получить изображение стенок, что позволяет измерить внутренний диаметр, выявить эксцентриситет колонны и зафиксировать возможные дефекты. Система сканирует поверхность по винтовой линии с помощью одноэлементного зонда, что обеспечивает непрерывное изображение. Этот метод чувствителен к однородности среды и может терять точность при наличии газопроявлений.
Пассивная акустика (шумометрия)
Пассивная акустика исследует естественные акустические колебания, которые возникают в процессе эксплуатации скважины. Этот метод помогает выявлять турбулентные потоки и зоны нестабильности в пласте, что предоставляет информацию для дальнейшего контроля за техническим состоянием скважины.
Использование этих методов мониторинга в комплексе позволяет нефтегазовым предприятиям обеспечивать надежную эксплуатацию скважин, выявлять потенциальные риски и планировать мероприятия по повышению эффективности добычи.
3. Метод электромагнитной локации муфт (ЛМ)
ЛМ применяется для выявления нарушений целостности обсадных труб и муфтовых соединений, таких как трещины, разрывы или перфорации. С помощью электромагнитной индукции измеряются изменения магнитного потока в местах повреждений, что позволяет точно локализовать эти участки. Локаторы муфт используют магнитное поле, создаваемое многослойными катушками, чтобы фиксировать сигналы ЭДС, пропорциональные мощности магнитов и скорости движения прибора.
Скважинная дефектоскопия и толщинометрия, основанные на индукции вихревых токов, позволяют измерять электромагнитные отклики, указывающие на дефекты и степень коррозии труб. Приборы фиксируют амплитуду, затухание и фазовый сдвиг сигнала, что позволяет выявить точные параметры дефектов, такие как трещины и потеря металла, с высокой точностью.
Локаторы муфт бывают двух типов: для радиометрии (ЛР) и для перфорации (ЛП). Локатор ЛР позволяет одновременно регистрировать кривые гамма-излучения и сигналы муфт, что дает точное привязку интервалов перфорации к муфтовым соединениям. Локатор ЛП оснащен перфоратором, что позволяет проводить операции прострела и точной локализации интервалов без дополнительного оборудования, сокращая время работы и снижая затраты. Такие устройства также могут быть использованы с дополнительными приборами, например, радиоактивного каротажа, для комплексной оценки состояния обсадной колонны и ствола скважины.
Дефектоскопия и толщинометрия важны для мониторинга коррозии и других повреждений труб, поскольку позволяют выявлять даже мелкие дефекты, угрожающие безопасности эксплуатации скважины. Современные дефектоскопы могут обнаружить дефекты практически нулевой раскрытости, локализовать участки активной коррозии и измерять толщину трубы с точностью до полумиллиметра. Эти методы дают интегральную картину состояния колонны, что помогает планировать ремонты и профилактические меры для увеличения срока службы оборудования.
4. Электромагнитная дефектоскопия
Электромагнитная дефектоскопия широко применяется для исследования многоколонных скважин, включая колонны малого диаметра. В России активно используются системы «ЭМДС» и «МИД», отличающиеся по способу регистрации и анализа сигналов. Эти системы применяют электромагнитные методы, фиксируя изменения амплитуды и скорости затухания электромагнитных волн, что позволяет точно выявлять дефекты на различных уровнях колонны. Сканирующие дефектоскопы особенно эффективны, так как обеспечивают высокую разрешающую способность, локализуя дефекты в конкретных зонах. Основой для интерпретации данных являются кривые затухания, которые помогают выделить дефекты и определить толщину стенок колонн.
5. Гамма-гамма толщинометрия
Метод гамма-гамма толщинометрии использует зонд с источником гамма-излучения и детектором, регистрирующим рассеянные лучи, что позволяет измерить толщину стенки обсадной колонны и определить степень износа труб. Для калибровки прибора применяются эталонные трубы различного диаметра и толщины. Этот метод полезен для оценки состояния обсадной колонны, а также для определения местоположения пакеров и других элементов скважинной конструкции. Поправки за плотность среды и фоновое излучение улучшают точность результатов.
Гамма-гамма цементометрия
Метод гамма-гамма цементометрии используется для оценки плотности цемента в заколонном пространстве и определения высоты его подъема. В сложных условиях метод помогает обнаружить дефекты цементного камня, такие как каналы и каверны, которые могут привести к потере герметичности. Использование многоканальных зондов повышает точность измерений. Методом можно установить качественные характеристики цемента, хотя эффективность падает, если плотности цементного камня и промывочной жидкости различаются незначительно.
Вспомогательные методы
Дополнительно используются индикаторные смеси с нейтронно-поглощающими или радиоактивными свойствами, позволяющие выявлять утечки. Для визуального контроля состояния скважины применяются оптиковолоконные видеокамеры, обеспечивающие наблюдение за движением флюидов и состоянием забойной зоны.
6. Использование химических маркеров
Технология интеллектуальных химических маркеров сегодня является одним из самых передовых решений для постоянного мониторинга горизонтальных скважин. Суть этой технологии заключается в установке полимерных матриц с вшитыми маркерами на оборудование заканчивания скважины в каждой зоне. Преимущество технологии в её универсальности: она совместима с различными системами заканчивания, что позволяет использовать оборудование от разных производителей. Интеллектуальные маркеры работают в контакте с целевыми пластовыми флюидами (нефтью или водой) продолжительное время — до десяти лет с нефтью и до семи лет с водой. Каждый маркер уникален и имеет специфическую «подпись», которая позволяет отличать его от других и контролировать до 80 зон в горизонтальной скважине.
Процесс мониторинга начинается после установки оборудования с маркерами. Полимерные матрицы, контактируя с целевым флюидом (нефтью, водой или газом), начинают выделять химические маркеры, которые выходят с потоком флюида на поверхность. Скорость выделения маркеров остается постоянной и не зависит от расхода флюида. Пробы берутся по заранее определенной программе и отправляются в лабораторию, где проводится анализ на наличие и концентрацию маркеров. Эти данные дают подробную информацию о работе скважины и эффективности каждого её интервала, позволяют оценить очистку ствола и выявить активные интервалы.
Применение интеллектуальных химических маркеров в скважинах позволяет обойтись без традиционного ПГИ и получить данные по множеству ключевых параметров:
Эта технология уже успешно применяется для мониторинга на многих нефтегазовых объектах. Например, на одном из крупных объектов внедрение интеллектуальных маркеров обеспечило эффективный мониторинг высокодебитных горизонтальных скважин, позволило не только выявить прорывы воды, но и скорректировать гидродинамическую модель и настроить систему поддержания пластового давления. В других случаях маркеры помогли оценить производительность систем заканчивания, таких как автономные устройства контроля притока и гравийная набивка, что дало ценные данные для оптимизации работы с нефтяными оторочками.
Технология получает все большее распространение, применяясь как в скважинах с многостадийным гидроразрывом пласта в низкопроницаемых коллекторах, так и в наклонно-направленных и многоствольных скважинах на многопластовых месторождениях.
Таким образом, мониторинг скважин с использованием термометрии и других методов позволяет своевременно выявлять изменения в потоке флюидов и быстро реагировать на возникшие проблемы. Точные данные о профилях притока и состоянии обсадных колонн помогают минимизировать риски обводнения и повышают рентабельность эксплуатации нефтяных и газовых месторождений.
1. Скважинная профилеметрия
Профилеметрия позволяет измерить форму и размер поперечного сечения скважины с глубиной и выявить их изменения. Этот метод делится на вертикальную и горизонтальную профилеметрию. Вертикальная профилеметрия фиксирует изменения формы ствола по всей глубине, в то время как горизонтальная сосредоточена на профиле поперечного сечения на определенной глубине.
Профилеметры или каверометры оснащены подпружиненными рычагами, один из которых контактирует со стенками скважины, а другой — с резистивным мостом. Измерительные данные позволяют определить геометрию обсадных колонн, а также обнаружить износ, деформации, разрывы или образования налета и отложений. Эти данные помогают повысить точность других исследований скважин, таких как расходометрия, для более надежной интерпретации результатов.
2. Акустические методы оценки состояния скважин
Акустическая цементометрия
Акустическая цементометрия используется для оценки качества цемента и его сцепления с обсадной колонной и горными породами. Метод основан на измерении характеристик упругих волн, создаваемых источником колебаний. Он позволяет:
- определить высоту цементного кольца;
- оценить степень заполнения затрубного пространства цементом;
- обнаружить дефекты и трещины в цементном камне;
- измерить толщину кольцевого зазора.
Современные цементометры регистрируют кинометрию волн в виде волновых картин и диаграмм, что позволяет вычислить сцепление цемента с породой и обсадной колонной. Недостатком метода является его ограниченная точность в высокоскоростных средах.
Волновая широкополосная акустика (ВАК)
Метод ВАК применяют для анализа состояния цементного камня и изучения сцепления колонны с пластом. ВАК позволяет обнаруживать гидродинамическую связь между пластами и выявлять негерметичности. В отличие от других акустических методов, он напрямую обнаруживает заколонные перетоки и может фиксировать трещины в цементе.
Акустическое телевидение (CAT)
Акустическое телевидение используется для детального исследования скважины и обсадной колонны путем сканирования ее поверхности. В результате можно получить изображение стенок, что позволяет измерить внутренний диаметр, выявить эксцентриситет колонны и зафиксировать возможные дефекты. Система сканирует поверхность по винтовой линии с помощью одноэлементного зонда, что обеспечивает непрерывное изображение. Этот метод чувствителен к однородности среды и может терять точность при наличии газопроявлений.
Пассивная акустика (шумометрия)
Пассивная акустика исследует естественные акустические колебания, которые возникают в процессе эксплуатации скважины. Этот метод помогает выявлять турбулентные потоки и зоны нестабильности в пласте, что предоставляет информацию для дальнейшего контроля за техническим состоянием скважины.
Использование этих методов мониторинга в комплексе позволяет нефтегазовым предприятиям обеспечивать надежную эксплуатацию скважин, выявлять потенциальные риски и планировать мероприятия по повышению эффективности добычи.
3. Метод электромагнитной локации муфт (ЛМ)
ЛМ применяется для выявления нарушений целостности обсадных труб и муфтовых соединений, таких как трещины, разрывы или перфорации. С помощью электромагнитной индукции измеряются изменения магнитного потока в местах повреждений, что позволяет точно локализовать эти участки. Локаторы муфт используют магнитное поле, создаваемое многослойными катушками, чтобы фиксировать сигналы ЭДС, пропорциональные мощности магнитов и скорости движения прибора.
Скважинная дефектоскопия и толщинометрия, основанные на индукции вихревых токов, позволяют измерять электромагнитные отклики, указывающие на дефекты и степень коррозии труб. Приборы фиксируют амплитуду, затухание и фазовый сдвиг сигнала, что позволяет выявить точные параметры дефектов, такие как трещины и потеря металла, с высокой точностью.
Локаторы муфт бывают двух типов: для радиометрии (ЛР) и для перфорации (ЛП). Локатор ЛР позволяет одновременно регистрировать кривые гамма-излучения и сигналы муфт, что дает точное привязку интервалов перфорации к муфтовым соединениям. Локатор ЛП оснащен перфоратором, что позволяет проводить операции прострела и точной локализации интервалов без дополнительного оборудования, сокращая время работы и снижая затраты. Такие устройства также могут быть использованы с дополнительными приборами, например, радиоактивного каротажа, для комплексной оценки состояния обсадной колонны и ствола скважины.
Дефектоскопия и толщинометрия важны для мониторинга коррозии и других повреждений труб, поскольку позволяют выявлять даже мелкие дефекты, угрожающие безопасности эксплуатации скважины. Современные дефектоскопы могут обнаружить дефекты практически нулевой раскрытости, локализовать участки активной коррозии и измерять толщину трубы с точностью до полумиллиметра. Эти методы дают интегральную картину состояния колонны, что помогает планировать ремонты и профилактические меры для увеличения срока службы оборудования.
4. Электромагнитная дефектоскопия
Электромагнитная дефектоскопия широко применяется для исследования многоколонных скважин, включая колонны малого диаметра. В России активно используются системы «ЭМДС» и «МИД», отличающиеся по способу регистрации и анализа сигналов. Эти системы применяют электромагнитные методы, фиксируя изменения амплитуды и скорости затухания электромагнитных волн, что позволяет точно выявлять дефекты на различных уровнях колонны. Сканирующие дефектоскопы особенно эффективны, так как обеспечивают высокую разрешающую способность, локализуя дефекты в конкретных зонах. Основой для интерпретации данных являются кривые затухания, которые помогают выделить дефекты и определить толщину стенок колонн.
5. Гамма-гамма толщинометрия
Метод гамма-гамма толщинометрии использует зонд с источником гамма-излучения и детектором, регистрирующим рассеянные лучи, что позволяет измерить толщину стенки обсадной колонны и определить степень износа труб. Для калибровки прибора применяются эталонные трубы различного диаметра и толщины. Этот метод полезен для оценки состояния обсадной колонны, а также для определения местоположения пакеров и других элементов скважинной конструкции. Поправки за плотность среды и фоновое излучение улучшают точность результатов.
Гамма-гамма цементометрия
Метод гамма-гамма цементометрии используется для оценки плотности цемента в заколонном пространстве и определения высоты его подъема. В сложных условиях метод помогает обнаружить дефекты цементного камня, такие как каналы и каверны, которые могут привести к потере герметичности. Использование многоканальных зондов повышает точность измерений. Методом можно установить качественные характеристики цемента, хотя эффективность падает, если плотности цементного камня и промывочной жидкости различаются незначительно.
Вспомогательные методы
Дополнительно используются индикаторные смеси с нейтронно-поглощающими или радиоактивными свойствами, позволяющие выявлять утечки. Для визуального контроля состояния скважины применяются оптиковолоконные видеокамеры, обеспечивающие наблюдение за движением флюидов и состоянием забойной зоны.
6. Использование химических маркеров
Технология интеллектуальных химических маркеров сегодня является одним из самых передовых решений для постоянного мониторинга горизонтальных скважин. Суть этой технологии заключается в установке полимерных матриц с вшитыми маркерами на оборудование заканчивания скважины в каждой зоне. Преимущество технологии в её универсальности: она совместима с различными системами заканчивания, что позволяет использовать оборудование от разных производителей. Интеллектуальные маркеры работают в контакте с целевыми пластовыми флюидами (нефтью или водой) продолжительное время — до десяти лет с нефтью и до семи лет с водой. Каждый маркер уникален и имеет специфическую «подпись», которая позволяет отличать его от других и контролировать до 80 зон в горизонтальной скважине.
Процесс мониторинга начинается после установки оборудования с маркерами. Полимерные матрицы, контактируя с целевым флюидом (нефтью, водой или газом), начинают выделять химические маркеры, которые выходят с потоком флюида на поверхность. Скорость выделения маркеров остается постоянной и не зависит от расхода флюида. Пробы берутся по заранее определенной программе и отправляются в лабораторию, где проводится анализ на наличие и концентрацию маркеров. Эти данные дают подробную информацию о работе скважины и эффективности каждого её интервала, позволяют оценить очистку ствола и выявить активные интервалы.
Применение интеллектуальных химических маркеров в скважинах позволяет обойтись без традиционного ПГИ и получить данные по множеству ключевых параметров:
- оценка успешности освоения скважины;
- наблюдение за изменениями продуктивности интервалов со временем;
- обнаружение зон прорыва воды и газа;
- распределение притока по интервалам.
Эта технология уже успешно применяется для мониторинга на многих нефтегазовых объектах. Например, на одном из крупных объектов внедрение интеллектуальных маркеров обеспечило эффективный мониторинг высокодебитных горизонтальных скважин, позволило не только выявить прорывы воды, но и скорректировать гидродинамическую модель и настроить систему поддержания пластового давления. В других случаях маркеры помогли оценить производительность систем заканчивания, таких как автономные устройства контроля притока и гравийная набивка, что дало ценные данные для оптимизации работы с нефтяными оторочками.
Технология получает все большее распространение, применяясь как в скважинах с многостадийным гидроразрывом пласта в низкопроницаемых коллекторах, так и в наклонно-направленных и многоствольных скважинах на многопластовых месторождениях.
Эксперты компании ООО “ОРС” помогут внедрить на месторождение технологии мониторинга, настроить и провести комплексную диагностику, позволив избежать существенных потерь в будущем.
