Определение поинтервального мониторинга притока является первостепенной задачей для правильного освоения и эксплуатации скважины. На основе полученных данных можно вовремя спрогнозировать возможныепрорывы и своевременно принять меры для их предотвращения, скорректировать технологию заканчивания, а так же обновить геологическую модель месторождения, на базе которой принимаются решения об оптимизации дальнейшей проводки новых скважин.

Среда реагирования — Нефть, Вода, Газ
Базовая труба, мм — от 60 до 320
Наружный диаметр, мм — от 80 до 350
Длина в рабочем положении, мм — от 1410 до 10000

Применение трассерного поинтервального мониторинга притока возможно в режиме реального времени, без остановки работы скважины. При этом данные по притоку сходятся с данными полученными после ПГИ.

Опыт применения:
АО «Тюменнефтегаз»
АО «Варьеганнефтегаз»
АО «Самотлорнефтегаз»
ООО «Севкомнефтегаз»

Эффективность добычи напрямую зависит от эффективности работ при строительстве скважин, качества цементного камня, герметичности изолирующих элементов в скважине, таких как заколонные и внутриколонныепакера, подвески. Кроме этого, независимая оценка качества цементирования и контроль заколонных перетоков, а так же контроль герметичности двухпакерных компоновок при ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн, позволит иметь представление о том, насколько эффективно были проведены работы, насколько эффективно работает оборудование и эксплуатируется фонд и как эти показатели можно улучшить.

Среда реагирования — Нефть, Вода, Газ
Базовая труба, мм — от 60 до 320
Наружный диаметр, мм — от 80 до 350
Длина в рабочем положении, мм — от 1410 до 10000

По результатам проведенных ОПИ на скважинах ООО «РН-Ванкор», с целью определения негерметичности с применением трассерных методов можно отметить, что данную технологию можно применять как альтернативу стандартным комплексам ГИС для определения негерметичности узлов скважины, так и для поиска источников обводнения.

В ходе многоэтапных исследований отобранных проб выявлено, что в первом отборе проб во всех скважинах наблюдалось наличие трассерного элемента, это связано с наличием остаточных явлений. При последующих отборах проб на 3 скважинах из 5 наблюдалась динамика увеличения концентрации трассерных элементов, что свидетельствовало о негерметичности. Для подтверждения и сравнения полученных результатов на скважине были проведены ГИС с целью определения источника обводнения, которые подтвердили результаты маркерных исследований.

Пакерный мост предназначается для ликвидации негерметичности эксплуатационных колон, ликвидации межколонных перетоков, изоляции интервалов поступления нецелевого флюида в вертикальных и горизонтальных участках скважины. В составе моста могут использоваться CUP (чашечные), нефте-водонабухающие, механические, гидромеханические и другие типы пакеров. Для определения работоспособности технологии в состав компоновки включаются системы мониторинга герметичности.

Среда реагирования — Нефть, Вода, Газ
Базовая труба,мм — от 60 до 320
Наружный диаметр, мм — от 80 до 350
Длина в рабочем положении, мм — от 1410 до 10000

На скважинах ООО «РН-Пурнефтегаз» был установлен пакерный мост с контролем герметичности в горизонтальный участок скважины, с целью изоляции интервала притока воды и ликвидации негерметичностиэксплуатационной колонны.
Установленное оборудование позволило изолировать обводнившийся интервал скважины, снизить добычу нецелевого флюида и увеличить добычу нефти из интервалов находящихся ниже обводненного интервала. Камера мониторинга герметичности дает возможность определить возможную величину протечки через пакерный мост. Для подтверждения полученных результатов на скважине были проведены независимые исследования с целью определения источника обводнения и работоспособности оборудования.

Опыт применения:
ООО «РН-Пурнефтегаз»
ООО «Севкомнефтегаз»

Технология заключается в использовании многоразового комплекса определения профиля притока в действующих горизонтальных скважинах, выявления интервалов поступления воды и системы поинтервальной изоляции этих интервалов с целью снижения общей обводненности скважин. Комплекс профилирования притока позволяет исследовать протяженные скважины без применения дополнительных средств в виде скважинного трактора. Данный комплекс спускался в горизонтальный участок в скважины протяженностью до 1850 метров. После отстыковки от транспортной колонны, комплекс профилирования притока оставался на время замеров в скважине на протяжении 2-4 недель, после чего компоновка извлекалась и была использована повторно в аналогичной скважине. Наличие выноса большого количества мех примесей и песка из продуктивного участка скважины не привело к затруднениям при извлечении. В результате проведенных работ были выявлены интервалы поступления воды которые подтвердились проведенным комплексом работ ПГИ.

Среда реагирования — Нефть, Вода, Газ
Базовая труба, мм — от 60 до 320
Наружный диаметр, мм — от 80 до 350
Длина в рабочем положении, мм — от 1410 до 10000

Опыт применения:
ООО «Севкомнефтегаз»

При прорывах нецелевого флюида в скважины, скважина практически перестает добывать нефть или газ. С помощью эжекторных устройств ускорения потока, и поступлении большого объема газа, например, участок поступления газа начинает работать как интенсификатор добычи из последующего участка ниже по потоку и подтягивает целевой флюид. Данный подход может значительно увеличить эффективность добычи, а так же снизить обводненность добываемой жидкости. Возможна настройка эжекторного устройства на дополнительное ограничение притока нецелевого флюида за счет изменения внутренних настроек эжекторной камеры.

Среда реагирования — Нефть, Вода, Газ
Базовая труба, мм — от 60 до 320
Наружный диаметр, мм — от 80 до 350
Длина в рабочем положении, мм — от 1410 до 10000

Эжекторное устройство интенсификации притока целевого флюида позволяет:

• интенсифицировать приток целевого флюида из интервалов блокируемых прорывами нецелевого
• локально увеличивать депрессию на интервал притока нефти за счет поступающего газа
• увеличивать вынос воды в газодобывающих скважинах
• не допускать прорыв газа или воды в другие интервалы из-за сохранения депрессии на интервал прорыва
• осуществлять внутрискважинную прокачку

Опыт применения:
АО «Самотлорнефтегаз»

Применение фильтра направлено на контроль пескопроявления и предотвращение прорывов воды. Новая технология фильтрующего материала позволяет создавать модификацию фазовой проницаемости для получения дополнительного сопротивления на фильтре при прохождении жидкости с большим содержанием воды и свободно пропускать жидкость с незначительным содержанием воды. Высокая проницаемость позволяет более эффективно осуществлять добычу. Тонкость фильтрации набивного фильтроэлемента подбирается исходя из гранулометрического состава выносимых на месторождении примесей.

Среда реагирования — Нефть, Вода, Газ
Базовая труба, мм — от 60 до 320
Наружный диаметр, мм — от 80 до 350
Длина в рабочем положении, мм — от 1410 до 10000

Опыт применения:
АО «Варьеганнефтегаз»
АО «Самотлорнефтегаз»
ООО «РН-Ванкор»
ПАО АНК «Башнефть»
ООО «РН-Пурнефтегаз»
NIS, Serbia

Пакеры используются для сегментации открытого ствола на интервалы, а так же для изоляции интервалов в обсадной колонне. В составе пакера могут использоваться чашечные, нефте-водонабухающие, механические, гидромеханические и другие типы изолирующих элементов. Устройство может устанавливаться в обсадной и эксплуатационной колоннах, хвостовиках. Для определения работоспособности изолирующих элементов в состав оборудования включаются системы мониторинга герметичности.

Среда реагирования — Нефть, Вода, Газ
Длина эластомера, мм — от 250 до 6000
Базовая труба,мм — от 60 до 320
Наружный диаметр, мм — от 80 до 350
Длина в рабочем положении, мм — от 1410 до 10000

При контакте с жидкостью трассеры выделяются в окружающую жидкость, которая с потоком выносится на поверхность. Отбор проб на устье и анализ содержания трассеров позволяет определить негерметичностьпакеров.

Большая вероятность попадания пакера №1 в каверну. Анализ выявил незначительную протечку пакера №1 в размере 0,3м3/сут. на момент забора пробы №1. На момент отбора пробы №2 протечка не наблюдается. Протечка пакера №1 может определяться изменением режима работы скважины.

Опыт применения:
ООО «РН-Пурнефтегаз»
ООО «СевКомНефтегаз»
АО «Тюменнефтегаз»

Устройства контроля притока позволяют увеличить эффективность добычи нефти и газа за счет регулирования депрессии на продуктивный интервал в зависимости от фазового состава добываемого флюида. Поток жидкости по каждому интервалу автоматически штуцируется специальными клапанами в зависимости от доли притока воды, например. Возможно настроить клапана на полную автономную изоляцию интервалов с притоком нежелательного флюида или на снижение депрессии в соотвествии с заранее заложенными расходными характеристиками. Применение оборудования с адаптивными устройствами контроля притока дает возможность увеличить срок эффективной работы скважин и снизить экологические последствия за счет снижения добычи нецелевого флюида.

ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть»
При увеличении депрессии в 10 раз ГФ не увеличивается

ПАО АНК «Башнефть»
Увеличение дебита нефти с 2,1 до 10 т/сут., снижение обводненности с 97 до 82%

ПАО Варьеганнефтегаз»
Увеличение дебита нефти с 80 до 109,8 т/сут., снижение обводненности с 94,2 до 81,5%

Установка цементных мостов при ремонтных операциях и бурении в горизонтальных скважинах отличается низкой успешностью. Каждая неуспешная установка моста приводит к экономическим и временным потерям. Устройство для создания вспомогательного дна служит для отделения цементного раствора от бурового, и правильного формирования основания цементного моста на необходимой глубине.

Применение устройства позволяет создать цементный мост на необходимой глубине с такой же эффективностью, что и установка цементного моста на забое. Установка трассеров позволяет контролировать поступление воды через цементный мост. Устройство доставляется путем прокачки бурового раствора по инструменту до глубины установки моста.

Опыт применения:
ООО «Башнефть - добыча»
АО «Тюменнефтегаз»

Программный комплекс WORM позволяет осуществлять моделирование и прогнозирование разработки нефтегазовых месторождений для эффективной добычи углеводородов, а так же оптимизировать конструкцию заканчивания скважин, за счет этого снизить добычу нецелевого флюида, рассчитать системы для поддержания пластового давления и многое другое. Программный комплекс разработан для моделирования работы нефтегазовых месторождений, с учетом изменяющихся параметров в режиме реального времени по мере разработки на основе высокотехнологичной гидродинамической математической модели, которая полностью охватывает пласт, призабойную зону, компоновку заканчивания и инструменты, всю конструкцию скважины и сегменты транспортировки/переработки.

Программный модуль TAD ВОРМХОЛС дает возможность просчета важных параметров спуска колонны в скважину с целью минимизации осложнений в виде заклинивания, недохода до заданной глубины, TADпозволяет:

• Рассчитывать нагрузку от глубины колонны во время спуска и подъема оборудования
• Рассчитывать совокупность растягивающих и сжимающих нагрузок

• Определить интервалы потери устойчивости глубины спуска колонны, при которых появляется риск недоспуска
• Рассчитывать нагрузку и момент вращения при спуске колонны с вращением
• Расчеты в режиме реального времени позволит в случае необходимости провести оперативную корректировку программы спуск