Технология маркерного мониторинга профилей притоков с помощью пропанта, маркированного квантовыми точками

Построение профиля работы ступеней МГРП с помощью маркированного пропанта позволяет получать значительно больший объем данных в динамике на протяжении длительного периода времени при радикальном уменьшении задействованных ресурсов по оборудованию и персоналу и повышении безопасности производства.

Важной частью технологии трассирования является синтез комбинаций маркеров-репортеров из квантовых точек, стабилизированных полимерной оболочкой. Квантовые точки – это нанокристаллы размером в 1-2 нанометра, полученные при помощи коллоидного синтеза и покрытые слоем адсорбированных поверхностно-активных молекул. Квантовые точки, получаемые методом коллоидного синтеза на основе халькогенидов кадмия, флуоресцируют в разных областях электромагнитного спектра в зависимости от своего размера. Маркеры-репортеры, созданные из квантовых точек, обладают уникальной способностью поглощать энергию в широком диапазоне спектра и испускать узкий спектр световых волн, который может регистрироваться методами проточной цитометрии. По сравнению с органическими красителями-флюорофорами, также использущимеся в целях трассирования в нефтяной индустрии, квантовые точки являются более химически устойчивыми и имеют на 1-2 порядка выше интенсивность флюоресценции.

Использование квантовых точек в технологии трассирования обусловлено большим количеством возможных комбинаций при синтезе маркеров-репортеров (более 60), называемых сигнатурами. Для каждой ступени или интервала используется своя уникальная сигнатура для углеводородной и водной фаз пластового флюида.

Различные типы и комбинации маркеров-репортеров размером 0,2-0,4 микрон вводятся в полимерное покрытие проппанта, постепенно разрушающееся при контакте с нефтью и водой. Маркированный проппант закачивают последней пачкой объёмом 15 тонн (с опционной продавкой в 5 тонн обычным пропантом). На протяжении последующих лет маркеры-репортеры вымываются водой и нефтью и выносятся потоком пластового флюида на поверхность. Пробы скважинного флюида, взятые на устье скважины, проходят этап пробоподготовки, включающей в себя разделение углеводородной и водной фаз с использованием деэмульгатора и центрифугирования. Далее, разделенные углеводородная и водная фазы проб анализируются в автоматическом режиме методом проточной цитометрии с помощью программно-аппаратного комплекса «GEOSPLIT». Метод основан на исследовании дисперсных сред в режиме поштучного анализа элементов дисперсной фазы по сигналам светорассеяния и флуоресценции.

Рисунок 1. Схема маркерной диагностики.

 

Первоначально используется система гидродинамической фокусировки в микрокапиллярной системе, где за счет разности давлений между образцом и обтекающей жидкостью обеспечивается прохождение маркеров в ламинарном потоке жидкости по одиночке по проточной ячейке. Далее происходят облучение частиц в жидкости лазерным излучением и регистрация сигналов светорассеяния и флуоресценции от каждой квантовой точки или их комбинаций в маркерах-репортерах.

 

 

Рисунок 2. Квантовые точки, флуоресцирующие при лазерном облучении.

 

Регистрируются параметры частиц в исследуемой жидкости с целью выделения качественного и количественного состава маркеров. Аппаратно-програмный комплекс (АПК) регистрирует два типа светорассеяния: прямое (малоугловое) и боковое.

 

Рисунок 3. Прямое и боковое светорассеяние частицы.

 

 

Детектор прямого светорассеяния располагается по ходу лазерного луча за проточной ячейкой и регистрирует излучение лазера, которое рассеивается под углами 2-19 градусов. Интенсивность рассеянного под малым углом света пропорциональна размеру частицы. Более крупные частицы рассеивают свет сильнее мелких. Внутреннее содержимое частиц оптически неоднородно. Луч лазера, проходя сквозь частицу, многократно отражается, преломляется и рассеивается во разных направлениях. Регистрация этого излучения позволяет судить о форме, размерах и внутреннем строении частицы. 

 

Рисунок 4. Схема работы АПК «GEOSPLIT»

 

В результате работы АПК регистрируются события, представляющие собой оптические неоднородности в оптически однородной подвижной фазе. Так как используемые оптические метки имеют характерное «свечение» каждая в своей спектральной области, используемое нами программное обеспечение позволяет отделить каждую из используемых для анализа сигнатур среди большого множества «событий» регистрируемых аппаратно-программным комплексом. Интерпретация и идентификация каждой сигнатуры основывается на следующих положениях.

Квантовые точки в маркеры вводятся как в индивидуальном виде, так и в виде различных комбинаций. Кроме того, переменной величиной является не только их комбинация, но и различная концентрация. Таким образом, используя три разные по оптическим характеристикам квантовые точки в различных комбинациях, а также две различные их концентрации (высокую и низкую) можно получить большое количество различных по оптическим свойствам сигнатур.

Особенностями цитометрического метода исследования в трассерной технологии является то, что регистрируется количество маркеров каждого кода в зависимости от интенсивности их излучения на фиксированной длине волны.

Каждой сигнатуре маркера соответствует характеристическая область спектрального пространства, которая не пересекается с характеристическими областями других комбинаций квантовых точек. Программное обеспечение, применяемое для оптической идентификации каждого кода, позволяет выделить их характеристическую область спектрального пространства (3D изображение) и произвести подсчет зарегистрированных «событий» в каждой такой области. Определение описанных выше характеристических областей проводится на основе данных лабораторных экспериментов, моделирующих каждую сигнатуру в отдельности, а также их многочисленные сочетания.

Полученные данные интерпретируются с помощью программного обеспечения и визуализируются в виде графиков притока по ступеням ГРП во времени и накопленных дебитах по нефти и воде в каждой из ступеней.

Первый опыт применения

 

В 2016 году «Газпромнефть-НТЦ» инициировало пилотный проект по закачке маркированного пропанта в процессе 11ти ступенчатом многостадийном гидроразрыве пласта в скважину 29340ГС Приобского месторождения. По итогам данных интерпретации проб пластового флюида, сервисной компанией были зафиксированы маркеры кодов 10 и 11, которые по стечению обстоятельств не были закачаны в данную скважину. В результате технология была доработана по целому ряду направлений, включая усиление контроля качества, производства, а также усовершенствование существующих и внедрение новых средств интерпретации данных и идентификации маркеров в пластовом флюиде.

NN	Этапы проведения работ	Статус
1	Синтез квантовых маркеров-репортеров	Глубокие изменения
2	Синтез полимерно-покрытого маркированного пропанта	Глубокие изменения
3	Контроль качества произведенной продукции	Внедрено
4	МГРП под авторским надзором супервайзера	Внедрено
5	Отбор проб согласно установленному графику	Оптимизировано
6	Доставка проб в лабораторию	Оптимизировано
7	Пробоподготовка	Глубокие изменения
8	Инструментальный анализ	Глубокие изменения
9	Обработка данных методом машинного обучения	Внедрено
10	Проверка и интерпретация результатов	Глубокие изменения
11	Выдача отчетов Заказчику	Оптимизировано

Процесс применения технологии был разбит на этапы, тщательно проанализирован и подвергся значительным изменениям с результатами, представленными в Таблице 1.

 

Этап N 1. При термобарических испытаниях продукта в условиях близких к пластовым была отмечена недостаточная термостабильность квантовых маркеров-репортеров, ведущая к гибели более 60% маркеров при длительном воздействии температуры свыше 90С и 30% потеря интенсивности ответного сигнала квантовых точек при длительном термическом воздействии.

Также было отмечено, что после воздействия температуры некоторые сигнатуры (коды) становятся трудноразличимыми. Так, например коды маркеров N1 и N3 могли приниматься за один код при определенных условиях. Это обусловлено тем, что при длительных воздействиях высоких температур (> 100 С) интенсивность флуоресценции некоторых квантовых точек может снижаться (чаще всего более коротковолновые - менее устойчивые) при условиях, когда изначальная концентрация данных сигнатур не очень высокая, а состав нефтяного флюида имеет специфические параметры. Так, например, для более вязкой нефти пришлось разработать более сложную процедуру пробоподготовки – перевода маркеров из нефти в дистиллированную воду.

Также более вязкая нефть имеет повышенными значениями автофлуоресценции компонентов углеводородной фазы, что приводит к деформации области многомерного пространства параметров, характеризующих маркер. Это приводило к сближению областей обнаружения и последующему наложению кодов N1 и N3 друг на друга, что в свою очередь затрудняет их количественное и качественное определение. С целью решения этих проблем процедура синтеза маркеров-репортеров была изменена с целью получения более термостабильного продукта, изменения содержания квантовых точек в полимерных сферах для повышения точности определения. Для сложноразличимых сигнатур, таких как N 1 и N 3, были повышены изначальные количества квантовых точек в полимерных сферах, таким образом, чтобы изменения, вызванные высокими температурами, не затрудняли дальнейший анализ.

Этап N 2 В базовой версии технологии полимерное покрытие пропанта, содержащее маркеры, реагировало на воду и нефть одновременно, то есть являлось амфифильным. При этом выделение в водную фазу было на порядок ниже, чем в нефтяную, что вносило значительную погрешность в измерения и требовало корреляций с помощью расчетов.   

Химический состав полимерного покрытия пропанта был полностью изменен с целью создания олеофильных (OF) и гидрофильных (HF) маркеров, что позволило ориентировать продукт по различным фазам пластового флюида. Так как вода имеет большое значение поверхностного натяжения на границе раздела фаз, маркеры-репортеры размером 0,2-0,4 микрон не могут перейти из одной фазы в другую – для них граница раздела фаз является непреодолимой преградой. Замечательным примером может служить водомерка, которая способна находится на водной глади.  

Возможность перехода маркеров из водной в углеводородную фазу флюида и обратно определяется набором различных свойств этих фаз, таких как состав, температура, давление, наличие механических примесей и т.д. Эти факторы в прямо или косвенно влияют на поверхностное натяжение на границе раздела фаз флюида. Кроме того, возможность перехода маркеров также зависит от свойств поверхности самого маркера. Благодаря высокому значению поверхностного натяжения, специфическим свойствам поверхности маркера такой переход возможен только в экстремальных условиях (скорость движения частицы более 20 м/с относительно границы раздела), что подтверждается теоретическими расчетами и лабораторными экспериментами (ссылка на SPE 192564).

В итоге технология была обеспечена селективным индикатором по каждой части нефтяного флюида. Также новое покрытие было более технологичным, что позволило увеличить длительность выделения маркеров из покрытия пропанта с одного года в базовой версии до трех лет при дебитах жидкости 200-250 тонн в сутки. На Рисунке 5 показано взаимодействие олеофильного пропанта с водой, в результате которого отмечено отсутствие смачивания. При этом, гидрофильный пропант смачивается водой очень хорошо. При МГРП закачивается по 7,5 тонн гидрофильного и олеофильного пропанта вперемешку в последней пачке.

 

 

Рисунок 5. Смешанные олеофильный (OF) и гидрофильный (HF) пропанты.

 

Рисунок 6. Фотографии обновленных маркеров-репортеров с квантовыми точками в сканирующем электронном микроскопе VEGA TESCAN

Этап N 3. Было отмечено, что производственный цикл производства маркированного пропанта не обеспечивает надлежащую проверку контроля качества продукции, что представляло риски несоответствия фактических и заявленных сигнатур маркеров в оболочке пропанта. С целью коррекции были переработаны «Положение о производстве», «Система менеджмента качества». В частности, помимо уже внедренных стандартных исследований прочностных и физических характеристик пропанта, была введена двойная проверка качества произведенной продукции – на производстве и в лаборатории, а также отбор арбитражных проб маркированного пропанта при осуществлении МГРП. То есть еще до фактической закачки в скважину в лаборатории производятся смывки с маркированного пропанта соответствующей партии, где подтверждается фактическое соответствие сигнатур (кодов) маркеров заявленным.           

Этап N4. Изначально применение технологии подразумевало интерпретацию на основе одной пробы пластового флюида объемом несколько литров, отбираемой единоразово, что не обеспечивало репрезентативность выборки. С целью учета пробкового течения в скважине, влияния периодической работы ЭЦН и возможной неравномерности работы интервалов скважины, были внедрены два типовых графика отбора проб, представленных в Таблице 2. Под этот график была создана упаковка тары (Рисунок 7), обеспечивающая надежное хранение проб флюида во время транспортировки, разработана этикетка, которая не теряет данных контакте с нефтью и подобраны морозостойкие фломастеры для ее заполнения.

 

Рисунок 7. Тара для отбора проб пластового флюида

 

Таблица 2. График отбора проб пластовой жидкости на скважине № ___ Вынгаяхинского месторождения при проведении работ по диагностике и мониторингу профилей притоков с применением маркированного пропанта.

Месяц

Дни

Итого

Проб

Кол-во иссле-дований

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31/1 Март                                                                   Апрель         10         10                   10                   10   40 4 Май                             10                             10   20 2 Июнь                                                 2 2 2 2 2     10 1 Июль                                                                   Август                                                 2 2 2 2 2     10 1 Сентябрь                                                                   Октябрь                                                 2 2 2 2 2     10 1 Ноябрь                                                                   Декабрь                                                 2 2 2 2 2     10 1 Январь‘20                                                                   Февраль‘20                                                 2 2 2 2 2     10 1 Март ‘20                                                                   Апрель‘20                                                 2 2 2 2 2     10 1

ИТОГО:

120 12

Примечания:

1. По согласованию с Заказчиком даты отбора проб могут быть изменены.

2. Проба состоит из одной емкости объемом 1 л. Пробы отбираются с интервалом 1 час.

3. В первый месяц после запуска скважины в эксплуатацию пробы отбираются:

· на 5-й день после даты запуска скважины в эксплуатацию отбирается 10 образцов с интервалом в 1 час;

· на 10-й день после даты запуска скважины в эксплуатацию отбирается 10 образцов с интервалом в 1 час;

· на 20-й день после даты запуска скважины в эксплуатацию отбирается 10 образцов с интервалом в 1 час;

· на 30-й день после даты запуска скважины в эксплуатацию отбирается 10 образцов с интервалом в 1 час;

 

4. Во второй месяц после запуска скважины в эксплуатацию пробы отбираются:

· на 15-й день день отбирается 10 образцов с интервалом в 1 час;

· на 30-й день день отбирается 10 образцов с интервалом в 1 час;

 

5. На третий месяц после запуска скважины в эксплуатацию пробы отбираются:

· в течение 5-ти дней (по 2 пробы в день с интервалом в 1 час) – 25-29 числа месяца;

 

6. Далее пробы отбираются 1 раз в 2 месяца:

· в течение 5-ти дней по 2 пробы в день с интервалом в 1 час) – 25-29 числа месяца.

7. По результатам анализа каждого пакета из 10 проб, отобранных за месяц, предоставляется промежуточный отчет в течение 25 календарных дней (но не ранее, чем через 14 календарных дней с даты получения проб в лаборатории).

По окончании мониторинга предоставляется итоговый отчет, включающий в себя обобщенные результаты по итогам исследований по определению профилей притоков горизонтальной скважины.

Данные количественного определения маркеров в образцах пластового флюида в дальнейшем визуализируются в виде, показанном на Рисунке N8, отражая процентный вклад ступеней по нефти и воде в обдищй дебит скважины

 

Рисунок 8. Распределение накопленного дебита нефти и по воде по стадиям МГРП

 

       На Рисунке N9 показана типовая визуализация динамики работы продуктивных интервалов/ ступеней МГРП скважины по данным маркерной диагностики.

 

Рисунок 9. Динамика работы продуктивных интервалов скважины по данным маркерной диагностики