СОФОЙЛ

У большинства добывающих нефтяных и газовых компаний налажена глубинная телеметрия пласта на основе постояннодействующих датчиков давления и температуры, в том числе датчики ТМС при ЭЦН (электро-центробежный насос). Несмотря на то, что не все 100% времени датчики на всех скважинах работоспособны, даже при этом собирается достаточно данных для использования технологии МРТ. На текущий момент большая часть (около 80 %) добывающих компаний, имеющих данные по долговременному мониторингу забойного давления скважин, дебиту / обводненности добывающих скважин не обрабатываются на количественном уровне. Остальные 20 % - пытаются на добывающих скважинах сделать односкважинный анализ (т.е. без учета влияния остальных скважин), что влечет за собой существенную погрешность в полученных результатах и не позволяет подготовить рекомендации по оптимизации системы поддержания пластового давления для повышения добычи и нефтеизвлечения. Комплекс проблем, обусловленный взаимодействием скважин и изменением параметров пласта, делает контроль разработки залогом эффективной эксплуатации недр. Недостаточная эффективность добычи, ошибки организации системы ППД (поддержка пластового давления) и добычи непосредственно влияют на объем выработанной нефти и итоговый КИН (коэффициент извлечения нефти). Поэтому задачи построения качественной и экономически обоснованной системы мониторинга разработки месторождения обретают все большую важность. Эту проблему и решает конечный продукт МРТ.