В статье проанализирован опыт применения технологии вторичного заканчивания скважин с автономными устройствами притока контроля (АУКП) на Среднеботуобинском нефтегазоконденсатном месторождении. Использовались данные промыслово-геофизических исследований, гидродинамического моделирования, лабораторные испытания гидравлических характеристик клапанов, а также производственные показатели скважин до и после вмешательства. Методика включала количественную оценку параметров притока, сегментирования пласта и потенциала дополнительной добычи нефти.
Предпосылки
Разработка нефтяных оторочек небольшой мощности в подгазовых зонах представляет собой одну из наиболее сложных задач в современной нефтедобыче, особенно в условиях месторождений с высокой проницаемостью и отсутствием литологических барьеров. Типичными проблемами для такого геологического строения являются преждевременные прорывы газа, низкая нефтеотдача вследствие конусообразования. В этих условиях традиционные системы заканчивания скважин часто оказываются неэффективными. В условиях автономии и ограниченной инфраструктуры по использованию попутного газа это становится критическим фактором, ограничивающим темпы разработки месторождения. Требуется применение инновационных решений для контроля притока с целью достижения высокого коэффициента извлечения нефти. Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение, расположенное в Восточной Сибири, является ярким примером таких условий. Основной объект разработки ботуобинский горизонт характеризуется высокой латеральной и вертикальной выдержанностью, средней проницаемостью свыше 300 мД и отсутствием литологических экранов на границах газ-нефть-вода. Более 80 % запасов нефти этого горизонта приурочено к тонкой нефтяной оторочке мощностью от 4 до 16 метров, расположенной непосредственно под обширной газовой шапкой мощностью до 20 м.
РИСУНОК 1. Схематичный разрез Среднеботуобинского месторождения и проектные решения
Для минимизации рисков газопроявлений и повышения нефтеотдачи на Среднеботуобинском месторождении внедряются инновационные технологические решения. Одним из ключевых направлений является применение автономных устройств контроля притока (АУКП) при заканчивании горизонтальных и многозабойных скважин. АУКП обеспечивают селективное регулирование притока флюидов, ограничивая поступление газа из высокопроницаемых зон и стимулируя приток нефти из менее проницаемых участков пласта. Это позволяет выравнивать профиль притока вдоль ствола скважины, снижать вероятность прорыва газа и повышать эффективность разработки тонких нефтяных оторочек. Применение АУКП является эффективным методом интенсификации добычи на месторождениях, для которых характерна проблематика прорывов нежелательных флюидов [2]. АУКП позволяет оптимизировать добычу из отдельных зон пласта и повысить коэффициент извлечения нефти (КИН) [3].
Внедрение АУКП на Среднеботуобинском месторождении уже показало положительные результаты [1], включая увеличение добычи нефти и снижение газового фактора. Опыт применения этих устройств подтверждает их высокую эффективность в условиях сложной геологической структуры и ограничений по утилизации попутного газа. Таким образом, использование АУКП становится важным инструментом в стратегии устойчивой и эффективной разработки месторождений с тонкими нефтяными оторочками в подгазовых зонах.
Новой вехой в повышении эффективности разработки тонких нефтяных оторочек стало внедрение технологии вторичного заканчивания с применением автономных устройств контроля притока. В отличие от первичного заканчивания, где АУКП монтируются при строительстве новой скважины, вторичное заканчивание предусматривает спуск компоновки с АУКП в уже существующий горизонтальный ствол. Этот подход особенно актуален для скважин, в которых из-за преждевременных газопроявлений или неравномерного профиля притока существенно снизились дебиты нефти и повысился газовый фактор. Технология позволяет «реанимировать» скважину, перераспределив фильтрационные потоки и ограничив доступ газа к забою, при этом сохраняя целостность существующего ствола и снижая капитальные затраты по сравнению со строительством новой скважины. Первые успешные кейсы вторичного заканчивания с АУКП на Среднеботуобинском месторождении подтвердили высокую технологическую и экономическую эффективность данного подхода, что позволяет рассматривать его как перспективное направление при доразработке продуктивных интервалов с повышенными рисками газопроявлений.
Кандидаты для вторичного заканчивания с применением АУКП
Критерии подбора кандидатов для вторичного заканчивания с применением АУКП делятся на технологические (сегментирование и равнопроходной диаметр при ГРП) и геологические (выработка запасов, соотношение вязкости флюидов, высокий ГФ, подтвержденное конусообразование по данным ПГИ).
Технология АУКП ориентирована на горизонтальные и многозабойные скважины, а также горизонтальные скважины с МГРП с равнопроходным диаметром первичного хвостовика. Это связано с возможностью разобщения интервалов коллектора и, как следствие, осуществлением выработки интервалов независимо друг от друга за счет применения АУКП.
Сегментирование продуктивного пласта
Одним из главных критериев является сегментирование скважины, которое осуществляется путем установки заколонных пакеров при первичном заканчивании. Технология вторичного заканчивания подразумевает установку чашечных пакеров в интервалах установки заколонных пакеров для исключения перетоков флюидов между сегментами (рис. 2).
РИСУНОК 2. Схема компоновки АУКП вторичного заканчивания
При выборе скважины-кандидата под вторичное заканчивание следует учитывать количество сегментов первичного заканчивания. Чем их больше, тем более эффективной работы можно достичь за счет селективного ограничения прорыва нежелательного флюида (рис. 3). Согласно опыту зарубежных компаний [4], для эффективной работы необходимо не менее трех сегментов. При сегментировании скважины менее чем на три интервала эффективность вторичного заканчивания значительно снижается.
РИСУНОК 3. Сегментирование скважины
Оценка диапазонов вязкости флюидов
Для определения штуцирующей силы АУКП проводят стендовые испытания, где в разных соотношениях поочередно тестируют флюиды с разной вязкостью в разных соотношениях. В данном случае тестовыми жидкостями были подогретая пластовая вода вязкостью 0.5 сП и два аналога нефти вязкостями 2,5 и 45 сП. Для ограничения притоков нежелательного флюида необходима разница в вязкости, это подтверждается экспериментальными исследованиями (рисунок 4). При небольшой разности вязкостей эффективность ограничения составляет не более 10 %. Ощутимый эффект по ограничению притока воды в условиях эксперимента проявляется при разности вязкостей 4 сП (50 % и более).
В случае необходимости ограничения прорывов газа вязкость флюидов не является ограничивающим фактором применимости технологии по причине значительно меньшей вязкости газа по отношению к пластовым жидкостям.
РИСУНОК 4. Результаты лабораторных исследований гидравлических характеристик АУКП типа «левитирующий диск» диаметром 2.5 мм при различных вязкостях рабочей среды
Определение характера прорыва нежелательного флюида
Локализация прорыва играет ключевую роль при оценке потенциала применения вторичного заканчивания с АУКП. При равномерном обводнении/прорыве газа применение АУКП не позволяет добиться снижения газового фактора и обводненности.
Для определения локализации прорывов одним из наиболее эффективных инструментов является проведение промыслово-геофизических исследований (ПГИ) с последующей оценкой интервалов с большим ГФ и обводненностью. В качестве альтернативы используют маркерные системы с проведением нескольких сессий мониторинга для повышения надежности полученных результатов интерпретации.
Еще одним вариантом косвенной оценки интервалов прорыва может быть использование гидродинамического моделирования. Данный метод может быть использован при условии высокого качества и актуальности имеющейся гидродинамической модели, но тем не менее остается косвенным методом. Это следует учитывать при формировании дизайна заканчивания.
Потенциал по дополнительной добыче нефти
Экономическая целесообразность мероприятия по вторичному заканчиванию скважины главным образом базируется на возможности получения дополнительной добычи нефти. Этот фактор, в свою очередь, в краткосрочной перспективе зависит от потенциала скважины по снижению забойного давления. Увеличение депрессии на пласт после вторичного заканчивания позволит интенсифицировать добычу из ранее не дренируемых или слабо дренируемых интервалов, которые были слабо вовлечены в разработку по причине прорывов нецелевых флюидов, обладающих большей подвижностью. Параметр забойного давления может быть ограничен как с технологической стороны, так и по геологическим соображениям. На стадии подбора скважины-кандидата важна оценка потенциала оптимизации режима скважины и, как следствие, прирост дебита нефти после мероприятия [5].
Также следует учитывать, что вторичное заканчивание скважины с АУКП в долгосрочной перспективе приводит к увеличению КИН, что обусловлено вовлечением в разработку слабо дренируемых зон.
При выборе скважины-кандидата в случае учета ключевых критериев, приведенных выше, вероятность успешной реализации проекта и достижения целевых критериев успешности значительно возрастает. Приведенные критерии могут быть оценены до начала реализации проекта и не требуют значительных затрат при выборе оптимальных скважин для внедрения технологии.
Конструктивные, технические и технологические ограничения
Помимо критериев подбора кандидата, существуют также технические ограничения по применимости вторичного заканчивания с АУКП. Они связаны с особенностями конструкции скважины, а также дополнительными применяемыми технологиями и методами интенсификации добычи.
Среди конструктивных ограничений технологии вторичного заканчивания, осложняющих процесс спуска:
-
ограничение по доступным диаметрам базовой трубы для реализации вторичного хвостовика (60, 73, 89 мм НКТ);
-
интенсивность набора зенитного угла не более 2 градусов на 10 м длины.
Для снижения рисков недоспуска компоновки до забоя проводится расчет дохождения, а также в процессе подготовки скважины проводится шаблонирование скважины пакером-имитатором для исключения рисков прихвата.
Дополнительная техническая мера для снижения рисков прихвата – использование шарнирных муфт для повышения гибкости компоновки. Муфты обеспечивают герметичное соединение элементов и позволяют повысить проходимость компоновки в осложненных условиях.
Среди ограничений технического состояния скважины-кандидата выделяют следующие:
-
Техническое состояние эксплуатационной колонны и заколонного цемента;
-
Герметичность заколонных пакеров, включая пакер-подвеску.
Нарушение данных условий влечет за собой образование заколонной циркуляции и снижение эффективности перезаканчивания вплоть до полного отсутствия эффекта.
Среди технологических ограничений основным является возможная необходимость проведения кислотных обработок, промывок, закачки на скважине. В этом случае вторичная компоновка заканчивания должна быть оснащена клапанами для закачки/промывки. Кроме того, оборудование должно пройти дополнительные лабораторные и стендовые испытания на устойчивость к основным используемым на скважине агентам [6].
Методика расчета и оптимальный дизайн заканчивания
Основой для формирования оптимального дизайна является информация о распределении притока (ПГИ, моделирование), история работы скважины, а также результаты стендовых гидравлических испытаний АУКП. В рамках оценки эффективности различных вариантов заканчивания выполняются следующие шаги:
-
Численное моделирование. Целью расчета является верхнеуровневая оценка эффективности варианта и оценка запускных показателей после мероприятия, а также потенциала по оптимизации.
-
Гидродинамическое моделирование. В рамках данного шага производится оценка динамики показателей разработки по наиболее перспективным вариантам, выбранным в рамках шага 1. Также в рамках моделирования может быть проведена оптимизация сопутствующих параметров системы разработки с учетом потенциала от мероприятия.
-
Расчет экономики проекта. В рамках данного шага для всех прогнозных вариантов проводится экономическая оценка, учитывающая как технологический эффект от мероприятия, так и капитальные и операционные затраты на его проведение.
По результатам оценки осуществляется выбор оптимального варианта и принятие решения о реализации. Данный подход позволяет многоуровнево и всесторонне оценить потенциал мероприятия и оптимизировать заканчивание с учетом основных факторов неопределенности.
Опыт применения вторичного заканчивания на Среднеботуобинском месторождении
Одним из наглядных примеров успешного применения технологии вторичного заканчивания с использованием автономных устройств контроля притока стала горизонтальная скважина № 3. Скважина многозабойная с 6 боковыми стволами и основным стволом. Общая длина скважины 2136 м и эффективная проходка 100 %. Пробурена в нефтенасыщеных толщинах 9 м, газонасыщенные толщины при этом составляют около 12 м. Расстояние до газонефтяного контакта 6 м. По данным ПГИ отмечаются интервалы с притоками «нефть + газ», «газ + нефть» и «газ» (рисунок 5).
РИСУНОК 5. Разрез по скважине 14. Данные ПГИ
Скважина длительное время эксплуатировалась в тонкой нефтяной оторочке подгазовой зоны с устойчиво высоким газовым фактором порядка 6000 м³/т, достигая в пиках значений 8000 м³/т. Такая характеристика ограничивала возможность увеличения депрессии на пласт, поскольку попытки интенсификации неизменно сопровождались ростом добычи газа. Скважину неоднократно останавливали на длительный период для расформирования конуса газа, что позволяло эксплуатировать еще 1–2 месяца, после чего газовый фактор возвращался на прежние уровни (рисунок 6).
РИСУНОК 6. Динамика эксплуатации скважины со вторичным АУКП
В рамках программы опытно-промышленных работ была реализована технология вторичного заканчивания: в основной ствол скважины была спущена компоновка с АУКП, обеспечивающая адаптивное перераспределение зон притока за счет автономного регулирования каждого интервала. После вмешательства средний газовый фактор снизился более чем на 60 % до уровня около 2300 м³/т, и на протяжении более шести месяцев после внедрения системы профиль притока остается стабильным. Это позволило безопасно увеличить депрессию, что привело к росту запускного дебита нефти в два раза по сравнению с остановочными показателями. Дополнительная накопленная добыча за период работы 290 суток составила 2 тыс. т нефти.
Данный кейс демонстрирует потенциал технологии для продления активной фазы разработки тонких нефтяных оторочек в условиях развитых газовых шапок. На текущий момент реализовано пять успешных операций спуска вторичного АУКП. После всех ГТМ произошло существенное снижение ГФ в несколько раз и увеличение дебита нефти на 50–230 % (рисунок 7).
РИСУНОК 7. Остановочные и запускные показатели до и после спуска АУКП по скважинам первого этапа
Выводы
Положительные результаты применения технологии вторичного заканчивания с автономными устройствами контроля притока на Среднеботуобинском месторождении свидетельствуют о ее высокой эффективности в стабилизации газонефтяного контакта и продлении продуктивной жизни горизонтальных скважин. В условиях тонкой нефтяной оторочки, высокой проницаемости и отсутствия литологических экранов данное решение позволяет не только восстановить добычные характеристики ранее обводнившихся или загазированных скважин, но и существенно снизить удельные капитальные затраты на доразработку пласта. На текущем этапе для Среднеботуобинского месторождения потенциально под реализацию технологии попадают порядка 20–30 горизонтальных и многозабойных скважин, продемонстрировавших ранний рост газового фактора или нестабильный приток по стволу.
Следующим логичным шагом является тиражирование технологии на месторождениях с аналогичным геологическим строением. Объединяющими факторами для этих активов являются: развитая газовая шапка, тонкая нефтяная оторочка, отсутствие выдержанных экранирующих литологических барьеров на границе флюидов и ограничения по доступу к газовой инфраструктуре.
Кроме того, потенциал применения АУКП при вторичном заканчивания распространяется не только на борьбу с прорывами газа, но и с другими нежелательными флюидами – в первую очередь с обводнением в зоне подошвенных вод. Особенно актуально это для зрелых месторождений Западной Сибири, где фонд старых горизонтальных скважин с высокой обводненностью исчисляется тысячами. Таким образом, вторичное заканчивание с АУКП из узкопрофильной меры восстановления дебита отдельных скважин трансформируется в стратегический инструмент продления жизненного цикла зрелых активов в сложных геолого-промысловых условиях.
Литература
1. Зюзев Е.С., Давыдов А.А., Опарин И.А., Малофеев М.В., Корнилов Е.Ю. Опыт применения автономных устройств контроля притока // Экспозиция Нефть Газ. 2023. № 1. С. 36–40. DOI: 10.24412/2076-6785-2023-1-36-40.
2 Муслимов Б.Ш., Ашин М.С. Эффективность управляемых устройств контроля притока при разработке нефтегазовых залежей трещиноватым коллектором // Экспозиция Нефть Газ. 2022. № 5. С. 36–41.
3. Даценко Е.Н., Орлова И.О., Авакимян Н.Н. Использование горизонтальных скважин большой протяженности с применением «интеллектуальной» системы контроля притока на примере шельфового месторождения имени Ю. Корчагина // Наука. Техника. Технологии (Политехнический вестник). 2019. № 1. С. 231–254.
4. SPE 177586 Al-Jeelani O., Al-Hammadi M., Al-Marzouqi H. Optimized Completion Design Through Advanced Horizontal Well Segmentation in a Complex Carbonate Reservior, Offshore Abu Dhabi // Society of Petroleum Engineers. 2015.
5. Казетов С.И., Сольева К.Ю. Экономическое обоснование оптимального забойного давления добывающей скважины // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. № 2. С. 21–29.
6. СТО ИНТИ S.100.43 Устройства контроля притока. Общие технические условия. // Редакция 1. АНО «Институт нефтегазовых технологических инициатив». С. 17–19.
