Обзор технологий исследования и постоянного контроля работы протяженных горизонтальных скважин при разработке контактных запасов
В статье изложены альтернативные подходы для получения скважинной информации, рассмотрены примеры реализации внутрискважинных технологий оценки динамики работы скважин, приводится анализ результатов мониторинга и исследований скважин при принятии управленческих и геолого-технических решений в вопросах регулирования притока.
Увеличение добычи нефти в России в настоящее время и ближайшем будущем, в числе прочих факторов, связано с вводом в эксплуатацию месторождений с контактными запасами. Нефтегазовые компании в основном осуществляют разработку подобных месторождений с использованием систем горизонтальных скважин. Горизонтальные скважины позволяют увеличить площадь контакта продуктивной части пласта со скважиной, повысить дебиты и приемистость, а также увеличить КИН в целом по месторождению. В условиях разработки маломощных нефтяных оторочек, наличия массивных газовых шапок, неоднородности ФЕС и многофазной фильтрации пластовой жидкости, необходимость обеспечения эффективного мониторинга работы ствола в продуктивной части залежи, получение кондиционных скважинных данных для принятия решений в вопросах регулирования добычи и управления притоком флюида являются приоритетными.
Основной проблемой при дренировании таких залежей являются прорывы свободного газа в ствол скважин по зонам повышенной проницаемости, в том числе как следствие неравномерного распределения рабочей депрессии. Задача инженеров по разработке месторождений в этом случае – минимизировать риск быстрого роста газового фактора на начальном этапе работы скважины. Для решения этой задачи применяется специальное оборудование: пассивные устройства контроля притока, автономно регулируемые клапаны контроля притока, а также внедряются системы интеллектуального заканчивания скважин. Для контроля за подобными скважинами требуется проведение специальных исследований или постоянный мониторинг.
Способы и технологии мониторинга продуктивного пласта
Анализ геолого-промысловых данных эксплуатации скважин, интерпретация данных каротажа во время бурения и результаты гидродинамического моделирования позволяют условно выделить интервалы вероятного поступления прорывного газа газовой шапки, но таких данных недостаточно для принятия управленческого решения по проведению цикла внутрискважинных работ с целью селективной изоляции интервалов ствола скважины, работающих газом.
Для принятия такого решения необходимы фактически выполненные промысловые геофизические исследования горизонтальной части ствола и анализ результатов характеристик притока и его состава при различном забойном давлении. Только интерпретация реальных измерений многофазного потока в пластовых условиях может являться основаниям для планирования внутрискважинных изоляционных работ и дополнительных операционных затрат компании-оператора [1].
Традиционным источником информации о динамике работы скважины являются промыслово-геофизические исследования.
Горизонтальные скважины характеризуются специфическими режимами течения с сильным разделением фаз (пузырчатый, волнистый и др.). Одним из важных моментов является необходимость верно идентифицировать режим течения. Различные режимы течения приводят к возникновению ограничений, отражающихся на работе обычных датчиков общего измерения расхода и состава, такие как вертушечные расходомеры и плотномеры, а также на применении традиционных методов интерпретации результатов измерений.
Пробуренные горизонтальные скважины практически никогда не бывают горизонтальными. В действительности они имеют сложную траекторию, а это в свою очередь влияет на характер движения потока (рисунок 1). При интерпретации промыслового каротажа критически важно иметь представление о реальной траектории скважины, так как любые изменения наклона оказывают значительное влияние на режим течения и, следовательно, на профиль течения. А иногда, в особо сложных случаях, возникающие обратные потоки (рециркуляция) могут искажать показания механической расходометрии.
Современные программно-аппаратурные комплексы в состоянии регистрировать сложные скважинные режимы течения. Совокупность данных, полученных при интерпретации результатов, регистрируемых всеми датчиками прибора, дает возможность оценить динамику течения флюида по каждой отдельной фазе. Контроль параметров потока осуществляется в реальном времени, выполняется решение следующих задач:
- непосредственное измерение фазового состава в стволе скважины, профиля скоростей потока, скорости течения различных фаз;
- расчет расхода потока по нескольким фазам;
- определение потока в стволе скважины в двух направлениях (рециркуляция);
Стоит отметить, что высокое содержание свободного (прорывного) газа в продукции, высокий дебит скважины и значительная длина горизонтального участка скважины существенно осложняют работу кабельных технологий геофизического контроля работы пласта. Основной технической проблемой при исследовании горизонтальных скважин является необходимость доставки приборов в интервал исследований, которая осуществляется ГНКТ или внутрискважинным трактором [2].
Кроме этого, в условиях шельфа, в силу ряда факторов, лимитирующих проведение стандартных промыслово-геофизических исследований в эксплуатационных скважинах, таких как ограниченная доступность устьев скважин, относительно небольшая вертикальная глубина скважин при значительном отклонении забоя от вертикали, а также в целях оптимизации и мониторинга процесса добычи операторы используют для получения информации системы постоянного внутрискважинного мониторинга на основе технологии распределенного измерения температуры.
Для оптоволоконного распределенного измерения температуры используется промышленный лазер, который посылает световые импульсы по оптоволокну со скоростью 10 наносекунд. По мере распространения импульсов по волокну небольшая часть света рассеивается обратно к источнику излучения. Большая часть обратного рассеяния, рэлеевское рассеяние, имеет ту же самую оптическую длину волны, что и лазер, и не чувствительна к температуре. Однако небольшая часть света рассеивается благодаря эффекту Рамана, и эта часть рассеяния зависит от температуры. Температура во всех точках по длине оптоволокна определяется путем записи отраженного рамановским рассеянием света как функции времени [3].
Существует несколько методов доставки оптоволоконного кабеля вдоль ствола горизонтальной скважины. Например, для постоянного мониторинга нагнетательных горизонтальных скважин оптоволоконный кабель устанавливают на обратной стороне НКТ с помощью хомутов (причем в интервале пласта используют перфорированные трубы) и затем НКТ спускают до забоя скважины. Для мониторинга термальных способов разработки оптоволокно закачивается в предустановленные пустые контрольные линии. Данный способ позволяет поменять оптоволокно в случае его затемнения без подъема оборудования заканчивания.
Для мониторинга горизонтальных добывающих скважин используют установку оптоволокна на внешней стороне противопесочных фильтров. Цель такого расположения предельно понятна: поток флюида, поступающий из резервуара, попадет на оптоволоконный датчик прежде, чем пройдет через фильтр и смешается с потоком, поступающим из других работающих интервалов. Такой способ измерения означает, что температура скважинного флюида на продуктивных интервалах коллектора, измеряемая с помощью оптоволоконного кабеля, является температурой притока, поступающего из резервуара, и зависимой от эффекта Джоуля-Томсона. Температура притока с учетом эффекта Джоуля-Томсона, измеряемая в кольцевом пространстве в различных продуктивных интервалах пласта, находится в зависимости от величины депрессии на пласт и термодинамического коэффициента Джоуля-Томсона. Поэтому, при условии, что величина депрессии на пласт остается стабильной, величина изменения температуры будет отражать изменение коэффициента Джоуля-Томсона для потока скважинного флюида. Следовательно, температура, измеряемая в продуктивном интервале коллектора с помощью оптоволоконного кабеля, расположенного снаружи фильтра, не является температурой смешанного потока флюида из разных интервалов скважины, а, напротив, является прямым показателем свойств потока флюида непосредственно при его поступлении из пласта в скважину, при условии стабильной величины пластового давления.
Что касается увеличения значения промыслового газового фактора с течением времени, то прямым показателем этого увеличения будет снижение температуры пластового флюида в локальных зонах горизонтального ствола. Это обусловлено тем, что коэффициент Джоуля-Томсона для газа значительно отличается от термодинамических коэффициентов нефти и воды. Данные, приведенные на рисунке 2, отображают представленную зависимость и позволяют определить интервалы продуктивного пласта, в которых происходят прорывы свободного газа газовой шапки [4].
Однако нефть и вода имеют практически одинаковые коэффициенты Джоуля-Томсона, поэтому для обводненных скважин невозможно использовать температурные измерения для определения интервалов поступления воды и динамики роста обводненности продукции в интервале измерений.
Еще одним методом мониторинга работы горизонтальных скважин являются трассерные технологии. Простейшей модификацией данного метода является технология эрозионных трассеров, где в качестве трассеров выступают флуоресцентные красители. В качестве носителя флуоресцентных трассеров выступают мыло, гипс (водорастворимые матрицы) и битум (нефтерастворимые матрицы). Данные матрицы устанавливаются на элементы заканчивания и спускаются в скважину. Трассеры выделяются за счет эрозии матрицы при прохождении пластового флюида и высвобождения трассеров. Для анализа отбираются пробы скважинного флюида и проводится ручной пересчет частиц под микроскопом для выявления притока из той или иной зоны горизонтальной скважины (рисунок 3).
К сожалению, скорость высвобождение трассеров зависит от расхода, геометрии заканчивания, типа флюида и многих других факторов. Данная технология подходит лишь для качественной оценки притока в первые недели освоения скважины. Продолжительность жизни системы зависит от расхода, температуры, воздействия агрессивных сред, наличия газа и мехпримесей и редко превышает нескольких месяцев. Технология эрозионных трассеров не подходит для численной оценки притока из-за следующих факторов:
· неравномерность притока и его изменение во времени (изменение количество вещества в различных интервалах со временем);
· изменение фазового состава и режим течения влияет на концентрацию трассеров;
· кислотные обработки, ингибиторы, растворители и другие химические реагенты;
· тепловые обработки скважины, закачка горячей воды и т д;
· прорывы газа и наличие мехпримесей усиливают разрушение матрицы.
Наиболее продвинутой технологией по постоянному мониторингу горизонтальных скважин является технология интеллектуальных химических маркеров, установленных в элементы заканчивания.
Данная технология предполагает установку специальных полимерных матриц с вшитыми в них интеллектуальными маркерами в каждую зону скважины на оборудовании заканчивания [5]. При этом возможно использовать представленную технологию с любой системой заканчивания от всех возможных производителей оборудования (рисунок 4). Технология интеллектуальных химических маркеров разработана для непрерывной работы с целевым пластовым флюидом (нефтью или водой) в течение достаточно длинного периода времени продолжительностью до десяти лет для интеллектуальных маркеров на нефть и до семи лет на воду. Для анализа работы каждого интервала, разработано большое количество уникальных подписей для «интеллектуальных» химических маркеров: 80 из них разработаны для диффузии при контакте с нефтью и еще 80 для диффузии при контакте с водой. Таким образом, можно проводить постоянный мониторинг работы горизонтальной скважины с 80 зонами.
Исследование скважин выглядит следующим образом. После спуска оборудования заканчивания с предустановленными маркерами, скважину ставят на освоение и дальнейшую эксплуатацию. При контакте с целевым флюидом (водой, нефтью или газом), полимерные матрицы начинают выделять химические маркеры, которые выносятся потоком пластового флюида (рисунок 5). При этом скорость выделения маркеров постоянна и не зависит от расхода флюида. Производится отбор проб по индивидуально подобранной программе исследования. Взятые пробы отправляются в лабораторию, где проводится их анализ на содержание маркеров. По результатам анализа проб и последующей интерпретации пишется отчет о работе горизонтальной скважины. Анализ данных проб позволяет качественно оценить эффективность очистки ствола скважины и работу каждого из интервалов скважины в течение длительного времени.
Технология интеллектуальных химических маркеров применяется в России на нескольких месторождениях для постоянного мониторинга работы горизонтальных скважин.
Например, на месторождении им Ю. Корчагина уже более 4 лет проводится мониторинг протяженной горизонтальной скважины [6]. Внедрение интеллектуальных индикаторов притока позволило решить широкий круг задач традиционного ПГИ без его проведения:
· оценка эффективности освоения скважины;
· мониторинг изменения продуктивности интервалов с течением времени;
· локализация интервалов прорыва воды и газа;
· количественная оценка распределения притока по интервалам.
Другим ярким примером является мониторинг высокодебитных горизонтальных скважин на Приразломном нефтяном месторождении [7]. Данная технология позволила не только определить интервалы прорыва воды и обновить гидродинамическую модель, но и позволила оценить основные интервалы снижения пластового давления, что позволило перенастроить систему ППД на месторождении.
Также технология интеллектуальных химических маркеров позволяет оценить эффективность различных систем заканчивания горизонтальных скважин при разработке нефтяных оторочек. Например, на Северо-Комсомольском месторождении постоянный мониторинг [8] позволил сравнить автономные устройства контроля притока и гравийную набивку.
Данная технология находит все больше применения в России, начиная от скважин МГРП при разработке низкопроницаемых коллекторов, наклонно-направленных скважин при разработке многопластовых месторождений и заканчивая мониторингом многоствольных и многозабойных скважин.
Выводы
1. Кабельные технологии геофизического контроля работы пласта имеют ряд ограничений, особенно при контроле за разработкой шельфовых месторождений, скважин, эксплуатирующихся УЭЦН, и протяженных горизонтальных скважин.
2. Современные комплексы промыслового каротажа решают задачи определения структуры и динамики многофазного потока в стволе скважины, но недостаточно эффективны для определения интервалов притока свободного газа и подошвенной воды.
3. Анализ и интерпретация данных распределенного измерения температуры позволяют с высокой точностью определить интервалы поступления прорывного газа в ствол добывающей скважины.
4. Внедрение интеллектуальных маркеров (индикаторов притока) позволяет решать широкий круг задач традиционного ПГИ без его проведения: выполнять оценку эффективности освоения скважины, осуществлять мониторинг изменения продуктивности интервалов с течением времени, локализировать интервалы прорыва воды и, по косвенным признакам, интервалов прорыва газа, проводить количественную оценку распределения притока по интервалам.
Библиография
1. Semikin D.A. Senkov, A. Surmaev, A. Prusakov, E. Lueng «Autonomous ICD Well Performance Completed With Intelligent Inflow Tracer Technology in the Yuri Korchagin Field in Russia» SPE-176563-MS.
2. Semikin D., M. Rakitin, G. Malaniya, L. Kolomyzev «Estimating flow profile and composition in horizontal wells while draining the oil rim with a massive gas cap», SPE-162065-RU.
3. Яруллин Р.К., Валиуллин Р.А., Семикин Д.А., Ракитин М.В., Сурмаев А.В. «Оптоволоконные технологии мониторинга действующих горизонтальных скважин», «Каротажник» № 9, 2014.
4. Chertenkov M., S. Deliya, D. Semikin, G. Brown, M. Nukhaev etc «Gas Breakthrough Detection and Production Monitoring From ICD Screen Completion on Lukoil», SPE-159581-MS.
5. Мухаметшин И. Р., Нухаев М.Т., Семикин Д.А. (ООО «Шатскморнефтегаз») «Исследования горизонтальных скважин с МГРП с помощью интеллектуальных индикаторов притока, установленных на элементах заканчивания» // «Нефтяное хозяйство», № 3, 2018, с. 46-49.
6. Shtun S.Y., Senkov A.A., Abramenko O.I., Matsashik V.V., Mukhametshin I.R., Prusakov A.V., Nukhaev M.T. «The Comparison of Inflow Profiling Technologies for ERD Wells Including PLT, Fiber Optics DTS, Stationary Chemical Tracers: A Case Study from the Caspian offshore Yuri Korchagin Field in Russia» // 188985-MS SPE Conference Paper – 2017.
7. Morozov O.N., Andriyanov M.A., Koloda A.V., Shpakov A.A., Simakov A.E., Mukhametshin I.R., Nukhaev M.T., Prusakov A.V. «Well Performance Wireless Monitoring with Stationary Intelligent Tracer Systems on the Prirazlomnoye Oilfield» // 187767-MS SPE Conference Paper – 2017.
8. Gashimov R.R., Salyaev V.V., Nuykin A.M., Arzamastsev G.G., Safin A. F., Mukhametshin I. R.,Nukhaev M. T., Prusakov A. V. «Well Completion Technology Evaluation for Oil Rim Field Development Using Permanent Tracers: A Case Study from North-Komsomolskoye Field» // 187746-MS SPE Conference Paper – 2017.
