Российские нефтегазовые компании в последнее время интенсивно осуществляют разработку месторождений с использованием систем горизонтальных скважин. Горизонтальные скважины позволяют увеличить площадь контакта пласта со скважиной, повысить дебиты и приемистость, а также увеличить коэффициент извлечения нефти (КИН) в целом по месторождению. В некоторых случаях преимущественное использование горизонтальных скважин связано с технологическими факторами (разработка нефтяных оторочек и других месторождений с контактными запасами), в других – с экономическими (оффшорные проекты, удаленные месторождения). Несмотря на существенное развитие технологий бурения (на данный момент существует возможность бурить скважины с большим отходом от вертикали и значительной проходкой по пласту-коллектору), все еще существует довольно широкий спектр вопросов, связанных со строительством и заканчиванием горизонтальных скважин. К таким вопросам относятся контроль выноса песка, использование заколонных пакеров в компоновках, выбор и правильное применение устройств контроля притока, оборудование заканчивания для разработки месторождений с контактными запасами.
Контроль выноса песка с помощью противопесочных проволочных фильтров.
Больше 90% скважин в мире проведены в терригенных коллекторах, большая часть которых характерна значительным выносом песка. Некоторым карбонатным месторождениям также присущи проблемы, связанные с выносом мехпримесей. Вынос песка из скважины при добыче влечет за собой массу самых разнообразных проблем, связанных не только с необходимостью выделения песка из продукции на промысловых объектах и его последующей утилизацией, но и эрозией подземного и устьевого оборудования, потерей контроля за работой скважины. Если в результате пескопроявления выходят из строя лифтовые трубы или компоновка низа ствола скважины, то это может привести не только к снижению добычи, но и к потерям, связанным с неоправданно высокими затратами на зарезку бокового ствола или повторного бурения скважины.
Если для вертикальных или наклонно-направленных скважин спуск обсадной колонны в интервал пласта, последующие цементирование и перфорирование (с учетом выбора интервала перфорации, ориентации, плотности и фазировки зарядов) может быть решением проблемы, то для горизонтальных скважин оптимальным вариантом решения проблемы пескопроявления (с учетом затрат на строительство) является установка скважинных противопесочных фильтров. Несмотря на большое разнообразие различных конструкций фильтров, в последнее время наметилась четкая тенденция использования фильтров с проволочной обмоткой при строительстве горизонтальных скважин. Подтверждением может служить использование данного вида фильтров на морских проектах на Сахалине, Каспийском море, месторождениях в Восточной Сибири. Российским технологическим лидером в производстве проволочных противопесочных фильтров является ОАО «Тяжпрессмаш». Такие особенности при производстве фильтров как применение проволоки специального профиля (специальное сечение стимулирует вынос мелких частиц и очищение прифильтровой зоны от шлама и мелких фракций), а также способ навивки проволоки на опорные стержни каркаса со сваркой в каждой точке контакта (что значительно повышает прочность конструкции) сделали проволочные фильтра ОАО «Тяжпрессмаш» конкурентноспособней зарубежных аналогов. Одним из преимуществ данных фильтров является возможность, в случае необходимости проведения технологических промывок при спуске компоновки в скважину, герметизации перфорационных отверстий защитными колпачками. Это исключает возможность засорения внутренней поверхности фильтроэлемента. После завершения процесса строительства скважины во внутренний проходной канал колонны опускается бурильное оборудование с долотом подходящего диаметра, при помощи которого разрушаются герметизирующие колпачки. Для защиты фильтроэлемента от повреждения, в момент спуска компоновки в горизонтальные скважины, на корпус фильтра устанавливаются жесткие прямоточные центраторы, наружный диаметр которых превышает наружный диаметр фильтроэлемента.
Заколонные пакера
Одним из самых критичных моментов при заканчивании горизонтальных скважин является использование заколонных пакеров. К такому решению постепенно приходят практически все нефтяные компании, использующие горизонтальные скважины. Существует несколько видов заколонных пакеров – например, разбухающие, гидравлические и гидромеханические пакера. Разбухающие пакера представляют собой специальную резину, которая разбухает до определенных размеров при контакте либо с водой, либо с нефтью. В случае возможных проблем с обводненностью скважины, рекомендуется ставить такие пакера попарно на каждую зону. К недостаткам таких пакеров следует отнести достаточно долгое время их разбухания до момента, когда они достигнут стенок ствола скважины и смогут держать необходимое дифференциальное давление. Особенно это касается месторождений нефти и газа с невысокой пластовой температурой. Также существует значительный риск повреждения резины разбухающих пакеров при спуске в горизонтальные скважины со значительной интенсивностью искривления ствола. Всех вышеперечисленных недостатков лишены гидравлические и гидромеханические заколонные пакера. Посадка таких пакеров осуществляется созданием избыточного давления в колонне заканчивания. Таким образом, скважина будет готова к эксплуатации или стимуляции сразу же после спуска заканчивания и посадки пакеров.
Во время дизайна заканчивания скважины, места расстановки заколонных пакеров следует выбирать, опираясь на литологию и данные каверномера. Рекомендуется устанавливать заколонные пакера напротив так называемых “плотняков”, для предотвращения перетоков пластового флюида за ними по пласту. Также необходимо проверять ствол скважины на наличие каверн, размытости и потенциально нестабильных пород.
Существует несколько факторов, объясняющих растущую популярность использования данного оборудования. В случаях, когда ствол скважины проведен по хорошо сцементированным или карбонатным породам (при заканчивании горизонтальной скважины тем или иным видом противопесочного фильтра или перфорированной трубой) значительная часть потока пластового флюида может протекать в затрубном пространстве между стенкой скважины и внешним диаметром трубы. Соответственно, данный объем пластового флюида будет попадать внутрь фильтра только в пяточной части горизонтальной скважины. Таким образом, при прорыве воды или газа в добывающую скважину, законченную без использования заколонных пакеров, определить интервал прорыва по результатам промыслово-геофизических исследований не представляется возможным. Также практически невозможно будет провести эффективные ремонтно-изоляционные работы по устранению интервала прорыва воды или газа путем закачки различных тампонажных и изолирующих растворов (в виду их перетока в другие зоны по затрубному пространству). Использование заколонных пакеров и сегментация с помощью них ствола скважины на несколько зон позволит не только точно выявить проблемный интервал с помощью ПГИ, но и в последующим эффективно изолировать данный интервал прорыва газа или воды. При этом появляется возможность решить проблему не только с помощью закачки тампонажных или других изолирующих растворов, но и с помощью установки моста из глухих труб и заколонных пакеров внутрь текущего заканчивания скважины. Также использование заколонных пакеров позволяет отсечь глухими трубами интервалы глин. Это необходимо для предотвращения массивной миграции глинистых частиц по затрубному пространству и последующему засорению противопесочных фильтров. Еще одним из применений заколонных пакеров является их использование в системах заканчивания с устройствами контроля притока (о которых пойдет речь ниже) или скважин с многостадийным ГРП.
Использование устройств контроля притока
За последние несколько лет в России на различных месторождениях было проведено несколько опытно-промышленных работ и началось внедрение пассивных систем контроля притока зарубежных производителей для оптимизации работы законченных открытым стволом скважин. Данные системы представляют собой противопесочные фильтра с установленными на них устройствами контроля притока (ICD). Эти устройства создают дополнительные перепады давления (либо за счет трения, либо гидравлически, либо их комбинацией) по длине скважины [1]. Устройства устанавливаются один раз на все время работы скважины и не могут заменяться в процессе ее эксплуатации. Таким образом, в различных участках скважины можно установить различные сопротивления потоку из пласта в скважину. С помощью разделения скважины заколонными пакерами на сегменты стараются добиться отсутствия перетоков между ними (Рис 1).
При разработке месторождений горизонтальными скважинами большой длины, а также при значительных дебитах, существенным становится влияние перепада давления в стволе скважины. Потери давления за счет трения могут достигать значения величины депрессии, что может ограничивать оптимальную длину горизонтального участка и приводить к значительной разнице в депрессии на пласт в зонах пятки и носка скважины. Такая разница может приводить к прорывам подошвенной воды в пяточной области скважины в случае водоплавающей залежи, или газа при разработке подгазовой зоны. Использование систем заканчивания с устройствами контроля притока позволяет нивелировать разницу давления в стволе скважины и выровнять профиль притока [2]. В случае, когда горизонтальная скважина проходит по неоднородному по фильтрационным свойствам пласту, высока вероятность быстрого прорыва газа или воды по высокопроницаемым зонам (зонам с повышенной трещиноватостью). Использование систем заканчивания с устройствами контроля притока дает возможность “прижать” высокопроницаемые зоны и, тем самым, интенсифицировать приток из низкопроницаемых участков. Это позволяет выровнять профиль притока по всей длине скважины и предотвратить ранние прорывы газа/воды [3].
На сегодняшний день на рынке нефтегазового оборудования представлены два основных типа устройств контроля притока, производимых зарубежными компаниями, использующих различные механизмы создания дополнительного сопротивления притоку из пласта, - трубочно-винтовой и штуцерный. В работе [4] приводится описание принципов работы и характеристики данных систем, анализируются их преимущества и недостатки, а также проводится сравнительная оценка надежности работы в условиях крупного месторождения в Восточной Сибири для последующего обоснования выбора оборудования, использующего тот или иной способ создания сопротивления потоку. В качестве основных недостатков трубочно-винтовых систем контроля притока указывается высокий риск раннего закупоривания винтовых каналов. Основным же недостатком штуцерных систем контроля притока является то, что поток флюида, проходя через штуцер, приобретает очень большую скорость, что, в свою очередь, значительно повышает риск эрозии оборудования. Расточка штуцеров в результате эрозии может привести к быстрому снижению способности оборудования создавать сопротивление потоку, что, в свою очередь, может существенно ухудшить показатели работы скважины. Для устранения вышеописанных проблем возникла задача о создании системы заканчивания скважин нового поколения, которая учитывала бы недостатки существующих систем контроля притока.
Новое поколение устройств контроля притока
Для повышения эффективности работы систем заканчивания, ООО «ВОРМХОЛС» совместно с ОАО «Тяжпрессмаш» разработали новое поколение устройств контроля притока (УКП) – «Мягкий дроссель». Данное устройство представляет собой противопесочный проволочный фильтр и камеру УКП с сетью каналов для протока жидкости (Рис 2).
Камера УКП «Мягкий дроссель» выполнена с обеспечением возможности плавного увеличения гидравлического сопротивления движущемуся потоку жидкости. Увеличение гидравлического сопротивления осуществлено одновременно за счет многократного изменения направления движения, ускорения и торможения, слияния и разделения протекающего потока. Подобное устройство может быть спроектировано на работу с любым типом среды: вода, нефть, газ, пар или пароводяная смесь. Основными отличиями и преимуществами системы «Мягкий дроссель» от регуляторов притока других производителей являются:
- Снижение риска закупорки УКП. Система УКП «Мягкий дроссель» в стандартной комплектации имеет от 2 до 12 входных отверстий с довольно значительными размерами. Тем самым значительно снижается риск закупорки системы по сравнению с другими системами.
- Возможность изменения конфигурации системы «Мягкий дроссель» на скважине перед спуском оборудования. Это достигается за счет подключения в модуле УКП определенного количества колец, с необходимой толщиной стенок и количеством проходных отверстий с оптимальной фазировкой. Такая гибкость позволяет получить практически любую степенную зависимость генерируемого перепада давления от скорости потока. Это позволяет сделать поправки дизайна, основываясь на данных, полученных во время бурения (LWD) или данных каротажа в открытом стволе после бурения.
- Более долговечный ресурс системы «Мягкий дроссель». Вместо керамической сопловой вставки (штуцерные ICD), которая понижает давление за счет большой скорости потока, устройство «Мягкий дроссель» использует другой принцип работы. Здесь понижение давления достигается за счет большого гидравлического сопротивления тракта течения при умеренной скорости потока. Самым узким местом тракта течения является ширина между стенками канала, благодаря чему характеристика дросселя поддерживается не ребрами, а плоскостями стенок канала. При локальном износе стенок канала площадь проходного сечения остается постоянной за счет сечения ниже по ходу потока. Таким образом, конструкция устройства “Мягкий дроссель” позволяет снять вопросы по поводу возможной эрозии и, соответственно, изменения характеристик УКП с течением времени.
- Возможность устанавливать систему УКП «Мягкий дроссель» в нагнетательные скважины для выравнивания профиля закачки в многопластовых системах. При этом скважину можно ставить на отработку и затем переводить под нагнетание без смены системы заканчивания скважины.
Все пассивные устройства контроля притока должны настраиваться в зависимости от распределения фильтрационных свойств. Это несет в себе определенные риски, связанные с возможными ошибками в геологической модели, неверной интерпретации геофизических данных, риском недоспуска компоновки заканчивания до намеченной глубины, а также изменением характера притока с течением времени эксплуатации скважины. Это особенно характерно для разработки месторождений с контактными запасами горизонтальными скважинами. Здесь критичным становятся ранние прорывы газа или воды, которые практически невозможно предотвратить. Как показывает опыт внедрения зарубежных систем контроля притока, при разработке нефтяных оторочек с массивной газовой шапкой (ярким примером является Ванкорское месторождение и месторождение имени Ю. Корчагина в Каспийском море) удается лишь отсрочить время прорыва газа на определенный период [2]. Через непродолжительное время газ прорывается в скважины. К сожалению, ни штуцерные, ни трубочно-винтовые системы контроля притока не позволяют ограничить приток газа, вследствие чего, приходится снижать депрессию на пласт (тем самым снижая дебит скважины), либо производить периодические остановки скважины, либо окончательно выводить скважины из добывающего фонда. Данный фактор имеет особое значение при разработке удаленных месторождений (когда требуется утилизация попутного газа) или морских месторождений (в этом случае нередко существуют ограничения по газокомпрессорному оборудованию на платформе).
Компания «ВОРМХОЛС» совместно с ОАО «Тяжпрессмаш» разработала Адаптивную Систему Регулирования Притока (АСРП), которая идеально подходит в качестве системы заканчивания для разработки нефтяных оторочек горизонтальными скважинами. Данная система может самонастраиваться в зависимости от скорости, давления флюида и его фазового состава. Регулирование притока достигается конструкцией специальных клапанов и величиной расхода через них (Рис 3), что обеспечивает расчетный перепад давления срабатывания клапанов на их открытие или закрытие для заданного расхода потока. Другими словами, АСРП позволяет ограничивать максимальный расход через каждый фильтр на определенном уровне вне зависимости от перепада давления.
Таким образом, АСРП дает возможность не только выравнивать профиль притока и откладывать прорыв газа в скважину, но и ограничивать расход по газу на заданном уровне в зоне прорыва (из-за разницы вязкости продуктивность интервалов прорыва газа резко возрастает), позволяя скважине работать еще долгое время без значительного увеличения газового фактора. В случае, если подвижность воды намного больше, чем подвижность нефти (например, значения вязкостей отличаются в разы, либо из-за значений фазовых проницаемостей), данная система может работать и как ограничитель по воде. Результаты лабораторно-промышленного испытания АСРП показаны на (Рис 4).
Через систему фильтровался газ при постепенном увеличении перепада давления в 10 раз. В полевых условиях такое увеличение депрессии должно привести к увеличению дебита газа, по крайней мере, в 100 раз. Последовательное срабатывание клапанов АСРП позволило увеличить сопротивление в системе, тем самым сохранив запланированный расход газа через систему на уровне 700 литров в минуту (с отклонением +-13%).
Таким образом, заканчивание горизонтальных скважин с помощью противопесочных фильтров, оснащенных АСРП и заколонными пакерами (Рис 1) может использоваться для решения широкого круга задач разработки месторождений. В том числе: выравнивание профиля притока в горизонтальных скважинах, решение проблемы конусообразования в районе пятки горизонтальной скважины, ограничение притока из суперколлектора (зон с повышенной проницаемостью или трещиноватостью). Система позволяет ограничивать приток из интервала на определенном уровне, что решает проблему прорывов воды и газа. Также АСРП позволяет компенсировать ошибки при анализе геологических данных, интерпретации геофизики и устранять риск неправильной установки оборудования при спуске системы заканчивания.
Использование АСРП позволит значительно продлить время эксплуатации скважины, увеличить КИН месторождения и существенно улучшить экономические показатели разработки (возможно, сделав привлекательной разработку некоторых месторождений с контактными запасами, находящимися на грани рентабельности).
Использованная литература
1. Brekke K., Lien S.C.: “New Simple Completion Methods for Horizontal Wells Improve Production Performance in High-Permeability Thin Zone” // SPE Drilling and Completion. – 1994. –V.9. –P. 205-209.
2. M. Chertenkov, Lukoil; S.V. Deliya , D.A. Semikin, G.A. Brown, A. Bayanova, E. Kanevsky, M. Nukhaev, A. Shapovalov, Y. Pormeyster: "Gas Breakthrough Detection and Production Monitoring From ICD Screen Completion on Lukoil's Korchagina Field Using Permanently Installed Distributed Temperature Sensors" // SPE 159581, 2012
3. Семенов, Исламов, Нухаев: Дизайн устройств пассивного контроля притока на Ванкорском месторождении // Нефтяное хозяйство // 2009 # 11
4. Антоненко Д.А., Амирян С.Л., Мурдыгин Р.В., Хатмуллина Е.И.: “ Оценка эффективности применения оборудования для контроля притока в горизонтальных скважинах” // Нефтяное хозяйство // 2007 #11
