Аннотация
В работе рассмотрены устройства контроля притока флюида к забою горизонтальной и наклонно-направленной скважины. Рассмотрены экономические аспекты применения устройств по контроль притока.
Ключевые слова
газ, нефть, скважина, контроль притока, оборудование забоя скважины, горизонтальные скважины. Abstract
The paper considers devices for controlling fluid inflow to the bottom of horizontal and directional wells. The economic aspects of using inflow control devices are considered.
Keywords: gas, oil, well, inflow control, downhole equipment, horizontal wells.
На месторождениях со сложной геологией, а именно наличием газовой шапки и подстилающей воды возникает проблема прорывов газа и воды в скважину, падение дебита нефти, увеличение затрат на инфраструктуры для переработки газожидкостной смеси из скважины, и как следствие, уменьшение экономической рентабельности разработки.
Параметрами, влияющими на риск прорыва воды или газа в скважину, являются наличие подстилающей воды или газовой шапки, неоднородность коллектора, большая разница в подвижностях фаз. Наличие всех трех факторов увеличивает вероятность прорыва до 90%. Устройство контроля притока позволяет уменьшить риск до значения 20% за счет изоляции обводненных участков и участков с прорывами газа.
Устройства контроля притока (УКП) обладают достаточной надежностью и невысокой стоимостью, а также хорошо изучены, так как широко применяются за рубежом [1,2].
Клапаны устройств контроля притока являются интегральной частью противопесочных фильтров и спускаются в составе компоновки хвостовика (при этом дополнительное оборудование не требуется). Клапан работает по принципу Бернулли. При течении вязкой жидкости клапан открыт, при течении газа происходит поджатие плавающего диска – клапан закрывается. Для разобщения интервалов скважины с различной проницаемостью применяются разбухающие пакера [3,4].
Было проанализировано более 100 вариаций моделей с различными значениями коэффициентов вариации проницаемости и соотношением подвижностей нефти и воды. Чем более неоднороден пласт и больше разница в подвижностях нефти и воды, тем более эффективно внедрение УКП.
Устройства контроля притока успешно применяются на одном из месторождений высоковязкой нефти. Так, аналитическое моделирование показывает, что в случае без применения устройства обводнённость возросла бы с 29 до 90 процентов. Фактически, при прорыве воды в добывающую скважину, оборудованную УКП, обводненность возрастает с 29 до 50 процентов при той же добыче нефти.
Для оценки технологического эффекта от внедрения технологии было решено рассчитать два случая: в случае сохранения существующей инфраструктуры на месторождении будут сравниваться расчёты на прогноз на ГДМ на скважинах, оборудованных УКП и без него. При этом контроль скважины будет устанавливаться по объему добываемой жидкости с целью показать случай сохранения поверхностного обустройства месторождения при различном соотношении добываемых нефти и воды. Накопленная добыча нефти возрастает за счет более позднего выключения скважины из-за меньшей обводненности продукции, газовый фактор начинает расти также позже, что показывает эффективность УКП.
Во втором случае также будут сравниваться расчёты на прогноз на ГДМ на скважинах, оборудованных УКП и без него. При этом контроль скважины будет устанавливаться по забойному давлению, что существенно сократит объем добываемой жидкости в случае с УКП по сравнению со случаем без него. Объем добываемой жидкости и газа значительно сокращается в случае с применением УКП. Это позволяет существенно сократить затраты на поверхностное обустройство месторождения за счёт сократившихся объемов добываемых флюидов. Накопленная добыча нефти также возросла.
Экономический эффект от внедрения технологии также оценивался для двух случаев. В случае без модификации инфраструктуры дополнительный NPV составил 1,2 % за счет дополнительной добычи. В случае с сокращением инфраструктуры прирост NPV составил бы 8,5% за счет уменьшающихся капитальных затрат.
Список используемых источников информации:
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. F.T. AlKhelaiwi, V.M. Birchenko, M.R. Konopczynski, D.R. Davies. Advanced wells: a comprehensive approach to the selection between passive and active Inflow control completions // International Petroleum Technology Conference. – Kuala Lumpur, Malaysia, 3–5 December, 2008. – P. 305–326.
3. 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.
4. Семенов А. А., Исламов Р. А., Нухаев М. Т. Дизайн устройств пассивного контроля притока на Ванкорском месторождении //Нефтяное хозяйство. – 2009. – Т. 11. – С. 20-23.