Введение
Заканчивание является важным аспектом в процессе строительства скважины. Промысловый опыт свидетельствует, что качество выполнения и успешность работ на всех этапах строительства скважины в значительной степени влияет на её стартовые показатели, что также определяет дальнейшую динамику добычи. Эффективная работа призабойной зоны во многом зависит от того, насколько конструкция забоя соответствует геологическим условиям залегания продуктивного пласта. Поэтому большое внимание уделяют обоснованию и выбору рациональной конструкции забоя добывающих скважин.
Основная часть
Одной из основных проблем при разработке высокопроницаемых расчленённых коллекторов с маловязкой нефтью горизонтальными скважинами являются неравномерный приток в скважину, образование конусов воды или газа (Рисунок 1).
Рисунок 1 – Образование конусов газа и воды при разработке нефтяной оторочки
Для выравнивания притока и предотвращения раннего конусообразования ствол скважины может быть оборудован элементами секционного интеллектуального контроля.
Секционное заканчивание – это такой вид заканчивания, при котором скважина делится на несколько интервалов, изолированных друг от друга при помощи пакеров. Это дает возможность контролировать приток или закачку в каждый из интервалов по отдельности. Контроль осуществляется как с помощью пассивных устройств, ограничивающих приток из высокопроницаемых пропластков, тем самым выравнивающих распределение притока вдоль ствола скважины, так и при помощи активных клапанов притока, непосредственно управляемых инженерами и дающих наиболее гибкий контроль притока.
Основные элементы секционного заканчивания скважины отображены на рисунке 2 и могут включать следующие устройства:
1. Песчаные фильтры (англ. SandControl, GravelPack) – предназначены для предотвращения выноса песка в слабоконсолидированных породах.
2. Пакеры (англ. AFI) – используются для изоляции потока вдоль ствола скважины по затрубному пространству между отдельными секциями.
3. Устройства пассивного контроля притока (УКП, англ.- ICD) – предназначены для выравнивания притока вдоль ствола скважины.
4. Автономные устройства контроля притока (АУКП, англ.- АICD) – позволяют ограничить приток нежелательной фазы (газа или воды) в каждый из интервалов скважины.
5. Клапаны поинтервального контроля притока (КПиК, англ.- ICV) – предназначены для управления притоком в отдельные интервалы скважины, либо стволы, в случае многозабойной скважины.
Рисунок 2 – Элементы секционного заканчивания
Системы противопесочного заканчивания
При заканчивании (освоении) и особенно при эксплуатации скважин, продуктивные коллекторы которых представлены слабосцементированными породами, часто наблюдается вынос песка. В скважине образуются песчаные пробки. По М. Маскету, при образовании песчаных пробок, проницаемость которых в 200 раз больше проницаемости пласта, дебит нефти тем не менее снижается на 34 %. Этот песок содержит до 5 % нефти, и при его удалении возникают проблемы — загрязняется окружающая среда; песок отлагается в трубопроводах, наземном оборудовании; идет его эрозия [1].
В настоящее время в мировой практике добывающие компании используют различные технологии для снижения выноса песка в добывающих скважинах (Рисунок 3). К ним относятся:
· искусственное закрепление горных пород вяжущими и цементирующими веществами,
· селективная или направленная перфорация,
· оборудование забоев механическими фильтрами (как с намывом гравия, так и по отдельности).
Рисунок 3 – Технологии контроля выноса песка из слабосцементированных коллекторов
Пассивные устройства контроля притока (УКП)
Устройства контроля притока (УКП), которые также еще называют пассивными регуляторами притока (РП) из-за их пассивной природы контроля, предназначены для выравнивания притока в скважину и предотвращения раннего прорыва воды и газа. В состав таких устройств входит ограничитель потока, который создает дополнительный перепад давления, зависящий от объема поступающей жидкости: чем выше дебит, тем больше перепад давления. Таким образом, данное устройство ограничивает приток из высокопроницаемых участков, выравнивая фронт вдоль ствола скважины.
Типичная схема УКП показана на рисунке 4. Сначала добываемая жидкость проходит через экран или песчаный фильтр, затем попадает в специальный отсек, ограничивающий поток жидкости, и после этого уже поступает в основную колонну.
Можно выделить шесть основных типов ограничителя, используемых в настоящее время в нефтяной индустрии: лабиринтный, спиральный, пазовый, трубчатый, штуцерный, ограничитель в виде отверстий.
Рисунок 4 – Общая схема УКП [2]
Автономные УКП (AICD) и их применение
Пассивные устройства контроля притока, безусловно, обладают рядом преимуществ перед обычной компоновкой. Однако у таких устройств есть ряд недостатков. Во-первых, они ограничивают приток в скважину, тем самым уменьшая начальные дебиты. Поэтому широкое применение пассивные УКП нашли, в основном, в высокопроницаемых залежах. Во-вторых, значительным критерием успешности применения УКП является правильное представление о фильтрационно-емкостных параметрах пласта как в призабойной зоне, так и в межскважинном пространстве. Однако такие данные, как правило, не доступны на начальной стадии разработки, существуют высокие риски и большая неопределенность. Наконец, эффективность пассивных устройств контроля существенно падает после прорыва воды или газа, поскольку подвижность воды (а тем более газа) значительно выше, чем у нефти, и перепад давления на самом устройстве уменьшается. После прорыва вода или газ продолжат поступать в скважину, тем самым ограничивая приток нефти из других секций скважины.
Автономные УКП, в отличие от пассивных устройств, способны ограничить приток именно нежелательной фазы после ее прорыва, не уменьшая начальный приток нефти в скважину [3].
На сегодняшний день известно два коммерческих продукта, успешно прошедших испытания в полевых условиях: RCP (Rate Control Producton) клапаны компании Тендека [4, 5] и FD (Fluid Diode) компании Halliburton [6-8].
Рисунок 5 – RCP клапан [4]
Принцип действия клапанов RCP (Рисунок 5) основан на законе Бернулли, который указывает, что сумма статического, динамического давлений и потеря давления на трение равны вдоль пути движения жидкости:
Такое устройство беспрепятственно пропускает жидкость с высокой вязкостью и ограничивает приток воды и газа (Рисунок 6).
Рисунок 6 – Дополнительный перепад давления на клапане RCP в случае воды, газа и нефти [5]
Принцип действия клапанов FD (Рисунок 8) описан в работе [8]. Конструкция устройства позволяет высоковязкой нефти проходить напрямую внутрь эксплуатационной трубы, тогда как поток менее вязкой воды закручивается вокруг входного отверстия (Рисунок 7), создавая дополнительный перепад давления и уменьшая приток в скважину.
Рисунок 7 – Движение флюида через ограничитель FD: а) нефть, б) вода
Рисунок 8 – FD клапан [12]
Поинтервальные клапаны контроля (КПиК)
Основа технологии интеллектуальных скважин - управляемые с поверхности скважинные клапаны, используемые для регулирования притока из отдельных зон или боковых стволов, и постоянные скважинные датчики температуры и давления [9].
Все КПиК можно разделить по двум критериям: гибкости и способу контроля.
По гибкости контроля можно выделить три основных типа КПиК: двухпозиционные; с полностью открытой или закрытой позицией многопозиционные; клапаны непрерывного контроля.
Для контроля КПиК с поверхности необходима контрольная линия. Существует несколько типов: гидравлическая; электрическая; смешанная; гидравлико-электрическая без контрольной линии.
Наиболее распространенным является применение гидравлических и электрических контрольных линий. Однако такие способы контроля накладывают ограничение на число клапанов. На сегодняшний день максимум 6 клапанов могут быть использованы в одной скважине [2].
Интеллектуальное заканчивание обеспечивает возможность входа в несколько коллекторов и их контроль с одним стволом, что существенно влияет на экономические показатели добычи углеводородов. Использование таких систем позволяет увеличить накопленную добычу нефти за счет переключения между зонами и продолжения добычи после прорыва нежелательной фазы в другую зону. Это обеспечивается перекрытием зон прорыва, не препятствуя продолжению добычи.
Заключение
В условиях высокопроницаемых и расчленённых пластов поинтервальные устройства контроля притока могут быть использованы для совместной разработки отдельных пачек. В случае прорыва воды, обводненный интервал может быть изолирован без потери добычи из другого интервала. Пассивные УКП могут быть использованы для выравнивания притока вдоль ствола в монолитной части пласта, в случае неоднородности пластовых свойств, наличии уплотнённых или заглинизированных пропластков, наличии неравномерно распространенных вертикальных барьеров. Выравнивание притока позволит избежать раннего конусообразования, увеличит коэффициент охвата и продлит время работы скважины. Также, использование УКП позволит эффективней провести очистку ствола во время освоения и увеличить коэффициент вскрытия. Небольшая длина бокового горизонтального ствола (до 300 м.) и относительно низкие дебиты являются негативными факторами для использования УКП.