Оптимизация режимов работы скважин в

осложненных условиях эксплуатации на

месторождении Чайво

Газовый фактор является одним из важнейших параметров разработки месторождений. По его изменению можно делать выводы о внутрипластовом разгазировании нефти, прорыве верхнего газа к забою скважины или о заколонных перетоках.

Доказано, что при снижении давления ниже оптимального возникают условия, при которых скважина теряет устойчивость и переходит в газовый режим. Это объясняет трудности, возникающие при добыче нефти и конденсата из оторочек газовых месторождений. Качественное объяснение этого явления заключается в следующем: при создании депрессии на пласт при некотором значении забойного давления, называемом оптимальным, газовый конус поднимается к перфорационным отверстиям. При этом газовое содержание флюида в скважине начинает увеличиваться, а забойное давление еще сильнее уменьшается, что способствует дальнейшему росту газового конуса и дальнейшему снижению забойного давления. Иными словами, возникает положительная обратная связь. Это, в конечном счете, приводит к оттеснению нефти от перфорационных отверстий и переключению скважины в газовый режим [1].

Фактические уровни добычи нефти в основном соответствуют предварительным прогнозам, сделанным при проектировании берегового комплекса подготовки Чайво. Однако реальные темпы роста газового фактора оказались значительно выше предполагаемых, и к концу 2007 добыча газа на месторождении достигла предельной величины, что привело к необходимости регулирования дебитов скважин, вплоть до полной остановки. Поэтому применяемые в настоящее время на месторождении геолого-технические мероприятия в основном направлены на снижение газового фактора в добывающих скважинах.

Для этих целей на месторождении Чайво в добывающих скважинах установлено оборудование регулирования притока (ICD-фильтры (от англ. ICD – inflow control device)), выполняются операции по капитальному ремонту скважин (КРС) для изоляции газопритока, оптимизируется режим работы скважин (циклическая эксплуатация).

Первоначальной мерой для снижения добычи газа было регулирование дебита скважин с наибольшим газовым фактором при помощи фонтанных штуцеров. Этот метод был эффективен, хотя и имел определенные ограничения: поскольку скважины проектировались как высокодебитные, в них были спущены НКТ большого диаметра, поэтому минимальный устойчивый дебит был достаточно высоким и многие скважины не могли фонтанировать на штуцерах небольшого диаметра.

Также было отмечено, что в результате временного прекращения эксплуатации скважин газовый фактор снижался на некоторое время после их открытия. На рисунках 1-2 приведена фактическая динамика дебита нефти и газового фактора скважин X и Y. Из рисунков видно, что периодическая остановка скважины приводит к временному снижению газового фактора, а в период работы скважины газовый фактор снова увеличивается. Дальнейшее закрытие скважины повторяет цикл снижения газового фактора.

---

Рис.2. Динамика дебита нефти
и газового фактора скважина Y

Рис.1. Динамика дебита нефти
и газового фактора скважина X

С целью оптимизации добычи в краткосрочном и среднесрочном плане на месторождении была внедрена технология, предусматривающая циклическую (периодическую) эксплуатацию и штуцирование с учетом работы скважин. При выполнении анализа кратковременной плановой остановки скважин были созданы специальные модели, при помощи которых для каждой скважины определены оптимальные циклы работы/простоя и диаметры штуцеров. Инструкции по циклической эксплуатации, как правило, составляются на четырехнедельный период, при этом каждую неделю их регулируют с учетом конкретных условий на тот момент времени. Такая циклическая эксплуатация скважин обеспечивает достаточную гибкость при поддержании среднего дебита скважины и позволяет довольно эффективно стабилизировать или снижать газовый фактор в некоторых скважинах. Однако этот метод имеет ряд недостатков:

• cложность регулирования ввиду дискретности изменений (дебит газа отдельных скважин может превышать 10% от дебита всего месторождения);

• в некоторых скважинах наблюдается переток газа в нефтяные интервалы, что приводит к увеличению газового фактора при открытии скважин;

• эффективность данного метода является наибольшей в период образования конусов газа и в дальнейшем постепенно снижается по мере приближения ГНК к забою скважины.

С целью оптимизации режимов работы скважин на месторождении Чайво была выбрана технология регулирования притока, внедрение которой обеспечивает решение вышеуказанных проблем без использования дорогостоящих и сложных интеллектуальных технологий заканчивания скважин. Устройство регулирования притока используется для регулирования перепада давления по стволу скважины в пределах границ продуктивного пласта-коллектора с целью сокращения притока из высокопроницаемых интервалов и, соответственно, с целью увеличения притока нефти из интервалов с более низкой проницаемостью. На уровне высокопроницаемого интервала устанавливается заградительная муфта, в результате чего в интервале возникает больший перепад давления. Тем самым сокращается приток из данного интервала, что в свою очередь ведет к долевому росту притока из других интервалов. Благодаря установленным наружным (разбухающим) пакерам обсадной колонны, поток не может обойти ICD-фильтр по заколонному пространству в стволе скважины. На рисунке 3 показана типичная компоновка заканчивания в пластах месторождения Чайво.

Рис. 3. Схема заканчивания скважины с устройством регулирования притока (ICD)

В настоящее время устройство регулирования притока установлено в ряде скважин. Так как ICD-фильтры устанавливаются при строительстве скважин, то оценить эффективность их использования возможно только по результатам моделирования. Расчеты показали, что на объектах X и Y устройство регулирования притока позволило существенно снизить газовый фактор, и в условиях ограниченной производительности берегового комплекса подготовки по газу, дополнительно добыть около 2,1 млн. т. нефти.

---

На рисунке 4 показана оконечная труба хвостовика с установленным на ней ICD-фильтром. Жидкость поступает в трубу через противопесочный фильтр и затем проходит через указанные на фото керамические насадки. В результате происходит падение давления между горной породой и трубой.

Рис. 4. Конструкция устройства регулирования притока (ICD)

Фильтры ICD на основе штуцера обеспечивают более однородный профиль притока вдоль скважины, гарантируя более высокую добычу нефти из низкопроницаемых зон коллектора и задерживая нежелательный газ или воду. Кроме того, в случае обводнения скважины система будет ограничивать приток флюида по сравнению со стандартной системой заканчивания [2].

В целях оптимизации производительности берегового комплекса подготовки основные геолого-технические мероприятия направлены на снижение добычи газа. Применяемые методы: установка оборудования регулирования притока (ICD-фильтры) и циклическая эксплуатация. Все выполненные мероприятия показали высокую эффективность, рекомендуется для дальнейшего применения на месторождении, и могут быть предложены для эксплуатации скважин на месторождениях со схожими геолого-физическими особенностями.

---

Смотрите также файлы

• осложнения.docx

• особенности методов.docx

• ОСОБЕННОСТИ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ.doc

• ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ.docx

• ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ УСТАНОВОК ВИНТОВЫХ НАСОСОВ В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ.docx