28/08/2020
Применимость устройств контроля притока ARP Select для снижения обводненности
Высокая стартовая обводненность – одна из наиболее распространенных проблем российских месторождений, влияющих на эффективную работу скважин в долгосрочной перспективе.

В сложившейся ситуации для снижения обводненности и предотвращения конусообразования большую актуальность приобретают методы секционного интеллектуального заканчивания и поинтервальной отработки пласта, позволяющие продлить сроки качественной службы скважины.

Одним из таких инновационных методов является применение устройств контроля притока ARP Select, разработанных специалистами компании ООО «НПК «Фильтр». Применение устройств контроля притока ARP Select позволяет не только предотвратить преждевременный прорыв воды (газа) в ствол скважины, но и охватить запасы нефти, которые не могут быть добыты при стандартных методах заканчивания, тем самым повысить КИН (коэффициент извлечения нефти). Для отработки неохваченных запасов нефти ранее применялась только технология зарезки боковых стволов в стволе старых скважин (ЗБС).

Принцип действия ARP Select основан на создании дополнительного перепада давления для нежелательной высокоподвижной фазы (воды, газа). Эффективность применения данной технологии в условиях высокопроницаемых пород и низковязкой нефти была доказана при спуске хвостовиков, оборудованных устройствами контроля притока ARP Select.

Оборудование

Автономные регуляторы притока ARP Select включаются в состав компоновки заканчивания горизонтальных скважин для ограничения притока газа и воды в случае их прорыва, а также выравнивания профиля притока.

Автономный регулятор притока ARP Select (рис.1) представляет собой клапан с одним входным отверстием, выполненном в крышке, и двенадцатью отверстиями в корпусе, между которыми с возможностью осевого перемещения установлен плавающий диск.
Рис. 1. Автономный регулятор притока ARP Select
Принцип действия автономного регулятора притока ARP Select основан на законе Бернулли:
Сумма статического давления, динамического давления и потерь на трение по направлению потока является постоянной.

Уравнение Бернулли:

Сечение проходного канала регулятора меньше сечения его внутренней полости. Проанализировав уравнение Бернулли, можно сделать выводы, что при течении жидкости по каналам с различными сечениями в узких местах статическое давление меньше, но скорость жидкости больше, и наоборот, статическое давление больше в широких местах, то есть там, где скорость меньше. Таким образом, внутри регулятора притока возникает разница статических давлений (Р2>Р1) (рис.2).
Подвижный диск внутри регулятора реагирует на скорость поступающей жидкости. Чем выше скорость течения жидкости, тем больше разница давлений внутри регулятора (давление Р1 значительно меньше давления Р2). Когда через проходной канал регулятора проходит нефть (высокая вязкость, низкая скорость), входное отверстие полностью открыто, а когда в клапан поступает вода или газ (низкая вязкость, высокая скорость), то внутри устройства перепад давления увеличивается (давление P2 значительно больше давления P1). Под воздействием давления Р2 подвижный диск смещается в сторону проходного канала и перекрывает его. Благодаря этому достигается эффект ограничения поступления воды или газа и увеличение притока нефти.
Рис.2. Принцип действия автономного регулятора притока ARP Select

Расчеты по скважинам

Для определения оптимального дизайна заканчивания инженерами ООО «НПК «Фильтр» проводится анализ и необходимые расчеты прогнозных параметров работы скважин с применением устройств контроля притока.

Подбор оборудования для каждой скважины производится индивидуально, исходя из геологических особенностей каждой скважины.

При проведении расчетов учитываются все основные данные и параметры по месторождению и пласту, такие как:

- траектория скважины (инклинометрия);

- профиль проницаемости вдоль горизонтального участка скважины по данным ГИС открытого ствола;

- профиль насыщенности Кн, полученный по результатам ГИС открытого ствола;

- распределение депрессии вдоль горизонтального ствола с учетом потерь давления на элементах заканчивания скважины.

Целью моделирования параметров работы горизонтальных скважин является уточнение установившегося движения многофазного флюида за счет проектирования наиболее оптимальной схемы компоновки в нижнем заканчивании с применением пакеров и устройств контроля притока для предотвращения раннего прорыва воды и ограничения притока общего флюида в процессе эксплуатации.

Результаты моделирования

Результаты моделирования включают в себя:

· Моделирование горизонтальных скважин при стандартном заканчивании;

· Моделирование горизонтальных скважин с применением в нижнем заканчивании пакеров и устройств контроля притока;

· В данной модели рассматривается система, состоящая из одной и двух фаз:

• нефтяная (жидкая углеводородная фаза);

• водяная (пластовая вода).

Все расчеты производятся при одинаковом забойном давлении. После запуска скважин в эксплуатацию расчетные данные корректируются в соответствии с параметрами работы скважинного оборудования (насоса) для уточнения произведенных расчетов.

Для подбора компоновок заканчивания имеем три скважины-кандидата с различными характеристиками.

В результате моделирования по каждой скважине были получены профили проницаемости и притока в горизонтальном стволе. В интервалах с высокой проницаемостью были установлены устройства контроля притока ARP Select с наименьшим диаметром проходного канала и в количестве, необходимом для снижения общего дебита нецелевого флюида из интервала. Приток был смоделирован по формуле Джоши, удельный дебит рассчитан на 1 м горизонтально участка ствола скважины.

Скважина 1.
Рис.3 График дебитов при стандартном заканчивании и заканчивании с применением УКП. Скважина 1
Рис.4 График обводненности при стандартном заканчивании и заканчивании с применением УКП. Скважина 1
Рис.5 График суточной добычи нефти и накопленной добычи. Скважина 1

Рассматривая показатели работы скважины 1 с устройствами контроля притока, мы видим, что общий дебит жидкости снизился в 2,5 раза по сравнению со стандартным заканчиванием. Процент обводненности снизился на 3% без потери общего дебита нефти.

Скважина 2.
Рис.6 График дебитов при стандартном заканчивании и заканчивании с применением УКП. Скважина 2
Рис.7 График обводненности при стандартном заканчивании и заканчивании с применением УКП. Скважина 2.
Рис.8 График суточной добычи нефти и накопленной добычи. Скважина 2

Моделирование позволило спрогнозировать работу скважины 2 при стандартном заканчивании, опираясь на данные режима работы скважины в реальном времени. В результате работы скважины с устройствами контроля притока общий дебит жидкости снизился в 2 раза. Процент обводненности снизился на 5% без потери общего дебита нефти.
Рис.9 График дебитов при стандартном заканчивании и заканчивании с применением УКП. Скважина 3
Рис.10 График обводненности при стандартном заканчивании и заканчивании с применением УКП. Скважина 3
Рис.11 График суточной добычи нефти и накопленной добычи. Скважина 3

В процессе моделирования удалось сравнить показатели работы скважины с прогнозными параметрами. По результатам моделирования общий дебит жидкости по скважине 3 снизился на 42%, обводненность была снижена на 8%.
Выводы:

Таким образом, с помощью моделирования удалось спрогнозировать возможные варианты работы скважин с устройствами контроля притока и при стандартном заканчивании. Подобранное оборудование для компоновок заканчивания по трем скважинам с устройствами контроля притока позволило:

· снизить обводненность в пределах 3-8%;

· снизить общий дебит жидкости в 2-2,5 раза;

· выровнять профиль притока в горизонтальных скважинах;

· отложить конусообразование;

· увеличить срок эффективной работы горизонтальных скважин;

· увеличить КИН.

По результатам работы скважин с устройствами контроля притока технология ARP Select, разработанная компанией ООО «НПК «Фильтр», является более эффективной в низковязких нефтяных залежах по сравнению со стандартным заканчиванием.

Следует отметить, что затраты на переработку общего дебита (флюида) при этом значительно снижаются.

Компания ООО «НПК «Фильтр» также рекомендует применять технологию ARP Select в скважинах с наибольшими остаточными запасами извлекаемого целевого флюида.