Системы повышения производительности скважин

Растущий спрос на ограниченные ресурсы нефти и газа привел к острой необходимости в более эффективных методах добычи, которые позволят операторам увеличить добычу флюидов. В статье рассматривается технология интеллектуальных скважин, которая применяется для оптимизации всего производственного процесса.

Ключевые слова: клапаны регулирования,системы управления, контроля притока, интеллектуальные скважины.

Технология удаленного открытия и закрытия. Клапаны интервального регулирования (рис.1) обеспечивают возможность управления потоком. Компания Welldynamics предлагает широкий диапазон возможностей управления интервалом, например клапан HS-ICV, который разработан для глубоководных операций и может выдерживать давление до 15000 фунтов на квадратный дюйм и температуру до 325 F [1].

Рис. 1. Клапан интервального регулирования

Чтобы иметь возможность регулировать поток, зоны коллектора должны быть изолированы. Welldynamics предлагает ряд высокопроизводительных пакеров и изолирующих устройств для различных областей применения. Пакер HF-1, который может выдерживать более высокие нагрузки и давления, чем стандартные пакеры, пакер HFP, который разработан для глубоководных и сверхглубоководных применений (рис.2).

Рис. 2. Пакер HF-1

Скважинные системы управления. Они позволяют операторам управлять компонентами скважинной системы во время добычи, а также точно собирать и передавать данные обратно на поверхность. Наиболее часто используемая система управления — это система анализа и управления пластом с контролируемой поверхностью (SCRAMS).

Возможности интеллектуальной системы скважин Baker Hughes состоят из трех основных компонентов, а именно: приборы для мониторинга скважин, технологии интеллектуального заканчивания и автоматизированных химических приложений.

Инвентарь Schlumberger для технологии интеллектуальных скважин включает: Компактная модульная многозональная система управления Intellizone (ICMMMS), клапаны управления потоком в скважине (DFCV), зональная изоляция, системы постоянного мониторинга (PMS) и многопозиционные соединители [3].

Технологический дизайн и механизм. При необходимости увеличения продуктивности и максимальной эффективности, горизонтальные скважины с большим отходом от вертикали и многозабойные скважины все чаще используются как средство достижения повышенного контакта с пластом. Расширенный контакт с пластом позволяет операторам достигать таких же дебитов, как и в обычных скважинах, при меньшем давлении [5].

В некоторых коллекторах со скважинами с большим отходом от вертикали часто возникает эффект «пятки», который часто приводит к преждевременному окончанию продуктивного срока службы скважины, оставляя неизвлеченные запасы.

Эффект «пятка-носок» — это ситуация, в которой значительно более высокие давления депрессии испытываются на «пятке», чем на носке горизонтальной скважины, что приводит к неравномерному притоку вдоль траектории скважины. В результате более высокой депрессии (и, следовательно, потока) в пятке, прорыв воды или газа в этой области ускоряется, что приводит к раннему окончанию продуктивного срока службы скважины. Карбонатные резервуары особенно уязвимы для этого состояния, поскольку они, как правило, имеют более высокий уровень неоднородности. На рис. 3 представлена наглядная демонстрация эффекта «пятка-носок» в горизонтальном разрезе и возможный способ восстановления с помощью устройства контроля притока [2].

Рис. 3. Эффект «пятка-носок»

Интеллектуальное нагнетание. Поддержание давления имеет решающее значение для извлечения углеводородов и достижения целевых показателей добычи. В отсутствии поддержки естественного давления, такой как водоносные горизонты или газовая шапка, многие нефтяные месторождения полагаются на закачку, чтобы обеспечить необходимое давление для работы приводного механизма. Однако профиль нагнетаемого потока редко бывает однородным, особенно в карбонатах с естественной трещиноватостью. В таких системах коллектора высокий контраст проницаемости между естественными трещинами и матрицей приводит к тому, что большая часть закачиваемых флюидов захватывается полосами с высокой проницаемостью, что значительно приводит к неравномерным профилям закачки и низкой эффективности охвата.

Для таких сильно неоднородных пластов интеллектуальные системы заканчивания, могут регулировать скорость закачки вдоль ствола скважины для создания более равномерного профиля закачки. Этот расширенный операционный контроль позволяет операторам одновременно управлять несколькими зонами закачки, достигать более однородных профилей закачки, задерживать прорыв воды и, в конечном итоге, увеличивать нефтеотдачу.

Интеллектуальный газлифт. Операторы полагаются на газлифт для увеличения дебита нефти при добыче тяжелой нефти или для обеспечения прохождения «мертвых» скважин. Традиционно установки перекачивают газ с поверхности вниз по затрубному пространству скважины, что затем изменяет свойства потока нефти в скважине, снижая гидростатический напор и, таким образом, обеспечивая более высокие дебиты. Этот процесс требует значительных капиталовложений в оборудование (насосы, компрессоры) для наземного объекта.

При интеллектуальной работе газлифта газоносная зона может быть завершена и оборудована интеллектуальной системой скважин. Это позволяет добывать газ и закачивать его в эксплуатационные колонны с контролируемой скоростью через клапаны потока в скважине. При правильной эксплуатации интеллектуальный газлифт создает дополнительную ценность, полностью устраняя затраты и риски.

Оптимальное управление резервуаром (отключение воды или газа). В сильно неоднородных системах коллектора с высоким контрастом проницаемости, горизонтальными барьерами и сильным водным потоком ранний прорыв может значительно увеличить количество добываемой воды. Высокий дебит воды может привести к преждевременному окончанию срока службы скважины из-за высокой стоимости очистки воды, оставляющей неизвлеченные углеводороды. Используя технологию умных скважин, ранний прорыв воды можно обнаружить с помощью датчиков температуры и давления в скважинных клапанах интервального регулирования [2]. Избыточное производство воды можно контролировать, полностью отключив или заблокировав зоны, которые прорываются раньше времени. Это также может быть применено для контроля раннего притока газа в скважину в ситуациях, когда присутствует газовая шапка и добыча газа нежелательна.

Смешанная добыча. Нередко встречаются системы коллектора, в которых несколько производственных зон, каждая с различным давлением, накладываются друг на друга. Такие перепады давления могут привести к перекрестному потоку во время добычи из зон с высоким давлением в зоны с низким давлением. Используя технологию умных скважин, смешанная добыча может быть достигнута путем перекрытия потока из зон высокого давления, чтобы избежать перетока в зоны низкого давления.

Профилирование потока. Сбор и понимание данных профиля потока скважины имеет решающее значение для разработки точных моделей коллектора. Испытания скважин — один из наиболее распространенных методов, используемых для оценки условий скважин и характеристик коллектора [5]. Однако испытание скважины обходится дорого, поскольку занимает много времени и обычно предполагает прерывание нормальной добычи.

Интеллектуальное заканчивание скважины оснащено постоянными датчиками забойного давления, поэтому отпадает необходимость в спусках или остановке добычи. Данные о реальном давлении можно постоянно собирать во время производства [6].

Можно использовать интеллектуальное заканчивание скважин для увеличения добычи при значительном сокращении количества добываемой воды.

Технология «умных скважин» становится еще более ценной в глубоководных и подводных операциях, которые технически сложнее и дороже [6].

Таким образом преимущества Intelligent Well Technology включают: ускоренное производство за счет хорошо контролируемой смешанной добычи, уменьшение количества производимой воды, снижение капитальных затрат, снижение неопределенности за счет получения информации о характеристиках коллектора, продление срока службы скважины при сохранении пика добычи, регулирование потока внутрискважинными клапанами обеспечивает возможность дистанционного управления, улучшение оптимизации модели коллектора при обеспечении измерения в реальном времени, минимизация необходимости присутствия персонала и снижение риска несчастных случаев [4].

1. Barreto, C.A., «Optimization Methodology for Use Assessment Control Valves Wells in the Selection of Oil Production Strategy» Support FAPESP, 2007–2014
2. Cui, J., Zhu, D. 2014. Diagnosis of Multiple Fracture Simulation in Horizontal Wells by Downhole Temperature Measurements. Paper 1PTC 17700 presented at the International Petroleum Technology Conference, Doha, Qatar, 19–22 January.
3. Ellis T., Erkal A., Goh G. et al. Inflow Control Devices—Raising Profiles. Oilfield Review Winter 2009/2010: 21, №. 4. Copyright © 2010 Schlumberger.
4. Esmaiel, T. E. H., (2007). Optimization of WAG in smart wells: An experimental design approach. Department of Geosciences & Engineering, Delft University of Technology.
5. Mansoori, M., Van den Hof, P., Jansen, J.-D., & Rashtchian, D. (2015, October 1). Pressure-Transient Analysis of Bottomhole Pressure and Rate Measurements by Use of System-Identification Techniques. SPE Journal 20(5): 1,005–1,027.
6. Paino W, Tengah N. Using Intelligent Well Technology to Define Reservoir Characterization and Reduce Uncertainty. SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition; 18–20 October 2004; Perth, Australia: Society of Petroleum Engineers; 2004.