Хохлов Данил Игоревич Менеджер по ГТМ и заканчиванию скважин ОАО «Верхнечонскнефтегаз»

Пилотный проект по проведению РИР механическим способом был реализован в 2012 году в двух скважинах месторождения. На одной из скважин для изоляции интервала прорыва газа на глубине 19142460 м по стволу мы применили двухпакерную компоновку (рис. 1). В данном случае задача заключалась в снижении содержания газа на штуцере диаметром 8 мм с 350 до 150 м³/т и получении прироста дебита нефти 15 т/сут. Один пакер был установлен в хвостовике, второй — в самой колонне. В итоге после завершения операции прирост дебита нефти составил 28 т/сут, а содержание газа снизилось до 155 м³/т. Технология доказала свою эффективность и, следовательно, может быть использована для изоляции интервалов прорыва газа в других горизонтальных скважинах, законченных фильтрами с заколонными пакерами.

На второй скважине необходимо было обеспечить надежную изоляцию интервала прорыва нагнетаемой воды. Для этого на глубине 2640 м была установлена специальная пакер-пробка, с помощью которой мы рассчитывали снизить обводненность продукции скважины с 94 до 79% и получить прирост дебита нефти 15 т/сут (рис. 2). Проект не показал ожидаемой эффективности: в силу сложности геологического строения ВЧНГКМ на сегодняшний день нет технической возможности проведения ПГИ в обводненных горизонтальных скважинах и, как следствие, гидродинамическая модель, построенная на основании данных по соседней нагнетательной скважине, не позволила получить точное представление об интервале обводнения. В итоге скважина отработала пять дней без выхода на режим, после чего была остановлена.

ЩАДЯЩЕЕ ГЛУШЕНИЕ СКВАЖИН

Также мы реализовали несколько проектов по так называемому щадящему глушению скважин(рис. 3). На одной из скважин была успешно использована блокирующая пачка на основе раствора одного из отечественных производителей. Из плюсов данного технического решения стоит отметить простоту приготовления блокирующей пачки, сохранение коллекторских свойств пласта, распад блокирующей пачки при увеличении нефтяной фазы, отсутствие влияния жидкости глушения на процесс транспорта и подготовки нефти и отсутствие гидратообразования. По итогам проведенных ОПР данная технология также была рекомендована для тиражирования.

В других скважинах было решено опробовать две альтернативные технологии, однако результаты получились неоднозначными. При использовании первой из них нам также удалось сохранить коллекторские свойства пласта, но при этом динамическая вязкость нефти увеличилась, что негативно сказалось на процессе транспортировки нефти. Применение второй технологии, в свою очередь, привело к образованию гидратов. Наконец, существенным недостатком обоих технических решений можно считать сложность приготовления блокирующей пачки.

СИСТЕМЫ МОНИТОРИНГА ЗАБОЙНОГО ДАВЛЕНИЯ

Для определения интервалов притока на основании распределения фаз газ-нефть-вода в стволе на нескольких скважинах месторождения были смонтированы системы мониторинга забойного давления и температуры, позволившие минимизировать эффект перераспределения газа в стволе скважины при проведении КВД (рис. 4, 5). С их помощью мы также проводили сравнительный анализ КВД по всем датчикам с проверкой расхождения данных по КВД на забое и на глубине спуска манометров и уточнение методики эффекта аномального роста для интерпретации ГДИ в других скважинах.

Результаты анализа добычи были сопоставлены с данными ГДИС в специализированном программном комплексе Kappa Topaze. В настоящее время мы оцениваем возможность применения данной методики на скважинах с ЭЦН, оборудованных ТМС.

РЕГУЛЯТОРЫ ПРИТОКА СПИРАЛЕВИДНОГО ПРИНЦИПА (ICD)

Отдельно хотелось бы остановиться на опыте применения регуляторов (ICD) при заканчивании скважин (рис. 6). Всего в период 2009-2012 годов с их помощью были закончены 17 скважин месторождения (15 добывающих с обводненностью более 1% и две нагнетательные). При этом на 14 скважинах использовалась связка регулятор+фильтр.

В двух скважинах с обводненностью более 1% вода в продукции появилась позднее ожидаемого срока. Впоследствии выяснилось, что запасы по этим двум скважинам выработаны на 92 и 43% соответственно.Факт работы регуляторов был подтвержден данными систем мониторинга (при разных депрессиях работают разные участки горизонтального ствола). В целом применение спиралевидных регуляторов можно считать эффективным при борьбе с прорывом воды. При прорывах газа их использование признано нецелесообразным. Тем не менее в дальнейшем мы планируем применять данные регуляторы в составе компоновок заканчивания скважин по результатам окончательного каротажа.

КОМПОНОВКИ ДЛЯ МГРП

Многостадийные ГРП (МГРП) на месторождении проводятся с 2011 года. В основном мы используем технологию FracPoint — в 2012 году с ее помощью проведены операции на семи скважинах (17 стадий), суммарный прирост дебита нефти по которым составил 201 т/сутки.

В свою очередь, применение растворимых шаров на двух скважинах позволило ускорить нормализацию забоя после ГРП.

Не обошлось, впрочем, и без технологических осложнений. Так, по вине одного из подрядчиков были сорваны сроки мобилизации оборудования перемотки, необходимого для проведения бурения на ГНКТ (диаметром 44 мм) и промывок в необсаженных стволах скважин.

Ожиданий не оправдали также забойные инструменты зарубежного производства, вследствие чего и было принято решение о переходе на растворимые шары. Кроме того, на одной из скважин возникла аварийная ситуация — прихват герметизирующего устройства (также иностранного производства).

На 2013 год мы запланировали проведение МГРП (девять стадий) еще на трех скважинах.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНОГО КОЛИЧЕСТВА ТРЕЩИН МГРП

Параллельно с вышеописанными направлениями мы совместно со специалистами ТННЦ проводили работу по определению оптимального количества трещин и оценке эффекта от МГРП (рис. 7).

В соответствии с планом на гидродинамической модели сначала были рассчитаны показатели разработки для двухи трехстадийного ГРП для скважин, планирующихся к вводу в 2013 году. В результате было установлено, что дополнительная стадия практически не влияет на эффективность ГРП.

После этого мы перешли к определению рисков прорыва газа и воды, поскольку именно они играют ключевую роль при выборе и ранжировании скважин-кандидатов для ГРП в случае близости скважины к ГНК (рис. 8). На основе карт водои газонасыщенности были определены расстояния до водонефтяного и газонефтяного фронтов. В связи с тем, что проницаемость пласта, как правило, определяется с погрешностью, для каждой скважины проводилась оценка показателей разработки (дебит нефти, обводненность, газовый фактор) в зависимости от значения проницаемости.

Непосредственно для определения оптимальных параметров трещины использовались представительные секторные модели, в которых в зависимости от типа скважины изменялось значение проницаемости (рис. 9). Моделирование трещины проводилось на основе локального измельчения ячеек. Для каждой скважины было рассчитано по пять вариантов для продольного и поперечного расположения трещины. Исходя из расчетов выбирался оптимальный вариант с точки зрения дебита скважины после ГРП и без него. В итоге были получены зависимости оптимальных параметров трещин для различных значений проницаемости. Продольные трещины оказались намного эффективней поперечных: в случае продольных трещинприрост дебита практически в два раз превышал первоначальный, для поперечных трещин дебит увеличивался максимум в 1,25 раза.

В дополнение к этому также была построена геомеханическая модель, позволяющая определять региональные стрессы. На их основе можно принимать решение о том, какую именно трещину — продольную или поперечную — следует проводить в той или иной скважине.

ТЕХНОЛОГИЯ БАЙПАСИРОВАНИЯ Y-TOOL

Помимо МГРП на 2013 год в ОАО «ВЧНГ» запланирована инициация еще трех перспективных проектов: исследование скважин с применением системы байпасирования Y-Tool, заканчивание скважин адаптивными муфтами и заканчивание открытых стволов базового фонда скважин.

За время работы на месторождении мы убедились, что при проведении ПГИ в обводненных горизонтальных скважинах методы вызова притока с использованием компрессора не способны обеспечить стабильный приток при заданной депрессии. Опыт применения в 2009 году струйного насоса для проведения ПГИ был неуспешным в связи со значительной кривизной ствола. Поэтому для стабилизации притока флюида из скважины с помощью УЭЦН с доступом к забою компоновки прибора ГИС на ГНКТ мы решили применить технологию Y-Tool (рис. 10). Ожидается, что внедрение компоновок Y-Tool также позволит записывать результаты ПГИ в обводненных скважинах (со спуском прибора на ГНКТ), по которым в дальнейшем будут определены источники обводнения и разработана детальная программа ГТМ (см. таблицу). На 2014 год запланировано проведение ОПР по данной технологии на пяти скважинах месторождения.

ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН АДАПТИВНЫМИ МУФТАМИ

Технология заканчивания скважин с помощью адаптивных муфт, на наш взгляд, также обладает рядом существенных преимуществ, основные из которых — это возможность освоения скважины до ГРП (гидроразрыв проводится только при необходимости по результатам запуска) и обеспечение надежной изоляции обводненных интервалов с минимальными рисками (рис. 11). При использовании системы Y-Tool также появляется возможность открывать/закрывать муфты без привлечения бригады КРС. Основная проблема, нуждающаяся в проработке, заключается в надежности срабатывания механизма открытия/закрытия муфт в условиях парафиноотложения и выноса песка. В течение 2013 года планируется получить пояснения по техническим неопределенностям функционала адаптивных муфт.

В целом же мы рассматриваем данную технологию как универсальную систему заканчивания, позволяющую максимально увеличить КИН и полностью управлять процессом добычи нефти. После проработки всех технических аспектов работы системы адаптивные муфты, возможно, будут использоваться в том числе для заканчивания скважин базового фонда с открытым стволом (53 скважины) и ЗБС.

И последнее, на чем хотелось бы остановиться, это расчет потерь давления при прохождении жидкости через диафрагму. Данную работу по нашей просьбе выполнили специалисты ЦЭПиТР. В результате было установлено, что потери на границе пластмуфта составляют порядка 4,4 атм, а на границе пластфильтр мы практически ничего не теряем. Таким образом, для сохранения дебита жидкости при заканчивании скважины муфтой необходимо создать депрессию на 4-6 атм больше, чем при заканчивании фильтром.