Принятый в компании алгоритм выбора оптимальной схемы заканчивания скважин предполагает следующую последовательность действий. Сначала в специальном программном комплексе строится подробная модель процесса добычи нефти, учитывающая объем добываемой продукции и его зависимость от величины пластового давления. На следующем этапе строится геомеханическая модель продуктивной части скважины, определяются величина и направления напряжения в пласте, а также их зависимость от пластового давления. После чего определяются прочностные характеристики породы и ее граничные характеристики.

Совокупность этих трех факторов и экономически обоснованный подход к добыче, а также другие ограничения и нюансы позволяют определить окончательную схему заканчивания и приступить выбору необходимого комплекта оборудования (рис. 1).Для принятия реразвитие поперечных трещин предпочтительно в тех случаях, когда проницаемость пласта лежит в пределах 0,5-0,1 мД. При значении проницаемости ниже 0,1 мД более предпочтительны множественные вертикальные скважины с ГРП.

В случае газовых пластов с проницаемостью выше 0,5 мД горизонтальные скважины с продольными трещинами более предпочтительны, чем такие же скважины с поперечными трещинами (по причине эффекта штуцера на контакте трещины и скважины). Однако в диапазоне 0,5-5 мД множественные вертикальные скважины,    законченные гидроразрывом более пред-почтительны, чем горизонтальные скважины с множе-ственными продольными трещинами. Наконец, для га-зовых пластов с проницаемостью выше 5 мД опти-мальное решение — это горизонтальные скважины с множественными продольными трещинами ГРП.

«ВЕРХНЕЕ» ЗАКАНЧИВАНИЕ

Основную сложность на сегодня представляет подбор схемы и оборудования для «верхнего» заканчивания.

В случае низкопроницаемых коллекторов стандартные методы, такие как перфорация, как правило, неэффективны. Поэтому, для определения схемы верхнего заканчивания мы применяем подход, подразумевающий определение текущего состояния скважины и возможных нагрузок на НКТ и другое внутрискважинное оборудование (рис. 2). Подход учитывает начальные условия при КРС, когда основная нагрузка идет на верхнее соединение и подвеску НКТ; опрессовку НКТ с посадкой и опрессовкой пакера, при которых происходят расширения и растяжения НКТ; процесс пробной добычи с закрытием скважины на устье и проведение ГРП с закачкой геля.

При реализации данного подхода мы вынуждены предусматривать возможные сценарии развития ситуации, в том числе закупорку трещины при осуществлении процесса закачки, и учитывать нагрузки, возникающие по мере истощения коллекторов. Повышенное внимание уделяется различным эффектам в НКТ, возникающим в результате изменения давления и температуры, таким как эффекты поршня, изгиба, баллона и изменение длины (сжатие и удлинение).

Все эти процессы необходимо моделировать, для того чтобы впоследствии выбрать оптимальное оборудование и правильно произвести его монтаж.

РАЗГРУЗКА ВЕСА НКТ НА ПАКЕР ОСЕВОЙ ПОСАДКИ

На рис. 3 приведен пример разгрузки веса НКТ на пакер осевой посадки. Изначальный вес колонны (в статике) составлял порядка 30 тонн. Однако 18 т разгрузки на устье веса НКТ создают 16,7 т нагрузки на пакер и, начиная с глубины 1600 м, в колонне НКТ формируется сначала синусоидальный, а затем спи-ральный изгибы. Таким образом, колонна НКТ находится в напряженном состоянии.

Так как скважинный флюид содержит углекислый газ, на оборудование заканчивания и НКТ воздействует парциальное давление, пропорциональное молярной доле углекислого газа во флюиде. При давлении 0,2 атм начинается коррозионное воздействие на НКТ.

Для ачимовских отложений Восточно-Уренгойского лицензионного участка давление составляет порядка четырех атмосфер. Следовательно, все оборудование претерпевает воздействие углекислого газа. Коррозионное воздействие усиливается, если это оборудование находится в напряженном состоянии.

Первоначально компоновка заканчивания включала пакер осевой посадки отечественного производства, имеющий небольшое сужение проходного канала. Интенсивная закачка удлиняла НКТ и удерживала пакер на месте. Однако повышение давления на эффективную площадь низа пакера и низа НКТ в случае закупорки трещины («СТОПа»), нередко приводило к срыву пакера. Данная ситуация привела к разгерметизация скважины с передачей давления в затрубное пространство. В итоге после проведения анализа был выполнен редизайн схемы заканчивания, после чего проведена замена пакера и компоновки (рис. 4).

КОМПОНОВКИ ВСО ДЛЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

На рис. 5 показаны примеры компоновок ВСО для газовых скважин. Слева — схема компоновки с пакером и циркуляционным переводником. Справа — перспективная схема, которая позволит осуществлять спуск и опрессовку компоновки. В последнем случае в конструкцию включен безопасный клапан-отсекатель, добавлены опция извлечения компоновки и опция установки пакера. В ближайшее время мы приступим к ее промышленным испытаниям. Основные преимущества данной конструкции — это возможность учета двух барьеров безопасности: на движение флюида в затрубном пространстве (пакер, обсадная колонна и головка НКТ) и движение флюида по трубам (клапан-отсекатель и коренная задвижка фонтанной арматуры).

ЗАКАНЧИВАНИЕ С МГРП

При применении технологии многостадийного ГРП скважина и компоновка заканчивания также претерпевают значительные нагрузки. Пик нагрузок случается при получении «СТОПА» и воздействии высокого давления на голову подвески, обсадные трубы и на всю оснастку внутрискважинного оборудования.

Соответственно, при выборе обсадных колонн и оборудования МГРП необходимо учитывать дифференциальное давление, внутреннее давление, давление смятия, растягивающую нагрузку, проходной диаметр, рабочую температуру, диаметр отверстий и т.д. С учетом этих параметров мы сейчас выбираем оптимальный способ установки колонны НКТ, а также осуществляем подбор стингера (рис. 6, 7). Так, в вертикальных скважинах может использоваться длинный стингер (2000 мм и более), в горизонтальных скважинах с зенитным углом более 30° — короткий стингер с гидравлическим якорем или короткий стингер с защелкой.

Также в конструкции компоновки могут применяться уплотняющие элементы шевронного типа, способные выдерживать высокие давления. В сочетании с коротким стингером уплотняющий элемент обеспечивает необходимую герметичность при проведении ГРП. При использовании длинных стингеров без защелок и каких-либо соединений с головкой следует предварительно рассчитывать движение НКТ во время проведения операций по заканчиванию.

ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН ПРИ РАЗРАБОТКЕ ПК1-7 РУССКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

На этом проекте первоначально мы применяли компоновки заканчивания с двумя щелевыми фильтрами, фильтром MeshRite (металлическое проницаемое волокно) и сетчатым фильтром (рис. 8). Дополнительно мы провели расчеты по дохождению компоновки и определили возможные нагрузки, в том числе по весу на крюке. Расчетный вес составил 10 т, однако на практике фактический вес составил почти 17 тонн.

Ствол перед спуском конструкции был подготовлен при помощи специальной компоновки, а для исключения дифференциального прихвата и снижения коэффициентов трения использованы цельные центраторы. Также была построена карта спуска (диаграмма натяжений), которая позволила с точностью рассчитать поведение компоновки в скважине.

Пилотные скважины бурились на полимерном пресном растворе с карбонатом кальция. Чтобы избежать создания высоких депрессий при эксплуатации, призабойную зону было решено обрабатывать раствором MUDZYME посредством технологии с промывочной трубой. При этом на одних скважинах в составе системы заканчивания применялись нефтеразбухаующие пакеры, на других — водоразбухающие.

Перед спуском компоновки заканчивания раствор с твердой фазой был заменен на раствор без твердой фазы (рис. 9). После этого в скважину был закачан раствор MUDZYME с эффектом задержки начала реагирования с целью растворения полимеров и карбоната кальция. Далее компоновка заканчивания была подвешена, а внутренняя труба со спусковой колонной поднята на поверхность, а выше подвески хвостовика произвели установку пакер-пробки.

Затем скважина была оставлена на время воздействия раствора MUDZYME на фильтрационную корку.

После обработки и активации набухающих пакеров скважина была вновь введена в эксплуатацию.