image
energas.ru

Газовая промышленность № 6 2017

Геология и разработка месторождения

01.06.2017 11:00 ИНТЕГРИРОВАННЫЙ ПОДХОД К РАЗРАБОТКЕ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ С ТОНКОЙ НЕФТЯНОЙ ОТОРОЧКОЙ В УСЛОВИЯХ ПРИСУТСТВИЯ ПОДОШВЕННОЙ ВОДЫ С ПРИМЕНЕНИЕМ МНОГОФУНКЦИОНАЛЬНЫХ СКВАЖИН
Разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти (ТРИЗ), приуроченными к маломощным нефтяным оторочкам с подошвенной водой, является актуальной задачей для большого количества добывающих компаний во всем мире. Основная сложность при разработке таких запасов – практически неизбежное образование конусов газа и воды. В статье предложен подход к разработке подобных залежей, предусматривающий применение многофункциональных горизонтальных скважин со сложным заканчиванием, позволяющий эффективно использовать энергию газовой шапки и управлять рисками, связанными с прорывами подстилающей воды. Задачи проектирования разработки и обустройства нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) решаются с использованием интегрированной модели системы «пласт – скважина – наземная инфраструктура», позволяющей согласовать решение задач подземной гидродинамики и транспортировки продукции в скважине и системе сбора, учитывая сложное взаимовлияние всех объектов проектирования «от пласта до сбора и транспортировки углеводородов». Представлены этапы создания интегрированной модели и примеры моделирования сложных инженерных операций, таких как приобщение газонасыщенного интервала в многофункциональных скважинах и организация внутрискважинного бескомпрессорного газлифта, переключение скважин из низконапорной сети сбора в сеть сбора высокого давления. Продемонстрированы результаты эксплуатации фактических многофункциональных скважин, полученные в рамках проведения опытно-промышленных работ.
Ключевые слова: МНОГОФУНКЦИОНАЛЬНАЯ СКВАЖИНА, ИНТЕГРИРОВАННАЯ МОДЕЛЬ, НЕФТЯНАЯ ОТОРОЧКА, ГАЗОВАЯ ШАПКА, ВНУТРИСКВАЖИННЫЙ ГАЗЛИФТ.
Открыть PDF


В настоящее время практически все нефтегазовые компании в России столкнулись с проблемой ухудшения качества ресурсно-сырьевой базы, в структуре которой снижается доля «легкой» нефти, добываемой из коллекторов с большими толщинами и хорошими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС), и неуклонно растет доля ТРИЗ.

С истощением активно разрабатываемых «простых» запасов нефтегазодобывающие компании вынуждены вовлекать в разработку ТРИЗ нефти, которые находятся в труднодоступных районах, с экстремальными климатическими условиями и в условиях отсутствия развитой инфраструктуры, залегают на больших глубинах в виде тонких нефтяных оторочек НГКМ.

Основной проблемой разработки таких ТРИЗ являются процессы образования водяных и газовых конусов с последующими практически неизбежными прорывами газа и/или воды к забою добывающих скважин, что, в свою очередь, приводит к ухудшению технико-
экономических и технологических показателей разработки и не позволяет достичь высоких утвержденных значений коэффициента извлечения нефти (КИН) [1].

Таким образом, экономически эффективная разработка нефтяных оторочек НГКМ, осложненных наличием подстилающей воды, в настоящее время является серьезным технологическим вызовом для нефтегазодобывающей отрасли и обусловливает необходимость совершенствования технологий и существующих традиционных подходов к разработке таких ТРИЗ.

 1.png

МНОГОФУНКЦИОНАЛЬНЫЕ СКВАЖИНЫ

Под многофункциональной понимается горизонтальная скважина, первоначально пробуренная под газонефтяной контакт (ГНК) в целях добычи нефти из нефтяной оторочки, а также прорывного газа и конденсата из газовой шапки, c ростом обводненности переведенная в разряд газодобывающих вертикальных с отсечением обводнившегося горизонтального ствола и вскрытием верхней газонасыщенной части.

Компоновка заканчивания таких скважин предусматривает возможность как приобщения газонасыщенного интервала газовой шапки в процессе разработки для организации внутрискважинного бескомпрессорного газлифта, так и отсечения обводнившейся горизонтальной секции скважины при достижении доли воды в продукции критического значения, при котором фонтанирование скважины невозможно. Принципиальная схема конструкции многофункциональной скважины представлена на рис. 1.

Таким образом, многофункциональность скважины заключается в изменении ее целевого назначения на различных этапах «жизни» (табл. 1) в зависимости от термодинамических процессов, протекающих в пласте, динамики обводнения и соотношения газа и нефти в добываемой продукции после прорыва конусов газа и/или воды к забою, темпов снижения пластового давления, продуктивности, изменения конъюнктуры рынка и целесообразности смещения акцента с добычи нефти в сторону добычи газа и наоборот:

  • 1-й этап – на этом этапе эксплуатации многофункциональная скважина по своей сути является нефтяной, ее горизонтальный ствол размещается на 2–3 м ниже ГНК, и основной ее функцией на этом этапе «жизни» является добыча нефти из нефтяной оторочки;

  • 2-й этап – с прорывом газа из газовой шапки к стволу скважины, сопровождающимся увеличением доли газа по отношению к нефти в составе добываемой продукции и устьевого давления, скважина условно переводится в разряд «нефтяных с высоким газовым фактором». Ее основная функция на этом этапе – добыча нефти из нефтяной оторочки, а также прорывного газа и конденсата из газовой шапки.
    С ростом обводненности, сопровождающимся увеличением потерь давления по стволу скважины, на данном этапе эксплуатации в скважине возможны приобщение вышележащего газонасыщенного интервала газовой шапки и организация внутрискважинного бескомпрессорного газлифта с контролируемым отбором газа в количестве, необходимом для обеспечения оптимальных условий фонтанирования;

  • 3-й этап – с дальнейшим ростом обводненности и достижением критического значения доли воды в продукции, при котором фонтанирование невозможно, скважина переводится в разряд газодобывающих вертикальных с отсечением обводнившегося горизонтального ствола и дальнейшей эксплуатацией только вышележащего газонасыщенного интервала газовой шапки.


1_1.png 

ПРИМЕР ПРАКТИЧЕСКОГО ПРИМЕНЕНИЯ МНОГОФУНКЦИОНАЛЬНЫХ СКВАЖИН

Рассмотрим практику применения многофункциональных скважин на примере НГКМ, которое расположено в Ямало-Ненецком АО Тюменской области и содержит три нефтегазоконденсатные залежи, подстилаемые водой (рис. 2).

Основные запасы газа месторождения приурочены к газоконденсатным шапкам пластов А1, А2 и А3, эффективные газонасыщенные толщины которых в среднем составляют 15 м, а потенциальное содержание С5+ в пластовом газе варьирует от 205 до 225 г/м3.

Основные запасы нефти приурочены к нефтяной оторочке пласта А2, эффективная нефтенасыщенная толщина которой в среднем не превышает 8 м.

Разработка запасов верхнего и нижнего газоконденсатных пластов А1 и А3 осуществляется на истощение с помощью собственного фонда горизонтальных скважин.

Ввод в эксплуатацию запасов газовой шапки пласта А2 в целях поддержания полки стабильной добычи газа по мере истощения пластов А1 и А3 планируется одновременно с вводом в разработку запасов нефти нефтяной оторочки.

Для выработки запасов газовой шапки пласта А2 планируется отдельный фонд газовых скважин, размещенных в зонах максимальных газонасыщенных толщин.
В краевых же зонах пласта А2, где, с одной стороны, газонасыщенные толщины малы и составляют примерно несколько метров, а с другой – наблюдаются максимальные толщины нефтяной оторочки, планируется размещать многофункциональные горизонтальные скважины сложной конструкции (рис. 3) [2].

1_1_1.png 

ОРГАНИЗАЦИЯ СИСТЕМЫ СБОРА ПРОДУКЦИИ МНОГОФУНКЦИОНАЛЬНЫХ СКВАЖИН

Сбор всего добываемого сырья как газовых, так и многофункциональных скважин месторождения реализован посредством трехтрубной системы сбора. Одна система предназначена для углеводородов с газоконденсатных скважин и направления их на установку комплексной подготовки газа (УКПГ). После подготовки товарные газ и конденсат поступают в систему внешнего транспорта.

Две другие – низконапорная (НН) и высоконапорная (ВН) – системы предназначены для сбора углеводородов, поступающих с многофункциональных скважин. Продукция многофункциональных скважин с низким устьевым давлением подается на установку подготовки нефти (УПН) по низконапорным шлейфам. Продукцией УПН после сепарации и подготовки сырья является товарная нефть, которая в дальнейшем подается в систему внешнего транспорта. В составе УПН спроектирована компрессорная станция, предназначенная для компримирования попутного нефтяного газа (ПНГ) до давления, необходимого для процесса подготовки на УКПГ. После компримирования ПНГ с УПН направляется на УКПГ для совместной подготовки с пластовым газом.

Продукция скважин с высоким устьевым давлением по высоконапорным шлейфам будет подаваться на отдельный двухступенчатый сепаратор высокого давления. После первой ступени сепарации (10 МПа, 30 °С) высоконапорный газ под собственным давлением подается на УКПГ для совместной подготовки с пластовым газом, а отсепарированные нефть и конденсат поступают на вторую ступень сепарации (2 МПа, 25 °С), после которой поставляются на УПН для дальнейшей подготовки и сдачи нефти в систему внешнего транспорта. Принципиальная схема трехтрубной системы сбора и транспорта продукции месторождения представлена на рис. 4, принципиальная схема объектов подготовки продукции газовых и многофункциональных скважин – на рис. 5.

Такая нетривиальная система сбора имеет ряд важных ограничений, в числе которых максимальная производительность УКПГ и УПН по газу, максимальная пропускная способность шлейфов низкого и высокого давления по жидкости, давление и температура на входе в УКПГ, УПН и на входе в системах внешнего транспорта, максимальное линейное давление в коллекторах низкого давления, мощность дожимной компрессорной станции (ДКС) и многие другие, которые необходимо принимать во внимание при проектировании разработки нефтяной залежи с газовой шапкой с применением многофункциональных скважин.

1_1_2.png 

ПРЕДПОСЫЛКИ И ЭТАПЫ СОЗДАНИЯ ИНТЕГРИРОВАННОЙ МОДЕЛИ

Помимо вышеописанных ограничений сети сбора имеются также ограничения пласта, к которым относятся максимальная депрессия, утвержденные уровни добычи и коэффициент извлечения нефти (КИН), которых необходимо достичь, а также ограничения конструкции скважин, такие как минимальный дебит газа и скорость движения в насосно-компрессорных трубах (НКТ), необходимые для выноса продукции с забоя скважины.

Столь большое число ограничений, которые необходимо учесть при проектировании разработки и получении наиболее близких к реальности результатов расчетов прогнозных вариантов, обусловливает необходимость создания комплексной интегрированной модели «пласт – скважина – наземная инфраструктура».

Интегрированная модель представляет собой единую среду, в которой подключаются и взаимодействуют в целях поиска единого общего решения цифровые модели скважин, модели объектов сбора, подготовки и внешнего транспорта углеводородов, гидродинамические модели пластов, экономические модели (рис. 6).

Интеграция всех вышеописанных компонентов системы «пласт – скважина – наземная инфраструктура» в единую среду позволяет получать отклик системы при изменении любых параметров и оказании управляющих воздействий, охватывая не только аспекты разработки и геологии, но и ограничения наземной инфраструктуры.

Интегрированная модель на основе многосценарных расчетов позволяет с высокой степенью точности прогнозировать производственные показатели, а значит, эффективно планировать, управлять, оперативно принимать оптимальные решения, учитывая взаимовлияние всех компонентов системы добычи «от пласта до сбора и транспортировки углеводородов» в рамках единой модели.

Процедура создания интегрированной модели разделена на несколько этапов (рис. 7):

  1. этап создания модели сети сбора продукции. Модель трехтрубной системы сбора месторождения, включающая трубопроводы низкого и высокого давления, необходимые для сбора продукции газоконденсатных и многофункциональных скважин и направления их на установки комплексной подготовки газа и нефти, была построена с использованием ПО GAP и учитывает фактические и проектные штуцеры скважин, диаметры и длины трубопроводов, перепады высот и конфигурацию системы сбора. Адаптация модели сети сбора заключалась в выборе корреляции течения флюида по трубопроводам и ее настройки на фактические данные таким образом, чтобы расчетный перепад давления и температуры по трубопроводам от устья скважин до установок комплексной подготовки газа и нефти совпадал с фактическим перепадом, полученным при заданных фактических расходах флюидов;

  2. этап создания цифровых моделей скважин. Цифровые модели как проектных, так и фактических газовых и многофункциональных скважин месторождения настроены на фактические замеры с использованием ПО Prosper. Исходными данными для создания цифровых моделей являлись фактические и проектные траектории и конструкции скважин, диаметры и глубины спуска НКТ, модели пластовых флюидов. Настройка цифровых моделей скважин заключалась в выборе корреляции течения флюида таким образом, чтобы расчетные перепады давления от забоя до устья скважин совпадали с фактическими, полученными по результатам газоконденсатных, газодинамических и гидродинамических исследований;

  3. этап создания гидродинамической модели месторождения. Полномасштабная гидродинамическая модель пластов А1, А2 и А3 месторождения была построена в формате симулятора Еclipse 100 и настроена на результаты газодинамических и гидродинамических исследований, а также на фактическую историю работы с использованием флюидальной модели в формате Blackoil;

  4. этап интеграции модели сети сбора, цифровых моделей скважин и гидродинамической модели. Для объединения цифровых моделей скважин, моделей объектов сбора углеводородов и гидродинамических моделей пластов в единую среду был выбран интегратор Resolve, позволяющий связать различные инженерные пакеты, предназначенные для расчета тех или иных параметров месторождения.

На этапе интеграции скважины в гидродинамической модели связываются со скважинами модели сети сбора на забое посредством цифровых моделей скважин. Всевозможные ограничения, такие как максимальная производительность УКПГ и УПН, шлейфов низкого и высокого давления по жидкости и по газу, давление и температура на входе в УКПГ и УПН, максимальные линейные давления и скорости в шлейфах и др., задаются в модели сети сбора в модуле GAP.

 

РЕАЛИЗАЦИЯ КОМПЛЕКСНОГО ПОДХОДА С ПРИМЕНЕНИЕМ МНОГОФУНКЦИОНАЛЬНЫХ СКВАЖИН В ИНТЕГРИРОВАННОЙ МОДЕЛИ

Эксплуатация многофункциональной скважины условно может быть разделена на три основных этапа (рис. 8), где pлин – линейное давление в сети сбора низкого давления, Dшт – диаметр штуцера на скважине, Qмакс – максимальная производительность УПН по газу.

1_1_3.png

На первом этапе эксплуатации многофункциональная скважина по своей сути является нефтяной, и продукция скважины поставляется на УПН по шлейфам низкого давления. В случае присутствия непроницаемого глинистого барьера между стволом скважины и ГНК прорывов газа к забою не происходит, и скважина практически на всем протяжении эксплуатации работает в сеть низкого давления.

В случае прорыва газа газовой шапки к забою скважины, сопровождающегося ростом устьевого и линейных давлений, в рамках предлагаемого подхода предполагается производить штуцирование многофункциональных скважин. Штуцирование предусматривает изменение размеров штуцеров от максимального (41 мм) до минимального (8 мм) на тех скважинах, у которых линейное давление после штуцера превышает 4 МПа, при котором возможна безаварийная эксплуатация.

В определенный момент эксплуатации может возникнуть ситуация, когда скважина будет зажата минимальным штуцером
8 мм, но из-за прорыва газа к забою линейное давление после штуцера превысит допустимое по технике безопасности значение 4 МПа, и работа скважины в сеть низкого давления станет невозможной. В таком случае предполагается производить переключение многофункциональной скважины из сети низкого давления в сеть высокого давления в целях продолжения ее дальнейшей эксплуатации.

Еще одной причиной необходимости переключения многофункциональных скважин из сети низкого давления в сеть высокого давления может стать превышение максимальной допустимой производительности УПН по газу. Каждая УПН спроектирована под определенные объемы нефти и газа, которые она может подготовить. Если объем попутного и прорывного газа, поступающего на УПН вместе с нефтью и конденсатом от скважин по шлейфам низкого давления, превысит максимально допустимый объем газа, который УПН может переработать, планируется производить переключение одной или нескольких многофункциональных скважин из сети сбора низкого давления в сеть высокого давления. В данном случае в целях предотвращения снижения дебитов нефти переводить в сеть высокого давления в первую очередь необходимо многофункциональные скважины, у которых давление на устье за счет прорыва газа достигает значения, равного или близкого значению рабочего давления в высоконапорных шлейфах сети сбора.

1_1_4.png

На рис. 9 представлен пример задания куста из трех многофункциональных скважин в интегрированной модели. Притоки флюидов из горизонтального ствола, расположенного под ГНК, и из вышележащего газонасыщенного приобщаемого интервала моделируются с помощью двух отдельных скважин, имеющих собственные перфорации в гидродинамической модели, соединенные между собой на забое. Схема куста включает:

  • клапан, установленный на перфорациях в газовой шапке, открытием которого моделируется приобщение вышележащего газонасыщенного интервала газовой шапки в многофункциональной скважине;

  • задание штуцеров скважин, изменяя диаметры которых при расчете прогнозных вариантов, можно моделировать, с одной стороны, зажатие/расжатие скважин для выполнения ограничений по добыче, а с другой – процесс штуцирования скважин, у которых линейное давление после штуцера превышает 4 МПа;

  • перевод скважины из сети низкого давления в сеть высокого давления моделируется с помощью перемычки, показанной серым цветом в нижней левой части схемы. В определенный момент при срабатывании заданных условий перемычка открывается, и продукция скважины начинает доставляться на УКПГ и УПН по трубопроводам высокого давления;

  • клапан, установленный на перфорациях в нефтяной оторочке, закрытием которого моделируется отсечение обводнившегося горизонтального ствола многофункциональной скважины при достижении предельного значения доли воды в продукции, при котором фонтанирование скважины невозможно.

Использование интегрированной модели позволило с учетом всех возможных ограничений оценить объемы добычи жидкости, нефти и газа, поступающие на УПН и УКПГ по трехтрубной системе сбора (рис. 10), выработать и оптимизировать проектные решения по разработке и обустройству месторождения, такие как оптимальное число газовых и многофункциональных скважин, необходимая производительность УКПГ и УПН по газу, пропускная способность шлейфов низкого и высокого давления по жидкости, дата ввода и мощность ДКС и др.

1_1_5.png 

ОРГАНИЗАЦИЯ ВНУТРИСКВАЖИННОГО ГАЗЛИФТА В МНОГОФУНКЦИОНАЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ

Стратегия применения многофункциональных скважин подразумевает приобщение вышележащего газонасыщенного интервала газовой шапки в случае снижения дебита нефти до экономически рентабельного предела, ниже которого скважина перестает окупать операционные затраты. Это, по сути, организация неуправляемого внутрискважинного газлифта с неконтролируемым отбором газа из газовой шапки, который ведет к движению газонефтяного контакта вверх и расформированию запасов нефти нефтяной оторочки [3, 4].

Для увеличения эффективности извлечения нефти из нефтяной оторочки предлагается вариант организации управляемого газлифта в скважинах с контролируемым отбором газа в количестве, необходимом для максимизации добычи нефти и удержания газонефтяного контакта в равновесии с помощью сложных компоновок заканчивания с клапаном контроля притока газа из газовой шапки.

Концептуально принцип действия таких компоновок заканчивания заключается в следующем: газ поступает через интервал перфорации в колонну НКТ и смешивается с нефтяным флюидом, тем самым снижая забойное давление и увеличивая депрессию на нефтяную часть пласта, образуя естественный газлифт [5].

Для предотвращения опережающего движения газа по НКТ и полной блокировки добычи из нефтяного горизонтального ствола в конструкции компоновок предусмотрена возможность регулирования поступления газа забойными штуцерами. Смена забойных штуцеров осуществляется гидравлически с поверхности либо с помощью гибких насосно-компрессорных труб (ГНКТ), либо по электрическому кабелю.

Такие сложные компоновки заканчивания с клапаном контроля притока газа также имеют возможность отсечения обводнившегося горизонтального ствола многофункциональной скважины – либо путем спуска пробки с помощью ГНКТ, либо путем установки дополнительного отсекающего клапана.

1_1_6.png

Компоновки различных компаний различаются количеством забойных штуцеров и стоимостью оборудования скважины (табл. 2).

На рис. 9 схема каждого куста скважин интегрированной модели также включает задание забойных штуцеров на перфорациях в газовой шапке. С помощью изменения их диаметров при расчете прогнозных вариантов моделируется контроль притока газа из приобщаемого интервала.

 

ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ МНОГОФУНКЦИОНАЛЬНЫХ СКВАЖИН

Экономическое преимущество интегрированного подхода с применением многофункциональных скважин связано с отсутствием налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) на нефть в течение первых нескольких лет разработки месторождения (рис. 11). На данном месторождении действует льгота, согласно которой налог на добычу нефти составляет 0 руб. в течение первых нескольких лет с начала добычи. Применение многофункциональных скважин по сравнению с другими традиционными подходами позволяет добыть в данный льготный период максимальное количество нефти (более 38 % извлекаемых запасов нефти отбирается в льготный период), обеспечивая тем самым достижение наилучшего экономического эффекта от действия льготы.

При этом максимизация количества добываемой в льготный период нефти стала возможной за счет:

  • переключения многофункциональных скважин после прорыва газа из сети сбора низкого давления в сеть сбора высокого давления и продолжения добычи нефти в условиях наличия высоких устьевых и линейных давлений;

  • организации управляемого внутрискважинного газлифта в целях максимизации объемов нефти, поднимаемой с забоя, а также для продолжения добычи нефти в условиях высокой обводненности продукции после прорыва воды.

Максимизация количества добываемой в льготный период нефти позволяет не только окупить капитальные затраты, связанные со строительством дополнительных высоконапорных шлейфов сбора продукции многофункциональных скважин, но и добиться значительного увеличения чистого дисконтированного дохода (NPV).

1_1_7.png 

РЕЗУЛЬТАТЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ МНОГОФУНКЦИОНАЛЬНЫХ СКВАЖИН В РАМКАХ ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННЫХ РАБОТ

В настоящее время в рамках опытно-промышленных работ на нефтяную оторочку пласта А2 пробурено всего семь горизонтальных скважин на разных по площади участках залежи.

Первоначально было пробурено две скважины, размещенные в разрезе нефтяной оторочки ближе к водонефтяному контакту (скв. 1 и 2 на рис. 12). Эти скважины вскрыли переходную зону, стартовали с высокой начальной обводненностью (примерно 20–25 %) и низкими дебитами нефти (примерно 30–40 т/сут). Спустя 6 мес. длительной отработки обводненность данных скважин выросла до 60–70 %, а дебит нефти упал до 15–20 т/сут, что стало причиной прекращения их дальнейшей эксплуатации.

Затем было пробурено пять уже многофункциональных горизонтальных скважин на расстоянии 0,5–3,0 м ниже ГНК. Все пять скважин стартовали с низкой начальной обводненностью (примерно 0–5 %) и высокими дебитами нефти (примерно
150–300 т/сут). Показатели работы скв. 3 в качестве примера приведены на рис. 13. По всем скважинам наблюдались процессы конусообразования и быстрые прорывы газа из газовой шапки, в результате чего скважины работали с высокими устьевыми давлениями около 12–16 МПа и высокими значениями соотношения газа и нефти в добываемой продукции, примерно 1500–3000 м33. Спустя три года опытной эксплуатации по всем многофункциональным скважинам дебит нефти снизился до уровня 100–120 т/сут, а обводненность в результате поступления в скважину подошвенной воды выросла до 8–12 %. Ожидается, что в течение последующих 3–4 лет обводненность скважин достигнет предельных значений – примерно 30–40 %, и для продолжения дальнейшего фонтанирования в условиях высокой обводненности потребуются приобщение вышележащего газонасыщенного интервала газовой шапки и организация управляемого внутрискважинного газлифта.

 

ВЫВОДЫ

В работе представлен эффективный подход к разработке ТРИЗ нефти, приуроченных к маломощным подгазовым оторочкам с подошвенной водой, предусматривающий применение многофункциональных горизонтальных скважин и позволяющий не только эффективно использовать энергию газовой шапки и управлять рисками, связанными с образованием конусов подошвенной воды, но и получать максимально возможный экономический эффект от существующих налоговых льгот.

В части геологии и разработки подход предусматривает:

  • размещение многофункциональных скважин на расстоянии первых 2–3 м ниже ГНК в целях добычи нефти из оторочки;

  • с прорывом газа из газовой шапки – осуществление одновременной добычи нефти из нефтяной оторочки, а также значительного количества прорывного газа и конденсата из газовой шапки;

  • с ростом обводненности, а также при снижении дебита нефти до экономически рентабельного предела, ниже которого скважина перестает окупать операционные затраты, – приобщение интервала газовой шапки/организация управляемого внутрискважинного газлифта;

  • с прекращением фонтанирования из-за прорыва воды – отсечение обводнившейся нефтяной части, перевод скважины в разряд газодобывающих вертикальных с дальнейшей эксплуатацией только вышележащего газонасыщенного интервала газовой шапки.

В части поверхностного обустройства подход предполагает:

  • строительство трехтрубной системы сбора;

  • первоначальную эксплуатацию многофункциональных скважин в коллектор низкого давления;

  • штуцирование многофункциональных скважин с достижением линейным давлением предельного значения 4 МПа, при котором возможна безаварийная эксплуатация сети низкого давления;

  • переключение многофункциональных скважин в сеть высокого давления, в случае если линейное давление после штуцера превышает допустимое значение 4 МПа и скважина зажата минимальным штуцером 8 мм.

 


Таблица 1. Изменение целевого назначения многофункциональной скважины в различные периоды эксплуатации

Период эксплуатации

Тип скважины

Функция

Технологическая операция

1

Нефтяная

Добыча нефти из оторочки

Штуцирование скважин при pлин > 4 МПа

2

Нефтяная с высоким газовым фактором

Добыча нефти из оторочки, прорывного газа
и конденсата из газовой шапки

Перевод скважины из сети низкого в сеть высокого давления

Приобщение вышележащего газонасыщенного интервала – организация внутрискважинного бескомпрессорного газлифта

3

Газовая

Добыча газа и конденсата из газовой шапки

Отсечение обводнившейся нефтяной части

 

Таблица 2. Описание функциональных возможностей компоновок заканчивания с клапаном контроля притока газа из газовой шапки

Компоновка заканчивания

Регулирование

Позиция/типовые диаметры забойных штуцеров


Возможность отсечения обводнившегося ствола

№ позиции

Диаметр, мм

 

С клапаном контроля притока газа
из газовой шапки

Гидравлически
с поверхности

1

Закрыт

Спуск пробки на ГНКТ

2

6

ГНКТ

3

12

Установка дополнительного клапана

4

18

5

24

С поверхности
по электрическому кабелю

6

30

7

35

8

Полностью открыт (45 мм)



← Назад к списку