УСТРОЙСТВО РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРИТОКА ПЛАСТОВОЙ ЖИДКОСТИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к конструкции устройства регулирования притока пластовой жидкости при эксплуатации горизонтальной скважины.
В процессе развития нефтегазодобычи происходит постоянное совершенствование техники и технологий на каждом отдельном этапе, при этом каждый инновационный подход предполагает снижение трудовых затрат и увеличение производительности и эффективности. В этих условиях наиболее рациональное направление улучшения использования трудноизвлекаемых запасов - это переход на принципиально новые системы разработки месторождений с применением горизонтальных скважин, которые, имея повышенную поверхность вскрытия пласта, снижают фильтрационное сопротивление в призабойных зонах и являются перспективным методом не только повышения производительности скважин, но и величины нефтеотдачи продуктивных пластов. Несмотря на достоинства и перспективность горизонтальной эксплуатации продуктивных пластов, существует проблема при их разработке - это ранняя обводненность скважины и вероятность прорыва газа.
Все эти проблемы существенно снижают эффективность эксплуатации горизонтальной скважины и негативно влияют на коэффициент извлечения. Основной причиной таких проблем является неравномерность отбора нефти на всех участках горизонтального ствола. Именно неравномерность профиля притока вызывает раннюю обводненность и прорывы газа в скважине. Для устранения этих проблем многие компании разрабатывают устройство контроля притока. Устройство размещается в различных интервалах продуктивного пласта и служит для создания необходимых и поддающихся количественному определению перепадов давления между пластом и эксплуатационной колонной.
Известно устройство контроля притока EQUALIZER производства компании Baker Hughes. Конструкция отличается от аналогичной вышеописанной конструкции узлом, на котором создается перепад давления. Этот узел представляет собой каналы сложной конфигурации. Двигаясь по таким каналам вода, как более тяжелая фаза, обладающая большей инерцией, будет иметь большее гидравлическое сопротивление, и поток воды будет тормозиться, а нефть будет продолжать движение. То есть, происходит локальная сепарация воды от нефти («Новые типы устройств контроля притока» Лукаш Островски, 2009 г, Baker Hughes SPE).
Недостатком данного устройства является низкая скорость движения жидкости. Конструкция узла регулирования притока не допускает быстрое течение жидкости, вследствие высокого гидравлического сопротивления каналов.
Известно устройство регулирования притока FloReg производства компании Weatherford. Аналогично предыдущей конструкции Equalizer, пластовые флюиды поступают из продуктивного горизонта в колонну через скважинный двухступенчатый фильтр. Однако, в данной конструкции узел перепада давления состоит из двух элементов. Первый элемент - это вставные втулки различного диаметра, пройдя через которые поток попадает на винтовую линию и уже после нее - в эксплуатационную колонну. Отличительная особенность данной конструкции состоит в том, что внутри скважинных фильтров устанавливается оптоволоконный датчик для анализа распределения температуры по всему участку дренирования. Установка и регулирование устройства контроля притока осуществляется непосредственно на скважине до спуска. По предварительно рассчитанному дебиту скважины, принимают решение о количестве открытых и закрытых отверстий в устройстве, затем производят спуск всего оборудования. В случае необходимости перекрыть какой-либо интервал, требуется подъем оборудования (Журнал «Нефтегазовые технологии» №6, июнь 2010).
Основным недостатком данной конструкции является отсутствие возможности оперативно регулировать величину притока. Регулирование проходного сечения осуществляется на поверхности, до спуска колонны в скважину, путем постановки втулок различного диаметра с учетом расчетного дебита.
Известно устройство автоматического скважинного клапана AICV (англ. Autonomous Inflow Control Valve), производства компании InflowControl AS. Принцип его работы основан на разности вязкости воды нефти и газа. Когда к клапану поступает нефть, он открывается и пропускает через себя поток нефти. Когда к скважине начинает подходить вода или газ он закрывается вследствие их меньшей вязкости. Таким образом, данное устройство устраняет главный недостаток предыдущих конструкций, а именно - перекрывает в автоматическом режиме интервал, на котором произошел прорыв газа или воды. Кроме того, клапан имеет и обратный режим: после перекрытия интервала, когда к скважине вновь начинает подходить нефть, клапан снова открывается и продолжает добычу. Таким образом, такое устройство является саморегулируемым, отсутствует необходимость в использовании дополнительной аппаратуры контроля и устройство не требует связи с поверхностью (Антоненко Д.А., Мурдыгин Р.В., Амирян С.Л. Оценка эффективности применения оборудования для контроля притока в горизонтальных скважинах, Нефтяное хозяйство. 2007 г. №11, с 84-87).
Однако, несмотря на очевидные достоинства, такой клапан имеет ряд существенных недостатков: клапан требует предварительной настройки и калибровки на поверхности, которая может быть довольно трудоемка и сложна, а также возможно попадание в клапан мелких частиц песка и других сторонних объектов, что может повлиять на правильность и эффективность его работы.
Наиболее близким к полезной модели по технической сущности, достигаемому техническому результату и выбранным автором за прототип, является конструкция интеллектуального активного устройства регулирования притока пластовой жидкости, производства компании Schlumberger. Конструкция представляет собой скважинный фильтр с двумя ступенями очистки, внутри которого расположена труба с фрезерованными продольными пазами и отверстиями определенного диаметра, электрически управляемые с поверхности скважинные клапаны, используемые для регулирования притока из отдельных зон или боковых стволов, постоянные скважинных датчиков температуры и давления (Стивен Дайер, Яссер Эль-Хазиндар Энджел Рейес, Михаиэль Хубер, Иан Ро, Дэвид Рид. Интеллектуальное заканчивание: автоматизированное управление добычей// Нефтегазовое обозрение 2007 Т. 19, №4 С. 4-21).
Однако опыт показал, что дистанционно управляемые клапаны, установленные в интервале продуктивного пласта с неизменной проницаемостью, на первый взгляд могут показаться эффективным средством контроля водопритока, увеличивающим срок эксплуатации скважины и суммарный объем добычи, но если интервал их установки перекрывает относительно короткий участок пласта, то интеллектуальное заканчивание может оказаться нерентабельным, если не будет получен достаточно неравномерный фронт притока флюида. Но по своей природе большинство неоднородных коллекторов пригодно для рентабельного интеллектуального заканчивания, поскольку их изменяющиеся проницаемость и пористость обуславливают создание именно такого фронта притока, который лучше всего подходит для работы клапанов с регулируемым положением.
Анализ современного технического состояния устройств регулирования притока показал эволюцию таких устройств, начиная от нерегулируемых, предварительно настраиваемых клапанов, до полностью автоматизированных и регулируемых с поверхности устройств, позволяющих в реальном времени проводить мониторинг и оперативно реагировать на изменяющиеся условия пластовой жидкости.
Задача предлагаемой полезной модели заключается, в том, что устройство регулирования притока пластовой жидкости обеспечивает равномерное распределение притока по стволу скважины, что позволяет осуществлять более эффективное дренирование пласта и, следовательно, максимально увеличивать нефтеотдачу.
Устройство регулирования притока пластовой жидкости при эксплуатации горизонтальной скважины, включающее фланец с отверстиями определенного диаметра, прикрепленный к нему сетчатый фильтр, расположенный соосно с эксплуатационной колонной, вдоль которой проложена линия управления, соединенная с соответствующим отверстием во фланце, согласно полезной модели, в корпусе установлены возвратная пружина требуемой жесткости и взаимодействующий с ней гидравлически управляемый поршень, который боковой поверхностью примыкает к корпусу и эксплуатационной колонне, а противоположный пружине конец поршня сообщается с линией управления.
Особенность данного устройства заключается в возможности регулирования количества жидкости, поступающей в эксплуатационную колонну с помощью специального гидравлически управляемого поршня и предварительно настроенной возвратной пружины требуемой жесткости.
Кроме того, гидравлически управляемый поршень несет функцию распределительного элемента - золотника.
Таким образом, применение такого устройства позволяет выровнять профиль притока флюида, содержащий воду или газ. Кроме того, использование такого устройства позволяет исключить необходимость применения регулируемых клапанов, контролируемых при помощи линии управления, что в дальнейшем дает возможность избавиться от затрат и рисков возникающих при реализации более сложных способов регулирования притока в горизонтальных скважинах.
На Фиг. 1 изображен общий вид устройства в рабочем положении. Все приведенные изображения условны и выполнены без соблюдения масштаба и отображают только те участки, которые необходимы для пояснения полезной модели, при этом другие участки опущены или только подразумеваются.
Устройство состоит из фланца (2) с отверстиями определенного диаметра, к фланцу (2) прикреплен сетчатый фильтр (4), расположенный соосно с эксплуатационной колонной (6), и обеспечивающий очистку и протекание пластовой жидкости к отверстиям определенного диаметра во фланце (2); в корпусе (1) установлены возвратная пружина (5) требуемой жесткости и взаимодействующий с ней гидравлически управляемый поршень (7); линия управления (3) проложена вдоль эксплуатационной колонны (6) и соединена с соответствующим отверстием во фланце (2), сообщаясь с противоположным пружине (5) концом поршня (7); гидравлически управляемый поршень (7) боковой поверхностью примыкает к корпусу (1) и эксплуатационной колонне (6), управляя закрытием и открытием отверстий притока жидкости в корпусе (1) и в эксплуатационной колонне (6), поступающего через отверстия определенного диаметра во фланце (2).
Устройство работает следующим образом (Фиг. 1).
При эксплуатации устройства пластовая жидкость проходит через сетчатый фильтр 4 и далее движется через отверстия фланца 2, на которых создается требуемый, равный на всех эксплуатационных участках перепад давления и поступает во внутреннюю полость в самом устройстве. В закрытом положении отверстия притока жидкости в устройстве и эксплуатационную колонне 6, перекрыты гидравлически управляемым поршнем 7.
Подавая рабочую среду через линию управления 3, в полость перед поршнем 7 создается избыточное давление, образуется усилие превышающее жесткость возвратной пружины 5. Она сжимается и, тем самым, гидравлически управляемый поршень смещается вправо и открывает проходной канал между корпусом 1 и эксплуатационной колонной 6. При необходимости уменьшить количество поступающей в эксплуатационную колонну жидкости (например, при начале обводненности) давление в полости перед поршнем снижают, и, за счет жесткости пружины, поршень перемещается влево и уменьшает проходное сечение или полностью перекрывает отверстие.
При изготовлении устройства использованы обычные конструктивные материалы и заводское оборудование.
3-7
3-4
3-7
3-4
3-4
4
3-4
2
2
Применение устройства, согласно полезной модели целесообразно на Ванкорском месторождении, которое является одним из крупнейших, введенных в промышленную эксплуатацию в последнее время в мире. Основные запасы нефти сосредоточены в продуктивных пластах Як и Нх. Залежи газонефтяные, подстилаются подошвенной водой. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пластов Як равна 19 м, Нх - 17 м. Пласты Нх характеризуются высокой послойной неоднородностью по проницаемости. В кровле пласта Нх расположен высокопроницаемый интервал толщиной 5 м и средней проницаемостью 0,5 мкм (0,5 Д), максимальная проницаемость может достигать 1 мкм. Основной механизм вытеснения нефти - заводнение в сочетании с закачкой газа в газовую шапку залежи пластов Hx. В качестве добывающих на месторождении используются горизонтальные скважины с длиной горизонтального участка около 1000 м. Рабочие депрессии изменяются от 1 до 9 МПа в зависимости от размещения скважин. Значительная длина горизонтального участка и существенная неоднородность по проницаемости (различные участки горизонтального ствола одной и той же скважины могут отличаться по проницаемости в 100 раз) обусловливают неоднородность притока к горизонтальному участку. Существенный риск представляют прорывы газа из газовой шапки, которые могут происходить как по высокопроницаемым прослоям, так и перпендикулярно напластованию. В таких условиях совершенно очевидной становится задача выбора и дизайна системы заканчивают скважин, которая должна обеспечивать: возможность установки на горизонтальном участке скважины со сложным профилем; максимизацию добычи нефти из скважины; минимизацию добычи газа и воды; контроль пескопроявлений.
3-4
4
3
4
4
Скважина №124 пластов Hx первоначально была выбрана в качестве кандидата для установки систем контроля притока из-за пересечения ею высокопроницаемого интервала, расположенного в кровле пласта Hx. Скважина пересекает три участка с существенно различными ФЕС: пласт Hx, высокопроницаемую часть кровли пласта Hx, оставшуюся часть пласта Hx. Таким образом, выбранный дизайн системы заканчивания позволил снизить приток газа к скважине, что должно привести к увеличению накопленной добычи нефти.
Таким образом, с применением устройства регулирования притока пластовой жидкости при эксплуатации горизонтальных скважин имеется возможность контролировать и регулировать поступающую в колонну пластовую жидкость. В случае возникновения проблем на любом участке (поступление воды или газа) приток пластовой жидкости можно оперативно перекрыть, и эксплуатация продолжится через другие участки. Тем самым, снижается обводненность продукции, увеличивается жизненный цикл скважины, выравнивается общий профиль притока нефти и происходит равномерная отработка нефтяного пласта.