Обзор ограничения
режимов работы скважин
режимов работы скважин
Ялаев А.В., Исламов Р.Р.,
Муслимов Б.Ш., Кулеш В.А.
Муслимов Б.Ш., Кулеш В.А.
ООО «РН-БашНИПИнефть»
При разработке водонефтяных и газоводонефтяных зон нефтяных оторочек залежей и месторождений в силу различных причин со временем добыча попутного нецелевого флюида в виде воды или газа начинает преобладать в общем потоке продукции, что ведет к снижению добычи нефти и вызывает необходимость уменьшения отбора/закачки ограничением режимов работы как добывающих, так и нагнетательных скважин.
Поиск оптимального режима эксплуатации скважин является важной задачей минимизации добычи нецелевого флюида и, как следствие, достижения наибольшей нефтеотдачи пласта.
Поиск оптимального режима эксплуатации скважин является важной задачей минимизации добычи нецелевого флюида и, как следствие, достижения наибольшей нефтеотдачи пласта.
Введение
Одной из проблем разработки нефтяных оторочек являются прорывы конусов воды и газа к нефтяным скважинам. Под термином «нефтяная оторочка» будем подразумевать относительно тонкий слой нефти между газовой шапкой и водоносным горизонтом. Прорывы газа ведут к быстрому снижению пластового давления, перемещению нефти в газовую шапку, что существенно приводит к снижению проектного коэффициента извлечения нефти (КИН) и экономической эффективности. По этой причине долгое время разработка тонких нефтяных оторочек являлась экономически нерентабельной [1–3]. Так, например, в работе [1] указано, что для нефтенасыщенных толщин менее 20 м пласта НП4 Новопортовского месторождения разработка на безводном и безгазовом режиме является экономически невыгодной.
Тем не менее, текущее развитие науки и технологий, а также выработка залежей нефти с более простым строением подталкивают искать рентабельные способы разработки нефтяных оторочек с относительно малыми толщинами.
Для реализации выработки запасов нефти без образования конусов газа и воды необходимо определять предельные дебиты, а также соответствующие им предельные депрессии. Вопрос определения предельных критических дебитов решался многими авторами [4–9]. Но проблема с выбором безводной и безгазовой депрессии состоит в том, что при этом дебит добывающих скважин зачастую настолько мал, что добыча нефти может быть экономически невыгодна. Кроме того, малые депрессии не позволяют вовлечь в разработку низкопроницаемые зоны, что также способствует уменьшению конечного КИН.
Кроме того, важно оптимизировать расположение горизонтального ствола скважины в нефтяной оторочке, которое меняется в различных условиях [10].
Тем не менее, текущее развитие науки и технологий, а также выработка залежей нефти с более простым строением подталкивают искать рентабельные способы разработки нефтяных оторочек с относительно малыми толщинами.
Для реализации выработки запасов нефти без образования конусов газа и воды необходимо определять предельные дебиты, а также соответствующие им предельные депрессии. Вопрос определения предельных критических дебитов решался многими авторами [4–9]. Но проблема с выбором безводной и безгазовой депрессии состоит в том, что при этом дебит добывающих скважин зачастую настолько мал, что добыча нефти может быть экономически невыгодна. Кроме того, малые депрессии не позволяют вовлечь в разработку низкопроницаемые зоны, что также способствует уменьшению конечного КИН.
Кроме того, важно оптимизировать расположение горизонтального ствола скважины в нефтяной оторочке, которое меняется в различных условиях [10].
В связи с этим возникает необходимость ограничения газопритока и водопритока к скважине. Существуют различные методы ограничения влияния газовой шапки на нефтяную оторочку: создание всевозможных барьеров на уровне газонефтяного контакта, разработка на предельных безгазовых депрессиях, а также использование многозабойных горизонтальных скважин (МЗГС) с устройствами контроля притока (УКП).
Тема создания барьеров на уровне газонефтяного контакта, имеющая свои достоинства и недостатки [11, 12], достаточно обширна, и в текущей работе не будет рассмотрена.
В данной работе сделан акцент на методах борьбы с прорывами воды и газа за счет ограничения режимов работы скважины:
Тема создания барьеров на уровне газонефтяного контакта, имеющая свои достоинства и недостатки [11, 12], достаточно обширна, и в текущей работе не будет рассмотрена.
В данной работе сделан акцент на методах борьбы с прорывами воды и газа за счет ограничения режимов работы скважины:
- работа скважин на предельных дебитах (депрессиях);
- периодическая эксплуатация скважин;
- использование УКП.
Объект исследования и литературный обзор
Известно достаточно много вариантов эксплуатации скважин, среди которых периодическая добыча, регулируемая добыча для поддержания заданного газового фактора (ГФ), регулируемая добыча с ограничением по дебиту жидкости.
При разработке нефтяных оторочек с газовыми шапками чрезмерное наличие свободного газа в пласте приводит к явлению прорыва газа. Результатом прорыва газа является резкий рост значения ГФ. Газовый фактор является важной эксплуатационной характеристикой в процессе разработки месторождения, требующей контроля и мониторинга. При этом резкое увеличение ГФ — это лишь последствие прорыва свободного газа к скважине, ему предшествует образование конуса газа и его продвижение к перфорациям скважины. Все вышеописанное справедливо и для образования водяного конуса, в данном случае проявлением прорыва воды является резкое увеличение обводненности скважины.
Конус, представляющий собой локальное искривление газонефтяного контакта (ГНК) или водонефтяного контакта (ВНК), распространяется к зоне перфорации скважины. Когда конус достигает зоны перфорации, происходит прорыв воды и газа, после чего резко повышается газовый фактор и (или) обводненность скважины (рис. 1).
При разработке нефтяных оторочек с газовыми шапками чрезмерное наличие свободного газа в пласте приводит к явлению прорыва газа. Результатом прорыва газа является резкий рост значения ГФ. Газовый фактор является важной эксплуатационной характеристикой в процессе разработки месторождения, требующей контроля и мониторинга. При этом резкое увеличение ГФ — это лишь последствие прорыва свободного газа к скважине, ему предшествует образование конуса газа и его продвижение к перфорациям скважины. Все вышеописанное справедливо и для образования водяного конуса, в данном случае проявлением прорыва воды является резкое увеличение обводненности скважины.
Конус, представляющий собой локальное искривление газонефтяного контакта (ГНК) или водонефтяного контакта (ВНК), распространяется к зоне перфорации скважины. Когда конус достигает зоны перфорации, происходит прорыв воды и газа, после чего резко повышается газовый фактор и (или) обводненность скважины (рис. 1).
Рис. 1. Схема образования конуса воды и газа в горизонтальной скважине
Образование и продвижение конуса к скважине происходит в том случае, если градиент давления, вызванный отбором флюида в скважине, удовлетворяет неравенству:
где W =(Pн — ρнgh) — давление, приведенное к уровню ГНК, Па, Pн — давление в нефтяной фазе, Па, ρн и ρг и — плотность нефти и газа, соответственно, кг/м3, g ≈ 9,81 м/с2 — ускорение свободного падения, h — расстояние от точки, в которой вычисляют градиент давления, до ГНК, м, z — вертикальная ось, вдоль которой рассчитывают градиент давления [13].
Значение дебита жидкости при максимальном градиенте давления, при котором конус воды или газа не достигает зоны перфорации, принято называть критическим. Определение критических значений дебита стало целым направлением изучения конусообразования воды и газа. Идея состояла в том, что, зная критическое значение дебита жидкости, можно регулировать режимы работы скважины с целью предупреждения прорывов воды и газа.
Основополагающей работой, посвященной исследованию конусообразования, является публикация М. Muskat, R.D. Wycokoff [13], где рассмотрены условия устойчивости конуса. В работе H.I. Meyer, A.O. Garder [5] получены аналитические формулы для расчета критического безводного и безгазового дебита нефти для вертикальных скважин. G.L. Chierici и G.M. Ciucci [6] получили формулы для расчета критического безводного и безгазового дебита нефти для вертикальных скважин (ВС) при помощи потенциометрической модели. F.M. Giger и B.J. Karcher [7] получили аналитические формулы для расчета критического безводного и безгазового дебита нефти для горизонтальных скважин (ГС). S.D. Joshi [8] получил аналитические формулы для расчета критического безводного и безгазового дебита нефти для ГС и ВС. В полученных формулах не учитывается влияние анизотропии. В работе I. Chaperon [9] получены простые уравнения для расчета критического дебита нефти горизонтальных и вертикальных скважин в анизотропных пластах.
Значение дебита жидкости при максимальном градиенте давления, при котором конус воды или газа не достигает зоны перфорации, принято называть критическим. Определение критических значений дебита стало целым направлением изучения конусообразования воды и газа. Идея состояла в том, что, зная критическое значение дебита жидкости, можно регулировать режимы работы скважины с целью предупреждения прорывов воды и газа.
Основополагающей работой, посвященной исследованию конусообразования, является публикация М. Muskat, R.D. Wycokoff [13], где рассмотрены условия устойчивости конуса. В работе H.I. Meyer, A.O. Garder [5] получены аналитические формулы для расчета критического безводного и безгазового дебита нефти для вертикальных скважин. G.L. Chierici и G.M. Ciucci [6] получили формулы для расчета критического безводного и безгазового дебита нефти для вертикальных скважин (ВС) при помощи потенциометрической модели. F.M. Giger и B.J. Karcher [7] получили аналитические формулы для расчета критического безводного и безгазового дебита нефти для горизонтальных скважин (ГС). S.D. Joshi [8] получил аналитические формулы для расчета критического безводного и безгазового дебита нефти для ГС и ВС. В полученных формулах не учитывается влияние анизотропии. В работе I. Chaperon [9] получены простые уравнения для расчета критического дебита нефти горизонтальных и вертикальных скважин в анизотропных пластах.
W. Yang и R.A. Wattenberger [14] получили формулы для расчета времени прорыва конуса воды в ГС и ВС. В методике предполагается равномерный подъем контактов. Проведен сравнительный расчет по разработанной корреляции с результатом расчета в гидродинамическом симуляторе и по методике P. Papatzacos [15]. В работе D.G. Hatzignatiou, F. Mohamed [16] получены корреляции для расчета времени прорыва конуса воды или газа на основе 2D и 3D гидродинамических моделей (ГДМ) для ВС и ГС, соответственно. В работе R. Recham [17] просчитаны эмпирические зависимости для расчета времени прорыва конуса газа и оптимального дебита нефти скважины не только с точки зрения конусообразования, но и из экономических соображений.
В работах O. Espinola, J.D. Guzman [18] и J. Alvarez [19] разрабатывается модуль секторного моделирования для определения значений критического дебита нефти и времени прорыва конуса.
На практике рассчитанные значения критических дебитов нефти достаточно низки и зачастую экономически нецелесообразны, из-за чего скважины эксплуатируются с повышенными значениями газового фактора. Кроме того, стоит отметить, что работа на малых депрессиях не позволяет включить в процесс дренирования низкопроницаемые нефтенасыщенные интервалы, вследствие чего происходит падение КИН. Поэтому существует интервал оптимальной величины депрессии, позволяющий продлить период безводных и безгазовых дебитов, и совместно с этим не допустить снижения плановых значений КИН.
Поэтому задача состоит в выборе таких средств ограничения режимов работы скважин, чтобы ГФ не увеличивался до таких значений, при которых эксплуатация невозможна по техническим ограничениям и (или) при которых происходит ухудшение энергетического состояния пласта, ведущее к снижению КИН.
В работах O. Espinola, J.D. Guzman [18] и J. Alvarez [19] разрабатывается модуль секторного моделирования для определения значений критического дебита нефти и времени прорыва конуса.
На практике рассчитанные значения критических дебитов нефти достаточно низки и зачастую экономически нецелесообразны, из-за чего скважины эксплуатируются с повышенными значениями газового фактора. Кроме того, стоит отметить, что работа на малых депрессиях не позволяет включить в процесс дренирования низкопроницаемые нефтенасыщенные интервалы, вследствие чего происходит падение КИН. Поэтому существует интервал оптимальной величины депрессии, позволяющий продлить период безводных и безгазовых дебитов, и совместно с этим не допустить снижения плановых значений КИН.
Поэтому задача состоит в выборе таких средств ограничения режимов работы скважин, чтобы ГФ не увеличивался до таких значений, при которых эксплуатация невозможна по техническим ограничениям и (или) при которых происходит ухудшение энергетического состояния пласта, ведущее к снижению КИН.
С целью проведения анализа влияния ограничения по целевому дебиту жидкости на газовый фактор и обводненность произведено моделирование конусообразования. Для определения критического дебита графическим способом произведем перебор ограничения по целевому дебиту жидкости от 3 до 200 м3/сут. На рисунке 2 представлены результаты расчетов синтетической секторной модели для условий месторождения Y при различных значениях ограничения по дебиту жидкости. Некоторые параметры геолого-физических характеристик (ГФХ) пласта представлены в таблице 1.
Рис. 2. Динамика ГФ, обводненности и депрессии в зависимости от принятого ограничения по предельному дебиту жидкости
Табл. 1. ГФХ пласта
Индикатором прорыва газа будет являться резкое увеличение ГФ при относительно небольшом увеличении накопленной добычи нефти. Максимальное значение целевого дебита жидкости, при котором еще не происходит резкое увеличение газового фактора, и будет являться критическим значением. Конкретного значения газового фактора, при котором можно говорить о прорыве газа, в общем случае не существует. В данном случае оно было определено по качественному изменению вида графика газового фактора. Видно, что при ограничении по дебиту в 20 м3/сут и ниже не отмечается резкого скачкообразного роста газового фактора, а значение максимального газового фактора снижается на порядок.
На результат моделирования конусообразования значительно влияет размер ячейки по латерали. Поэтому для исключения влияния размера ячейки на результат проведен анализ чувствительности модели к размеру ячейки. Целевая функция — дебит нефти. По результатам анализа чувствительности выявлено, что при размере ячейки dx = dy = 10 м и ниже изменения в профиле добычи нефти составляют менее 4 %.
Для анализа ограничения режимов работы скважин в газонефтеводяной зоне провели секторное гидродинамическое моделирование подгазовых зон.
По полученным графикам следует, что в случае ограничения предельного дебита жидкости не более 20 м3/сут, что соответствует депрессии не более 0,015 МПа, возможна длительная эксплуатация без прорыва газа (отбор 80 тыс. м3 нефти происходит без прорыва газа). При этом оценка предельного безгазового дебита по Chaperon — 19,4 м3/сут, что соответствует депрессии 0,015 МПа (табл. 1).
Таким образом, для текущих исходных данных получили соответствие предельного безгазового дебита на основе аналитического расчета по Chaperon и расчета на основе ГДМ. При таком предельном безгазовом дебите газовый фактор составил не более 2 000 м3/м3.
На результат моделирования конусообразования значительно влияет размер ячейки по латерали. Поэтому для исключения влияния размера ячейки на результат проведен анализ чувствительности модели к размеру ячейки. Целевая функция — дебит нефти. По результатам анализа чувствительности выявлено, что при размере ячейки dx = dy = 10 м и ниже изменения в профиле добычи нефти составляют менее 4 %.
Для анализа ограничения режимов работы скважин в газонефтеводяной зоне провели секторное гидродинамическое моделирование подгазовых зон.
По полученным графикам следует, что в случае ограничения предельного дебита жидкости не более 20 м3/сут, что соответствует депрессии не более 0,015 МПа, возможна длительная эксплуатация без прорыва газа (отбор 80 тыс. м3 нефти происходит без прорыва газа). При этом оценка предельного безгазового дебита по Chaperon — 19,4 м3/сут, что соответствует депрессии 0,015 МПа (табл. 1).
Таким образом, для текущих исходных данных получили соответствие предельного безгазового дебита на основе аналитического расчета по Chaperon и расчета на основе ГДМ. При таком предельном безгазовом дебите газовый фактор составил не более 2 000 м3/м3.
При росте дебита жидкости от 20 до 50 м3/сут (депрессия от 0,015 до 0,12 МПа) происходит ускорение прорыва конуса газа, т.е. уменьшение накопленного отбора жидкости на момент прорыва. При этом происходит увеличение величины ГФ после прорыва газа и сокращение длительности работы до прорыва. Прорыв газа, ввиду его высокой подвижности, приводит к резкому изменению состояния системы — газ быстро извлекается из газовой шапки, за счет чего снижается давление, в газовую шапку устремляется нефть из оторочки и закачиваемая вода для поддержания пластового давления (ППД). По этой причине после длительной разработки с прорывом газа систему невозможно вернуть в прежнее состояние: защемление нефти, проникшей в газовую шапку, приводит к снижению КИН и безвозвратным потерям извлекаемых запасов нефти.
При ограничении по дебиту жидкости выше 50 м3/сут (депрессия выше 0,12 МПа) прорыв газа с последующим обводнением за счет прихода фронта нагнетаемой воды происходит меньше чем за 2 года.
Ввиду того, что добыча нефти в случае работы скважин на предельных безгазовых дебитах зачастую экономически нерентабельна, следует, что выбор режима работы скважины рекомендуется производить на основе многовариантных технико-экономических расчетов.
На практике значение предельных безгазовых дебитов зачастую нужно лишь для оценки времени работы скважины без прорыва и возможности выбора такого дебита, при котором ГФ будет не выше тех значений, при которых возможна работа электроцентробежных насосов (ЭЦН).
При ограничении по дебиту жидкости выше 50 м3/сут (депрессия выше 0,12 МПа) прорыв газа с последующим обводнением за счет прихода фронта нагнетаемой воды происходит меньше чем за 2 года.
Ввиду того, что добыча нефти в случае работы скважин на предельных безгазовых дебитах зачастую экономически нерентабельна, следует, что выбор режима работы скважины рекомендуется производить на основе многовариантных технико-экономических расчетов.
На практике значение предельных безгазовых дебитов зачастую нужно лишь для оценки времени работы скважины без прорыва и возможности выбора такого дебита, при котором ГФ будет не выше тех значений, при которых возможна работа электроцентробежных насосов (ЭЦН).
Другие методы ограничения газопритока и водопритока к скважине
Следующий проверенный метод снижения газового фактора скважин — это периодическая эксплуатация скважин. Использование периодической эксплуатации скважин для предотвращения прорывов газа — довольно действенный метод, однако на практике скважины останавливают уже после прорыва газа, когда ГФ скважины достигает высоких, неприемлемых для разработки значений. На рисунке 3 показан пример периодической эксплуатации скважин на месторождении X.
Рис. 3. Значения ГФ при периодической эксплуатации
В работе [20] исследуется вопрос периодической эксплуатации газовых скважин. В статье [21] приводится пример перевода скважины с высоким ГФ на автоматическую периодическую эксплуатацию. В этих и других работах по периодической эксплуатации скважин исследуются такие вопросы как:
Например, в работе [24] описаны проблемы настройки пропорционально-интегрально-дифференцирующего регулятора (ПИД-регулятор). ПИД-регулятор — это специальное устройство для осуществления управления устьевым штуцером, а также поинтервального контроля притока ICV (Interval Control Valve — управляющий интервальный клапан). В работе сравниваются варианты ограничения скважины на устье и ограничения с помощью клапанов поинтервального контроля притока ICV. Принципиальное допущение в статье состоит в том, что доля газа в газожидкостном потоке может быть измерена как на клапане поинтервального контроля притока, так и на устьевом штуцере. На данный момент развития технологий доля газа в общем потоке не может быть замерена на входе в ICV (на забое скважины), поэтому статья носит исключительно теоретический характер. Показано, что ограничение работы скважины с помощью нескольких ICV гораздо более гибко ограничивает дебит газа. Но в силу высокой стоимости и сложности оборудования поинтервального клапана на данный момент использование таких устройств ограничения режимов работы скважины может быть экономически оправдано только лишь в каких-то конкретных случаях, поэтому общая рекомендация видится следующей — использовать клапаны поинтервального контроля притока, если это экономически рентабельно, если нет, то использовать другие методы. Кроме того, для использования ICV имеется ограничение в используемом количестве на одном стволе — не более 5, что также необходимо учитывать.
Ограничение режимов работы скважины с помощью управления устьевым штуцером создает дополнительные нагрузки на глубинную установку, что может привести к снижению эффективности работы и нерациональному расходу электроэнергии, а также преждевременному выходу из строя ЭЦН.
Подбор оптимального режима работы скважины и периодическая эксплуатация одновременно уменьшают как ГФ, так и обводненность. Но на практике иногда с одним из этих осложнений можно смириться: например, если на месторождении используется обратная закачка газа, то приоритетной является борьба с высокой обводненностью скважины. В этом случае возможно размещение зон перфораций ближе к ГНК. Если же использование попутного нефтяного газа весьма ограничено, то приходится балансировать. На практике выбор приоритетного осложнения и способов борьбы с ним весьма индивидуален и может зависеть от многих параметров залежи, причем инфраструктурные ограничения могут иметь весьма большое значение.
Все вышеперечисленные методы борьбы с прорывами газа и воды не являются универсальными, поэтому при выборе конкретного метода необходимо учитывать как геолого-физические характеристики нефтегазовой залежи, так и инфраструктурные ограничения.
- какова оптимальная длительность работы и остановки, от каких факторов это зависит;
- что эффективнее — остановка скважины или снижение депрессии.
- ограничение дебита по расчетному газожидкостному фактору на приеме насоса [22; 23];
- управление устьевым штуцером с помощью системы автоматического управления [24–27].
Например, в работе [24] описаны проблемы настройки пропорционально-интегрально-дифференцирующего регулятора (ПИД-регулятор). ПИД-регулятор — это специальное устройство для осуществления управления устьевым штуцером, а также поинтервального контроля притока ICV (Interval Control Valve — управляющий интервальный клапан). В работе сравниваются варианты ограничения скважины на устье и ограничения с помощью клапанов поинтервального контроля притока ICV. Принципиальное допущение в статье состоит в том, что доля газа в газожидкостном потоке может быть измерена как на клапане поинтервального контроля притока, так и на устьевом штуцере. На данный момент развития технологий доля газа в общем потоке не может быть замерена на входе в ICV (на забое скважины), поэтому статья носит исключительно теоретический характер. Показано, что ограничение работы скважины с помощью нескольких ICV гораздо более гибко ограничивает дебит газа. Но в силу высокой стоимости и сложности оборудования поинтервального клапана на данный момент использование таких устройств ограничения режимов работы скважины может быть экономически оправдано только лишь в каких-то конкретных случаях, поэтому общая рекомендация видится следующей — использовать клапаны поинтервального контроля притока, если это экономически рентабельно, если нет, то использовать другие методы. Кроме того, для использования ICV имеется ограничение в используемом количестве на одном стволе — не более 5, что также необходимо учитывать.
Ограничение режимов работы скважины с помощью управления устьевым штуцером создает дополнительные нагрузки на глубинную установку, что может привести к снижению эффективности работы и нерациональному расходу электроэнергии, а также преждевременному выходу из строя ЭЦН.
Подбор оптимального режима работы скважины и периодическая эксплуатация одновременно уменьшают как ГФ, так и обводненность. Но на практике иногда с одним из этих осложнений можно смириться: например, если на месторождении используется обратная закачка газа, то приоритетной является борьба с высокой обводненностью скважины. В этом случае возможно размещение зон перфораций ближе к ГНК. Если же использование попутного нефтяного газа весьма ограничено, то приходится балансировать. На практике выбор приоритетного осложнения и способов борьбы с ним весьма индивидуален и может зависеть от многих параметров залежи, причем инфраструктурные ограничения могут иметь весьма большое значение.
Все вышеперечисленные методы борьбы с прорывами газа и воды не являются универсальными, поэтому при выборе конкретного метода необходимо учитывать как геолого-физические характеристики нефтегазовой залежи, так и инфраструктурные ограничения.
Таким универсальным средством могло бы стать устройство контроля притока. УКП — это устройства заканчивания горизонтальных скважин, предназначенные для выравнивания профиля притока к скважине, а также ограничения притока нежелательной фазы. Различают пассивные устройства контроля притока, которые предназначены для выравнивания притока в скважину и предотвращения раннего прорыва воды и газа, и автономные УКП, которые позволяют ограничить приток нежелательной фазы (газа или воды) в каждый из интервалов скважины. Так как пассивные устройства контроля притока ограничивают приток к скважине с начала разработки, уменьшая при этом начальные дебиты, то их широкое применение целесообразно и экономически выгодно в основном в высокопроницаемых залежах. Кроме того, после прорыва воды или газа пассивные УКП продолжают пропускать воду или газ, ограничивая при этом приток нефти из других секций скважины. Автономные УКП (АУКП), в отличие от пассивных, способны полностью перекрывать секции скважины, где произошел прорыв воды или газа. Одной из первых автономные УКП (AICD) разработала компания StatOil в 2006 г., автономные клапаны (AICV) изобретены компанией InflowControl в 2011 г.
АУКП успешно применяются, и их эффективность достаточно высока для высоковязких нефтей [28], а также для нефти с низкими значениями вязкости [29]. Существует методология оптимального проектирования заканчивания скважин с УКП в терригенных коллекторах [30–34]. В трещиноватых карбонатных коллекторах ситуация иная из-за сложности достоверного определения проводимости трещин и, как следствие, неопределенности в характере и интенсивности притока по горизонтальному стволу скважины [35].
Кроме того, необходимо отметить условия, когда применение УКП неэффективно:
АУКП успешно применяются, и их эффективность достаточно высока для высоковязких нефтей [28], а также для нефти с низкими значениями вязкости [29]. Существует методология оптимального проектирования заканчивания скважин с УКП в терригенных коллекторах [30–34]. В трещиноватых карбонатных коллекторах ситуация иная из-за сложности достоверного определения проводимости трещин и, как следствие, неопределенности в характере и интенсивности притока по горизонтальному стволу скважины [35].
Кроме того, необходимо отметить условия, когда применение УКП неэффективно:
- в случае сопоставимых значений вязкости воды и нефти (не позволяет отсекать добычу воды);
- в случае однородного коллектора.
Рис. 4. Изменение тенденций по ограничению режимов работы скважин для борьбы с прорывами воды и газа
Выделим ключевые моменты по каждому этапу:
1. Выбор оптимального безводного и безгазового дебитов на основе различных корреляций:
- с 1930-х годов появляются простые аналитические формулы для расчета критических безводных и безгазовых дебитов для ВС [5–8, 36];
- с конца 1980-x появляются аналитические корреляции для расчета критических безводных и безгазовых дебитов для ГС [14, 16, 17, 39];
- рассчитанные критические дебиты часто настолько низки, что для достижения экономически приемлемого уровня добычи скважины эксплуатируются с дебитами, значительно превышающими рассчитанный критический дебит;
- расчеты служат главным образом для того, чтобы получить оценку порядка величины критических дебитов жидкости и выявить чувствительность поведения скважины при конусообразовании к изменению параметров.
- распространенный способ ограничения ввиду простоты использования оборудования. Технология известна с 1930-х и используется по сегодняшнее время;
- наиболее широкое распространение периодическая эксплуатация получила для малодебитных нефтяных скважин. Но длительная (до нескольких месяцев) остановка может применяться и для расформирования конуса после прорыва (для снижения ГФ);
- нестационарное заводнение используется для вовлечения в зону дренирования низкопроницаемых коллекторов. При таком способе заводнения создается градиент давления между высоко- и низкопроницаемыми пропластками, что способствует притоку воды в зоны с низкими фильтрационно-емкостными свойствами и подключает их к активной разработке [37, 38];
- по тематике выбора оптимального режима эксплуатации скважины c целью недопущения возникновения прорывов воды встречаются публикации [21, 40], но их небольшое количество.
- широкое применение системы автоматического управления в нефтегазовой промышленности с начала XXI века;
- перспективная технология регулирования режимов работы скважин сопряжена со сложностью используемого оборудования;
- существуют проблемы с подбором параметров системы автоматического управления [24–27, 41];
- может рассматриваться как альтернатива периодической эксплуатации скважин и как дополнение.
- широкое применение АУКП с начала XXI века;
- является эффективным средством по выравниванию профиля притока к скважине, а также ограничения нежелательных флюидов [30, 42];
- дороже других видов ограничения, таких как пассивные УКП и периодическая эксплуатация скважин.
На данный момент не существует универсального метода или устройства, позволяющего эффективно бороться с образованием конусов воды и газа. Каждый из описанных способов находит свое применение в тех или иных ситуациях. Поддержание дебита на уровне критических значений в качестве предупреждения прорывов воды и газа зачастую не является экономически эффективным при добыче нефти. Периодическая эксплуатация приносит значительные результаты для снижения текущего ГФ, при этом возникает вопрос о длительности остановок скважин.
Адаптивная регулируемая эксплуатация скважин с помощью системы автоматического управления на текущий момент обладает следующими минусами:
Таким образом, выбор оптимального режима эксплуатации нефтяных скважин в подгазовой зоне — сложная комплексная задача, которая решается путем многовариантного моделирования с учетом особенностей оборудования, используемого для механизированной добычи, регулирования дебита скважины, а также ограничений, накладываемых инфраструктурой.
Адаптивная регулируемая эксплуатация скважин с помощью системы автоматического управления на текущий момент обладает следующими минусами:
- необходимость подбора параметров регулирования,
- необходимость непрерывного замера дебита нефти и газа,
- сложность обеспечения оптимального уровня управления режимами работы,
- невысокий ресурс средств автоматики.
Таким образом, выбор оптимального режима эксплуатации нефтяных скважин в подгазовой зоне — сложная комплексная задача, которая решается путем многовариантного моделирования с учетом особенностей оборудования, используемого для механизированной добычи, регулирования дебита скважины, а также ограничений, накладываемых инфраструктурой.
В литературе в настоящее время все еще недостаточно работ, касающихся решения проблемы изоляции газа газовой шапки и воды из водоносных горизонтов в нефтяных скважинах, эксплуатирующих нефтегазовые залежи. Встречаются в основном публикации по различным способам борьбы с конусами, которые носят теоретический характер, а результатов, которые подтверждены практическими промысловыми примерами, мало. Это значительно затрудняет проведение сравнительного анализа и систематизацию существующих методов.
В работе выделены основные тренды в методах предотвращения и борьбы с прорывами воды и газа, наиболее перспективные методы, а также плюсы и минусы каждой технологии. Полученные результаты могут быть использованы для быстрого экскурса в тему исследования, а также для дальнейшего анализа существующих и будущих методов изоляции газа газовой шапки и воды из водоносных горизонтов в нефтяных скважинах в подгазовых зонах.
В работе выделены основные тренды в методах предотвращения и борьбы с прорывами воды и газа, наиболее перспективные методы, а также плюсы и минусы каждой технологии. Полученные результаты могут быть использованы для быстрого экскурса в тему исследования, а также для дальнейшего анализа существующих и будущих методов изоляции газа газовой шапки и воды из водоносных горизонтов в нефтяных скважинах в подгазовых зонах.
1. Баженов Д.Ю., Архипов В.Н., Полковников Ф.И., Логинова Д.С. Оптимизация технологии разработки нефтяных оторочек // Недропользование XXI век. 2016. № 4. С. 60–67.
2. Растрогин А.Е., Фоминых О.В., Саранчин С.Н. К вопросу обоснования предельных дебитов горизонтальных скважин в нефтегазовых залежах // Нефтепромысловое дело. 2015. № 6. С. 5–7.
3. Томская В.Ф., Грачева С.К., Краснов И.И., Ваганов Е.В. Прогнозирование разработки нефтегазовых залежей с применением технологии ограничения газопритоков в скважины // Нефть и газ: опыт и инновации. 2019. Т. 3. № 2. С. 3–19.
4. Кулеш В.А., Исламов Р.Р. Определение критического безгазового дебита нефтяных скважин при помощи гидродинамического моделирования // Экспозиция Нефть Газ. 2023. № 5. С. 58–62.
5. Meyer H.I., Garder A.O. Mechanics of two immiscible fluids in porous media. Journal of applied physics, 1954, Vol. 25, issue 11, P. 1400–1406. (In Eng).
6. Chierici G.L., Ciucci G.M., Pizzi G. A systematic study of gas and water coning by potentiometric models. Journal of petroleum technology, 1964, Vol. 16, issue 08, P. 923–929. (In Eng).
7. Karcher B.J., Giger F.M., Combe J. Some practical formulas to predict horizontal well behavior. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana, October 1986. SPE-15430-MS. (In Eng).
8. Joshi S.D. Augmentation of well productivity using slant and horizontal wells. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana, October 1986, SPE-15375-MS. (In Eng).
9. Chaperon I. Theoretical study of coning toward horizontal and vertical wells in anisotropic formations: subcritical and critical rates. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana, October 1986, SPE-15377-MS. (In Eng).
10. Томский К.О., Иванова М.С. Оптимизация расположения многозабойной скважины в тонкой нефтяной оторочке, осложненной наличием обширной газовой шапки // Записки Горного института. 2024. Т. 265. С. 140–146.
11. Mukanov A. Oil rim development by waterflooding: lessons learned from the South Turgai basin case studies. ADIPEC, Abu Dhabi, UAE, October 2022, SPE-211322-MS. (In Eng).
12. Топал А.Ю., Фирсов В.В., Зорин А.М., Цепелев В.П., Усманов Т.С. Особенности разработки карбонатных пластов месторождений ОАО «Удмуртнефть» с нефтяными оторочками и газовыми шапками с применением барьерного заводнения // Нефтяное хозяйство. 2016. № 6. С. 46–49.
13. Muskat M., Wycokoff R.D. An approximate theory of water-coning in oil production. Transactions of the AIME, 1935, Vol. 114, issue 1, P. 144–163. (In Eng).
14. Yang W., Wattenbarger R.A. Water coning calculations for vertical and horizontal wells. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, Texas, October 1991, SPE-22931-MS. (In Eng).
15. Papatzacos P., Herring T.R., Martinsen R., Skjaeveland S.M. Cone breakthrough time for horizontal wells. SPE Reservoir Engineering, 1991, Vol. 6, issue 3, P. 311–318. (In Eng).
16. Hatzignatiou D.G., Mohamed F. Water and gas coning in horizontal and vertical wells. PETSOC Annual technical meeting, Calgary, Alberta, June 1994, PETSOC-94-26. (In Eng).
17. Recham R. Super-critical rate based on economic recovery in water and gas coning by using vertical and horizontal well performance. SPE Offshore Europe Oil and Gas Exhibition and Conference, Aberdeen, United Kingdom, September 2001, SPE-71820-MS. (In Eng).
18. Espinola O., Guzman J.D., Mehranfar R., Pineda H. An integrated and reliable workflow to determine critical rates for gas and water coning in oil and gas reservoirs – a multi well approach, case study pemex, Mexico. SPE Trinidad and Tobago Section Energy Resources Conference, Port of Spain, Trinidad and Tobago, June 2016, SPE-180775-MS. (In Eng).
19. Alvarez J., Espinola O., Diaz L.R., Cruces L. Digital workflow to enhance reservoir management strategies for a complex oil field through real time and advanced engineering monitoring solution. SPE Trinidad and Tobago Section Energy Resources Conference, Virtual, June 2021, SPE-200932-MS. (In Eng).
20.Chen Y., Xie Y., Tian W. et al. Research on intelligent production technology of intermittent gas wells in sulige gas field. International Petroleum Technology Conference, Virtual, March 2021, IPTC-21280-MS. (In Eng).
21. Dutta B.K., Ali M.Y. Field Application of stopcocking for gas coning control and it’s optimization. SPE Middle East Oil Show, Manama, Bahrain, March 2001, SPE-68130-MS. (In Eng).
22. Urbanczyk C.H., Wattenbarger R.A. Optimization of well rates under gas coning conditions. SPE Advanced Technology Series, 1994, Vol. 2, issue 2, P. 61–68. (In Eng).
23. Zolotukhin A.A., Salikhov M.R. Selection of the best development scenario for the thin oil rim with reservoir pressure maintenance system involving gas injection into the gas cap. case study: West Messoyakha PK 1-3 horizon. SPE Russian Petroleum Technology Conference and Exhibition, Moscow, Russia, October 2016, SPE-181917-MS. (In Eng).
24. Leemhuis A.P., Nennie E.D., Belfroid S.P.C. et al. Gas coning control for smart wells using a dynamic coupled well-reservoir simulator. Intelligent Energy Conference and Exhibition, Amsterdam, The Netherlands, February 2008, SPE-112234-MS. (In Eng).
25. Nennie E.D., Savenko S.V., Alberts G.J.N. et al. Comparing the benefits: use of various well head gas coning control strategies to optimize production of a thin oil rim. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana, October 2009, SPE-125050-MS. (In Eng).
26.Awotunde A.A. A comprehensive evaluation of dimension-reduction approaches in optimization of well rates. SPE Journal, 2019, Vol. 24, issue 3, P. 912–950. (In Eng).
27. Aljubran M.J., Horne R. Surrogate-based prediction and optimization of multilateral inflow control valve flow performance with production data. SPE Production & Operations, 2021, Vol. 36, issue 1, P. 224–233. (In Eng).
28.Соловьев Т.И. Опыт применения автономных устройств контроля притока (АУКП) на примере месторождения высоковязкой нефти с тонкой нефтяной оторочкой в Западной Сибири // Нефть. Газ. Новации. 2020. № 2. С. 61–72.
29.Зюзев Е.С., Давыдов А.А., Опарин И.А. Опыт применения автономных устройств контроля притока // Экспозиция Нефть Газ. 2023. № 1. С. 36–40.
30. Ахмадеев Р.Ф., Аюшинов С.П., Исламов Р.Р. и др. Обоснование применения устройств контроля притока для эффективной разработки нефтегазовых залежей // Нефтяное хозяйство. 2021. № 12. С. 124–127.
31. Solovyev T., Mikhaylov N. From completion design to efficiency analysis of inflow control device: comprehensive approach for AICD implementation for thin oil rim field development efficiency improvement. SPE Russian Petroleum Technology Conference, Virtual, October 2021, SPE-206413-MS. (In Eng).
32. Meyer E., Bormashov D., Shkred V. et al. Experience of the autonomous inflow control devices application at the oil-gas-condensate field to control early gas breakthroughs. SPE Russian Petroleum Technology Conference, Virtual, October 2020, SPE-201907-MS. (In Eng).
33. Solovyev T. Enhancing efficiency of high-viscosity oil development with using autonomous flow control devices case study in Western Siberia. SPE Russian Petroleum Technology Conference, Moscow, Russia, October 2019, SPE-196851-MS. (In Eng).
34. Nigmatullin T.E., Nikulin V.Yu., Shaymardanov A.R. et al. Water-and-gas shutoff technologies in horizontal wells on North Komsomolskoe field: screening and successful trial. SPE Russian Petroleum Technology Conference, Virtual, October 2021, SPE-206496-MS. (In Eng).
35. Ашин М.С., Нигматуллин Ф.Н., Муслимов Б.Ш. и др. К проблеме выбора оптимальной технологии заканчивания горизонтальных скважин с устройствами контроля притока в условиях карбонатных коллекторов // Экспозиция Нефть Газ. 2022. № 5. С. 30–34.
36. Høyland L.A., Papatzacos P., Skjaeveland S.M. Critical rate for water coning: correlation and analytical solution. SPE Reservoir Engineering, 1989, Vol. 4, issue 4, P. 495–502. (In Eng).
37. Баушин В.В., Никифоров А.И., Рамазанов Р.Г. Особенности организации и моделирования процесса нестационарного циклического заводнения // Нефть. Газ. Новации. 2022. № 5. С. 37–41.
38. Равелев К.А., Илюшин П.Ю., Казаков И.А. Выбор эффективной технологии нестационарного заводнения геологически неоднородного пласта на примере нефтегазоносного комплекса Пермского края // Инженер-нефтяник. 2022. № 1. С. 12–16.
39. Benamara A., Tiab D. Gas coning in vertical and horizontal wells, a numerical approach. SPE Rocky Mountain Petroleum Technology Conference, Keystone, Colorado, May 2001, SPE-71026-MS. (In Eng).
40.Chen Y., Xie Y., Tian W. et al. Research on intelligent production technology of intermittent gas wells in sulige gas field. International Petroleum Technology Conference, Virtual, March 2021, IPTC-21280-MS. (In Eng).
41. Krishnan T., Sandhu H., Lai C. Optimisation of oil production with RCP autonomous inflow control devices in a field in offshore Malaysia, a case study with shell Malaysia. Offshore Technology Conference, Houston, Texas, USA, May 2022, OTC-31994-MS. (In Eng).
42. Муслимов Б.Ш., Ашин М.С. Эффективность управляемых устройств контроля притока при разработке нефтегазовых залежей с трещиноватым коллектором // Экспозиция Нефть Газ. 2022. № 5. С. 36–41.
2. Растрогин А.Е., Фоминых О.В., Саранчин С.Н. К вопросу обоснования предельных дебитов горизонтальных скважин в нефтегазовых залежах // Нефтепромысловое дело. 2015. № 6. С. 5–7.
3. Томская В.Ф., Грачева С.К., Краснов И.И., Ваганов Е.В. Прогнозирование разработки нефтегазовых залежей с применением технологии ограничения газопритоков в скважины // Нефть и газ: опыт и инновации. 2019. Т. 3. № 2. С. 3–19.
4. Кулеш В.А., Исламов Р.Р. Определение критического безгазового дебита нефтяных скважин при помощи гидродинамического моделирования // Экспозиция Нефть Газ. 2023. № 5. С. 58–62.
5. Meyer H.I., Garder A.O. Mechanics of two immiscible fluids in porous media. Journal of applied physics, 1954, Vol. 25, issue 11, P. 1400–1406. (In Eng).
6. Chierici G.L., Ciucci G.M., Pizzi G. A systematic study of gas and water coning by potentiometric models. Journal of petroleum technology, 1964, Vol. 16, issue 08, P. 923–929. (In Eng).
7. Karcher B.J., Giger F.M., Combe J. Some practical formulas to predict horizontal well behavior. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana, October 1986. SPE-15430-MS. (In Eng).
8. Joshi S.D. Augmentation of well productivity using slant and horizontal wells. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana, October 1986, SPE-15375-MS. (In Eng).
9. Chaperon I. Theoretical study of coning toward horizontal and vertical wells in anisotropic formations: subcritical and critical rates. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana, October 1986, SPE-15377-MS. (In Eng).
10. Томский К.О., Иванова М.С. Оптимизация расположения многозабойной скважины в тонкой нефтяной оторочке, осложненной наличием обширной газовой шапки // Записки Горного института. 2024. Т. 265. С. 140–146.
11. Mukanov A. Oil rim development by waterflooding: lessons learned from the South Turgai basin case studies. ADIPEC, Abu Dhabi, UAE, October 2022, SPE-211322-MS. (In Eng).
12. Топал А.Ю., Фирсов В.В., Зорин А.М., Цепелев В.П., Усманов Т.С. Особенности разработки карбонатных пластов месторождений ОАО «Удмуртнефть» с нефтяными оторочками и газовыми шапками с применением барьерного заводнения // Нефтяное хозяйство. 2016. № 6. С. 46–49.
13. Muskat M., Wycokoff R.D. An approximate theory of water-coning in oil production. Transactions of the AIME, 1935, Vol. 114, issue 1, P. 144–163. (In Eng).
14. Yang W., Wattenbarger R.A. Water coning calculations for vertical and horizontal wells. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, Texas, October 1991, SPE-22931-MS. (In Eng).
15. Papatzacos P., Herring T.R., Martinsen R., Skjaeveland S.M. Cone breakthrough time for horizontal wells. SPE Reservoir Engineering, 1991, Vol. 6, issue 3, P. 311–318. (In Eng).
16. Hatzignatiou D.G., Mohamed F. Water and gas coning in horizontal and vertical wells. PETSOC Annual technical meeting, Calgary, Alberta, June 1994, PETSOC-94-26. (In Eng).
17. Recham R. Super-critical rate based on economic recovery in water and gas coning by using vertical and horizontal well performance. SPE Offshore Europe Oil and Gas Exhibition and Conference, Aberdeen, United Kingdom, September 2001, SPE-71820-MS. (In Eng).
18. Espinola O., Guzman J.D., Mehranfar R., Pineda H. An integrated and reliable workflow to determine critical rates for gas and water coning in oil and gas reservoirs – a multi well approach, case study pemex, Mexico. SPE Trinidad and Tobago Section Energy Resources Conference, Port of Spain, Trinidad and Tobago, June 2016, SPE-180775-MS. (In Eng).
19. Alvarez J., Espinola O., Diaz L.R., Cruces L. Digital workflow to enhance reservoir management strategies for a complex oil field through real time and advanced engineering monitoring solution. SPE Trinidad and Tobago Section Energy Resources Conference, Virtual, June 2021, SPE-200932-MS. (In Eng).
20.Chen Y., Xie Y., Tian W. et al. Research on intelligent production technology of intermittent gas wells in sulige gas field. International Petroleum Technology Conference, Virtual, March 2021, IPTC-21280-MS. (In Eng).
21. Dutta B.K., Ali M.Y. Field Application of stopcocking for gas coning control and it’s optimization. SPE Middle East Oil Show, Manama, Bahrain, March 2001, SPE-68130-MS. (In Eng).
22. Urbanczyk C.H., Wattenbarger R.A. Optimization of well rates under gas coning conditions. SPE Advanced Technology Series, 1994, Vol. 2, issue 2, P. 61–68. (In Eng).
23. Zolotukhin A.A., Salikhov M.R. Selection of the best development scenario for the thin oil rim with reservoir pressure maintenance system involving gas injection into the gas cap. case study: West Messoyakha PK 1-3 horizon. SPE Russian Petroleum Technology Conference and Exhibition, Moscow, Russia, October 2016, SPE-181917-MS. (In Eng).
24. Leemhuis A.P., Nennie E.D., Belfroid S.P.C. et al. Gas coning control for smart wells using a dynamic coupled well-reservoir simulator. Intelligent Energy Conference and Exhibition, Amsterdam, The Netherlands, February 2008, SPE-112234-MS. (In Eng).
25. Nennie E.D., Savenko S.V., Alberts G.J.N. et al. Comparing the benefits: use of various well head gas coning control strategies to optimize production of a thin oil rim. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana, October 2009, SPE-125050-MS. (In Eng).
26.Awotunde A.A. A comprehensive evaluation of dimension-reduction approaches in optimization of well rates. SPE Journal, 2019, Vol. 24, issue 3, P. 912–950. (In Eng).
27. Aljubran M.J., Horne R. Surrogate-based prediction and optimization of multilateral inflow control valve flow performance with production data. SPE Production & Operations, 2021, Vol. 36, issue 1, P. 224–233. (In Eng).
28.Соловьев Т.И. Опыт применения автономных устройств контроля притока (АУКП) на примере месторождения высоковязкой нефти с тонкой нефтяной оторочкой в Западной Сибири // Нефть. Газ. Новации. 2020. № 2. С. 61–72.
29.Зюзев Е.С., Давыдов А.А., Опарин И.А. Опыт применения автономных устройств контроля притока // Экспозиция Нефть Газ. 2023. № 1. С. 36–40.
30. Ахмадеев Р.Ф., Аюшинов С.П., Исламов Р.Р. и др. Обоснование применения устройств контроля притока для эффективной разработки нефтегазовых залежей // Нефтяное хозяйство. 2021. № 12. С. 124–127.
31. Solovyev T., Mikhaylov N. From completion design to efficiency analysis of inflow control device: comprehensive approach for AICD implementation for thin oil rim field development efficiency improvement. SPE Russian Petroleum Technology Conference, Virtual, October 2021, SPE-206413-MS. (In Eng).
32. Meyer E., Bormashov D., Shkred V. et al. Experience of the autonomous inflow control devices application at the oil-gas-condensate field to control early gas breakthroughs. SPE Russian Petroleum Technology Conference, Virtual, October 2020, SPE-201907-MS. (In Eng).
33. Solovyev T. Enhancing efficiency of high-viscosity oil development with using autonomous flow control devices case study in Western Siberia. SPE Russian Petroleum Technology Conference, Moscow, Russia, October 2019, SPE-196851-MS. (In Eng).
34. Nigmatullin T.E., Nikulin V.Yu., Shaymardanov A.R. et al. Water-and-gas shutoff technologies in horizontal wells on North Komsomolskoe field: screening and successful trial. SPE Russian Petroleum Technology Conference, Virtual, October 2021, SPE-206496-MS. (In Eng).
35. Ашин М.С., Нигматуллин Ф.Н., Муслимов Б.Ш. и др. К проблеме выбора оптимальной технологии заканчивания горизонтальных скважин с устройствами контроля притока в условиях карбонатных коллекторов // Экспозиция Нефть Газ. 2022. № 5. С. 30–34.
36. Høyland L.A., Papatzacos P., Skjaeveland S.M. Critical rate for water coning: correlation and analytical solution. SPE Reservoir Engineering, 1989, Vol. 4, issue 4, P. 495–502. (In Eng).
37. Баушин В.В., Никифоров А.И., Рамазанов Р.Г. Особенности организации и моделирования процесса нестационарного циклического заводнения // Нефть. Газ. Новации. 2022. № 5. С. 37–41.
38. Равелев К.А., Илюшин П.Ю., Казаков И.А. Выбор эффективной технологии нестационарного заводнения геологически неоднородного пласта на примере нефтегазоносного комплекса Пермского края // Инженер-нефтяник. 2022. № 1. С. 12–16.
39. Benamara A., Tiab D. Gas coning in vertical and horizontal wells, a numerical approach. SPE Rocky Mountain Petroleum Technology Conference, Keystone, Colorado, May 2001, SPE-71026-MS. (In Eng).
40.Chen Y., Xie Y., Tian W. et al. Research on intelligent production technology of intermittent gas wells in sulige gas field. International Petroleum Technology Conference, Virtual, March 2021, IPTC-21280-MS. (In Eng).
41. Krishnan T., Sandhu H., Lai C. Optimisation of oil production with RCP autonomous inflow control devices in a field in offshore Malaysia, a case study with shell Malaysia. Offshore Technology Conference, Houston, Texas, USA, May 2022, OTC-31994-MS. (In Eng).
42. Муслимов Б.Ш., Ашин М.С. Эффективность управляемых устройств контроля притока при разработке нефтегазовых залежей с трещиноватым коллектором // Экспозиция Нефть Газ. 2022. № 5. С. 36–41.
Ялаев А.В., Исламов Р.Р., Муслимов Б.Ш., Кулеш В.А.
ООО «РН-БашНИПИнефть» (ОГ ПАО «НК «Роснефть»), Уфа, Россия
yalaevav@bnipi.rosneft.ru
ООО «РН-БашНИПИнефть» (ОГ ПАО «НК «Роснефть»), Уфа, Россия
yalaevav@bnipi.rosneft.ru
Рассмотрен опыт применения различных вариантов борьбы с конусообразованием воды и газа: ограничение режимов работы скважины, в том числе периодическая эксплуатация, а также автономные устройства контроля притока.
оптимальный режим работы скважины, предотвращение конусообразования, критический дебит нефти, методы снижения газового фактора, устройства контроля притока, нефтяная оторочка
Ялаев А.В., Исламов Р.Р., Муслимов Б.Ш., Кулеш В.А. Обзор мирового опыта ограничения режимов работы скважин в контексте борьбы с прорывами воды и газа в подгазовых зонах // Экспозиция Нефть Газ. 2024. № 2. С. 24–31. DOI: 10.24412/2076-6785-2024-2-24-31
21.03.2024
УДК 622.276
DOI: 10.24412/2076-6785-2024-2-24-31
DOI: 10.24412/2076-6785-2024-2-24-31
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (495) 414-34-88