Использование горизонтальных скважин (ГС) при разработке нефтегазовых залежей позволяет уменьшить риски прорыва нежелательной фазы (воды и газа), однако полностью проблему не решает [1]. С применением ГС можно достичь более высоких показателей добычи жидкости по сравнению с вертикальной скважиной, но из-за неоднородности профиля проницаемости по стволу скважины возможна неравномерная выработка запасов нефти и в конечном итоге преждевременный прорыв воды или газа.
Устройства контроля притока (УКП), выравнивающие профиль притока в пласте и предупреждающие преждевременный прорыв нежелательной фазы к забою добывающих скважин, нашли широкое применение как в России, так и в других нефтедобывающих регионах [2].
При стандартном горизонтальном заканчивании скважин (спуск хвостовика-фильтра в продуктивный интервал без разделения скважины на сегменты с помощью пакеров) давление в заколонном пространстве скважины выравнивается за счет перетоков. При таком варианте заканчивания, если происходит прорыв газа или воды в одной части скважины, он распространяется по всей ее длине. Для исключения подобных рисков выполняется сегментирование скважины: горизонтальный ствол разобщается на сегменты с помощью заколонных пакеров, которые устанавливают в интервалах неколлектора. Такой подход позволяет избежать потери всего ствола скважины: при прорыве УКП ограничивают приток к данному сегменту, а установленные пакеры предупреждают дальнейшее распространение газа или воды в другие сегменты по заколонному пространству.

Принцип работы УКП основан на зависимости перепада давления от расхода проходящего через него флюида. УКП создает дополнительный перепад давления, который зависит от объема поступающей жидкости, тем самым достигается выравнивание профиля притока вдоль ствола скважины [3]. Из этого следует, что чем меньше устройств в сегменте, тем больше падение дебита жидкости в данном сегменте относительно варианта без УКП. С увеличением количества устройств наблюдается рост дебита жидкости и нежелательной фазы. В связи с этим возникает задача подбора оптимального количества устройств на сегмент, чтобы избежать не только раннего прорыва воды или газа, но и значительного падения дебита скважины из-за штуцирования. При этом в каждый сегмент рекомендуется устанавливать как минимум два устройства c целью избежания потерь сегмента в случае выхода из строя одного из них.
УКП подразделяются на пассивные и автономные [3]. Пассивные УКП создают дополнительное сопротивление притоку в местах установки вне зависимости от вязкости флюида, их гидравлическая характеристика не меняется при прорыве воды или газа.
Автономные устройства контроля притока (АУКП), в отличие от пассивных, позволяют ограничивать приток в тех сегментах скважины, в которых произошел прорыв газа или воды, за счет изменения своих характеристик. При прохождении того или иного флюида в АУКП возникает перепад давления, который, в свою очередь, зависит от вязкости проходящего флюида. Практический опыт применения АУКП показал, что они эффективно справляются с задачей по борьбе с прорывами воды и газа. Устройства этого типа впервые стали применяться на нефтегазовом месторождении Тролль в Норвегии [4], а на территории России в периметре компании ПАО «НК «Роснефть» АУКП применяют на таких месторождениях, как Северо-Комсомольское, Ванкорское, Среднеботуобинское [5], Тагульское и других [6].

В данной работе рассматривается АУКП типа «левитирующий диск». Принцип его работы основан на законе Бернулли, согласно которому сумма статического и динамического давлений, а также потери давления на трение по направлению течения постоянны. Само устройство состоит из корпуса с входным отверстием и диска, который в зависимости от проходящего флюида создает дополнительный перепад давления. В зависимости от диаметра входного отверстия для одного и того же расхода флюида могут создаваться разные перепады давления [5].
В связи с этим при подборе оптимальной компоновки скважины возникает задача, которая состоит из сегментирования ствола горизонтальных скважин, выбора количества устройств на сегмент и размера проходного сечения. В обычной практике дизайн скважины с АУКП создают при помощи аналитической модели и производят расчеты на запускные показатели скважины, не учитывая динамику добычи нефти, что не позволяет в полной мере рассчитать экономические показатели скважины, такие как NPV и индекс рентабельности (PI). Применение данных показателей позволяет определить наиболее оптимальный вариант разработки с точки зрения экономики.
В работе рассматриваются результаты многовариантного моделирования с различным типоразмером и количеством устройств при разных забойных давлениях на примере нефтегазовой залежи. Полученные профили добычи были использованы для технико-
экономической оценки различных вариантов заканчиваний, что позволило определить наилучший вариант с точки зрения NPV.

Для расчетов выбрана секторная модель нефтегазовой залежи с горизонтальной скважиной. В качестве исходного объекта для проведения расчетов используется модель пласта, имеющая значительные неоднородности по абсолютной проницаемости. С целью проведения многовариантного гидродинамического моделирования выбрана скважина, длина горизонтального ствола которой равна 1 000 м. Профиль проницаемости по горизонтальному стволу скважины, используемый для расчетов, был выгружен из гидродинамической модели (рис. 1). Пакеры на рисунке 1 размещены напротив неколлектора.

Скважина разделена на 5 сегментов, в каждом из которых может быть установлено не менее 1 устройства контроля притока.
Для проведения анализа подобранного количества АУКП на скважину было выполнено статическое моделирование заканчивания в программном комплексе «РН-КИН.EXPRESS» компании «Роснефть». Начальное пластовое давление составляет 13,5 МПа, принятое для расчета забойное давление — 12,5 МПа. В таблице 1 представлен пример расчета дизайна заканчивания скважины с АУКП для 5 и 10 % условия штуцирования запускного дебита нефти.

В статическом симуляторе подобрано количество устройств для рассматриваемой скважины исходя из необходимого штуцирования запускного дебита нефти. Из таблицы 2 видно, что с уменьшением количества устройств в секциях растут потери в запускном дебите нефти, так, при переходе с 20 до 15 АУКП потери в дебите нефти увеличиваются с 4 до 7 %.

В таблице 2 приведены результаты статического моделирования прорыва газа. При прорыве газа в варианте с 20 АУКП газовый фактор (ГФ) уменьшился на 87 % по сравнению с вариантом без АУКП. В вариантах с АУКП наблюдается меньший дебит нефти по сравнению с вариантом без УКП за счет штуцирования сегментов, в которых происходит прорыв газа.
На рисунках 2 и 3 представлены гидравлические характеристики устройств, применяемых в расчетах, с проходными сечениями 2,5 и 5 мм. При одном и том же расходе устройство с меньшим проходным диаметром канала создает больший перепад давления, как видно из рисунков 3 и 4.

По данным стендовых испытаний было установлено, что для низких вязкостей АУКП небольших типоразмеров (2,5 и 3 мм) демонстрируют более стабильную зависимость перепада давления, создаваемого на устройстве, от расхода по сравнению с 5 мм АУКП.
Дебит нефти на устройстве 5 мм выше ввиду большей пропускной способности при том же перепаде давления, чем на устройстве с меньшим диаметром, однако и расход нежелательной фазы, соответственно, больше. Следовательно, для выбора оптимального устройства необходимо оценить экономический эффект от применяемых АУКП.
Были произведены многовариантные расчеты с применением секторной гидродинамической модели пласта. Путем варьирования типоразмеров устройств (2,5 и 5 мм), их количества (от 5 до 25 шт.) по всей длине скважины, забойного давления (от 13,0 до 10,5 МПа) рассмотрены различные варианты заканчивания скважин. Технико-экономическая оценка позволила выбрать оптимальное количество устройств, типоразмер и режим работы скважины.
В таблице 3 приведена накопленная добыча нефти для различных вариантов расчета, в таблице 4 — накопленный ГФ, то есть отношение накопленной добычи газа к накопленной добыче нефти. Прогнозный расчет производился на десять лет для оценки экономического эффекта. При расчете NPV учитывались средняя стоимость АУКП, принятая равной 300 тыс. руб./ед., затраты на бурение и обустройство кустовой площадки, а также на добычу попутного газа и утилизацию подтоварной воды.

На рисунках 4 и 5 показаны зависимости накопленной добычи нефти от количества устройств и забойного давления для устройств 2,5 и 5 мм соответственно.
Из рисунков 4 и 5 следует, что оптимальный вариант по накопленной добыче нефти меняется в зависимости от забойного давления; исходя из этого, можно сделать вывод, что для каждого забойного давления будет свое оптимальное количество АУКП.

На рисунках 6 и 7 представлены графики зависимости накопленной добычи нефти с учетом варианта без АУКП. По мере снижения забойного давления до 11,5 МПа наблюдается рост накопленной добычи в вариантах с АУКП, как видно из рисунков, для разного количества АУКП характерно свое забойное давление, которое обеспечивает максимальную накопленную добычу нефти.

Далее производился расчет относительных NPV для этих же вариантов, где за 100 % принимался максимальный вариант по показателю NPV. Результаты представлены в таблице 5. На рисунках 8 и 9 показаны графики зависимости относительного NPV от количества устройств и забойного давления для устройств 2,5 и 5 мм соответственно.

Вариант с АУКП 2,5 мм в количестве 5 штук и забойным давлением 11,5 МПа характеризуется максимальным NPV.
По результатам проведенного расчета наблюдается оптимальное количество АУКП,
которое позволяет достичь максимальную накопленную добычу нефти и максимальный NPV при забойном давлении, равном 11,5 МПа. Авторы отмечают, что количество АУКП, позволяющее достичь максимальную накопленную добычу нефти, может не совпадать с количеством АУКП, позволяющим достичь максимальный NPV.
Было замечено, что в зависимости от количества АУКП меняется оптимальное забойное давление по критерию накопленной добычи нефти и NPV, и наоборот, от выбранного забойного давления зависит оптимальное количество УКП. Многовариантное моделирование позволяет определить оптимальный вариант заканчивания скважины с АУКП для достижения максимального NPV.