На сегодняшний день в нефтегазовой промышленности появляется всё больше инновационных технологий, которые меняют наш взгляд на разработку и эксплуатацию скважин. Не исключением стала технология автономных устройств контроля притока (АУКП). Данные устройства разработаны с целью предупреждения конусообразования и преждевременного обводнения продукции скважин, также АУКП снижают газовый фактор скважины.
Клапаны АУКП являются интегральной частью противопесочных фильтров, спускаются совместно с хвостовиком. Клапан АУКП работает по принципу Бернулли. Существует несколько поколений АУКП, они различаются по своей конструкции, но принцип работы остаётся неизменным.
Рассмотрим технологию работы АУКП «АльфаДирект» от компании ООО «Альфа Горизонт». Технология клапана основана на использовании эффекта воздействия перепада давления для разных течений флюида (ламинарный и турбулентный) в зависимости от вязкости, плотности и скорости потока.
Рисунок 1. Клапан «АльфаДирект». Флюид – нефть
Под цифрой 1 обозначен главный приток, цифра 2 – это ламинарная линия, своеобразный байпас. Около 3% потока проходит через ламинарную линию. Поток через ламинарную линию создаёт восходящую силу на диск 3. Восходящая сила зависит от создаваемого перепада давления в ламинарной линии, который в свою очередь зависит от вязкости и плотности флюида. Нефть имеет больший перепад давления в ламинарной линии, создавая меньшее усилие на диск 3. Под цифрой 4 обозначен турбулентный элемент потока. Таким образом, клапан находится в открытом положении для нефти.
Вода же создаёт меньший перепад давления в линии 2, создавая большую силу закрытия диска 3. Таким образом, диск 3 перекрывает главный приток.
Рисунок 2. Клапан «АльфаДирект». Флюид – вода
«АльфаДирект» полностью реверсивен и вновь откроется для нефти.
В случае с газом, диск также перекрывает главный приток.
Часто нефтяные пласты чередуются с водоносными и газовыми пластами, поэтому АУКП могут стать действенный инструментом, предотвращающим снижение нефтяного дебита, связанного с попаданием в скважину низковязких флюидов.
Существуют определённые технологические риски при использовании данной технологии. В таблице 1 приведены риски и способы их предотвращения.
Таблица 1.
Технологические риски и способы их предотвращения
|
№ |
Риск |
Способ предотвращения риска |
Способ предотвращения наступившего риска |
|
1 |
Забитие фильтр-элемента при спуске хвостовика
|
Замещение на раствор без содержания твердой фазы непосредственно перед спуском хвостовика, либо мониторинг качества бурового раствора (PST-тест). Отработка данной практики на двух скважинах. |
Размещение брейкера в открытом стволе. Подъем хвостовика для инспекции фильтров.
|
|
2 |
Забитие фильтров песком во время эксплуатации (снижение добычи) |
Подбор скважин-кандидатов без осложнения мех.примесями. Проведения дополнительных исследований фильтрационных характеристик |
В случае критического снижения добычи возможно открытие циркуляционной муфты
|
|
3 |
Эрозия клапана АУКП |
Применение АУКП прошедших стендовые испытания на эрозионный износ.
|
Не требуется. В случае эрозии клапана УКП будет работать как обычный фильтр.
|
|
4 |
Отличия реальных характеристик пласта от прогнозных |
Проведение каротажа во время бурения. Расстановка АУКП согласно данных каротажа.
|
Расстановка АУКП согласно данных каротажа. Проведение повторного гидродинамического моделирования. |
Рассмотрим опыт применения технологии АУКП на предприятии АО «Мессояханефтегаз».
В периметре компании технология испытывается на двух ОПИ скважинах, на пластах ПК1-3 Восточно-Мессояхского месторождения, которое характеризуется высоковязкой нефтью, сложной тектоникой, наличием разломов и трещин. Нефтяные пласты чередуются с водоносными и газовыми пластами, поэтому применение АУКП виделось особенно актуальным.
Результат работ:
Скважина №1:
- Снижение обводнённости на 8% согласно моделированию;
- Текущий дебит нефти на 6-8м3/сут выше, чем при базовом заканчивании и эксплуатации на Рзаб = 50 бар;
Рисунок 3. Результат моделирования скважина №1
Скважина №2:
- Снижение обводнённости на 8% согласно моделированию;
- Текущий дебит нефти на 5-6м3/сут выше чем при базовом заканчивании и эксплуатации на Рзаб = 50бар;
Рисунок 4. Результат моделирования скважина №2
Итак, технология АУКП является весьма перспективной. К сожалению, в открытом доступе сейчас нет результатов ОПИ скважин с АУКП на Восточно-Мессояхском месторождении. Однако, опыт использования технологии на других месторождениях показывает, что результаты моделирования работы АУКП зачастую совпадают с реальностью.
Список литературы
- АльфаДирект. Фильтр прямой намотки с автономным клапаном контроля притока AICV: сайт. – URL : (дата обращения: 01.05.2023). – Текст : электронный
- Восточно-Мессояхское месторождение. Скважины с автономными устройствами контроля притока: сайт. – URL : (дата обращения: 01.05.2023). – Текст : электронный
