При выборе объектов для применения технологии одновременно- раздельной эксплуатации двух горизонтов в одной скважине были учтены следующие геолого-технические условия разработки месторождения:
- совпадение на плане основных частей продуктивных площадей горизонтов, предназначенных для ОРЭ;
- сопоставимость количества запасов газа, дренируемых одной скважиной;
- абсолютная величина текущих запасов;
- расстояние по разрезу между горизонтами, предназначенными для ОРЭ;
- степень выработанности запасов горизонтов;
- величина пластового давления и температуры;
- режимы дренирования залежей;
- продуктивные характеристики пластов;
- возможность уменьшения количества скважин для бурения.
На основе анализа имеющихся геолого-промысловых данных для применения технологии ОРЭ пластов в одной скважине были выбраны 4 горизонта в двух сочетаниях:
- НК8 (нижний горизонт) с НК7д (верхний горизонт);
- НК7а (нижний горизонт) с НК5+6 (верхний горизонт).
Горизонт НК7д залегает непосредственно над горизонтом НК8, а горизонт НК5+6 - над горизонтом НК7а.
Залежи газа, разработка которых предусматривается с применением ОРЭ, для каждой пары горизонтов находятся в одноименных тектонических блоках и имеют аналогичную связь с законтурной областью, и следовательно, схожие режимы дренирования. Это является благоприятным условием для обеспечения в длительный период примерно одинакового темпа падения пластового и устьевого давлений.
Каждый из рассматриваемых горизонтов является самостоятельным эксплуатационным объектом со своей проектной сеткой скважин. Поэтому применение технологии ОРЭ позволит значительно сократить количества скважин для бурения, следовательно, и материально-технических затрат, связанных с разбуриванием месторождения в целом.
Разработка предложений по выбору технологии ОРЭ и рационального комплекса оборудования согласуется с общими требованиями к данному способу эксплуатации многопластовых месторождений.
В соответствии с общими требованиями технико-технологические решения по ОРЭ должны обеспечивать:
- получение оптимальных дебитов по каждому из эксплуатируемых пластов (в соответствии с проектом разработки);
- возможность оперативного регулирования общего дебита скважины при рациональном соотношении дебитов отдельных пластов;
- проведение исследовательских работ с определением характеристик каждого из пластов;
- эффективное проведение операций по освоению и глушению пластов и скважины в целом;
- возможность эффективного проведения ремонтных работ;
- наличие элементов в комплексе оборудования, обеспечивающих предотвращение открытого фонтанирования скважины;
- возможность проведения химреагентных воздействий, как на поток флюидов в НКТ так и на эксплуатируемые пласты (ингибиторами гидратообразования и др.).
Принимаемые технико-технологические решения могут значительно различаться для конкретных различных условий газоконденсатных месторождений. При этом выполнение всех вышеперечисленных требований с максимальной полнотой может оказаться невозможным в каких-то специфических условиях. Особенно значимыми являются факторы глубины скважин и диаметра обсадных колонн. Большая глубина скважин (как в случае месторождения Корпедже) и малый диаметр эксплуатационных колонн значительно ограничивают возможности применения внутрискважинного оборудования, отвечающего конструктивно всем требованиям, предъявленным к ОРЭ газовых пластов.
Задачей анализа существующих комплексов оборудования для ОРЭ являлось определение реального варианта разработки газоконденсатного месторождения Корпедже с применением способа ОРЭ двух пластов одной скважиной.
За основные показатели технологической характеристики комплексов оборудования приняты:
- рабочее давление;
- максимальный отбор газа;
- условный диаметр подъёмных труб;
- минимальный диаметр проходного отверстия;
- диаметр прохода сменных насадок дросселя;
- условный диаметр эксплуатационной колонны (подходящий для данного комплекса);
- наружный диаметр пакера;
- максимальная глубина спуска пакера;
- рабочая среда;
- максимальная температура рабочей среды;
- габариты и масса пакера (без подъёмных труб).
Анализировались комплексы:
Установка УФК с концентрической подвеской насосно-компрессорных труб для одновременно-раздельной добычи газа фонтанным способом для двух пластов.
Установки типов УПГ и УГ с параллельной подвеской насосно-компрессорных труб для одновременно-раздельной добычи газа.
Комплекс типа КСГ для эксплуатации одного запакерованного газового пласта с забойным регулированием дебита.
Из рассмотрения приведенных материалов следует, что комплексы УФК, КПГ и У Г не могут быть применены в представленных модификациях для оборудования газовых скважин месторождения Корпедже, так как требуют большего диаметра эксплуатационной колонны (146-168мм) и рассчитаны на значительно меньшее рабочее давление.
Аналогичные комплексы оборудования с параллельной подвеской НКТ и с концентрической подвеской НКТ иностранных фирм, доступных для нашего рассмотрения модификаций, рассчитаны на меньшее рабочее давление и не могут быть непосредственно применены для скважин месторождения Корпедже.
Детальное рассмотрение комплекса оборудования типа КСГ приводит к выводу о возможности его применения на месторождении Корпедже при внесении некоторых изменений в общую компоновку элементов, что допустимо, так как каждый из элементов, комплекса (выше пакера) выполняет свои функции независимо от остальных узлов.
При этом колонна НКТ должна быть укомплектована в зоне верхнего пласта одним циркуляционным клапаном (для одновременного освоения и глушения обоих пластов), а осуществленный в результате такой компоновки раздельный отбор газа из двух пластов может быть проконтролирован по дебитам путем изменения давления в НКТ в зоне подключения верхнего пласта.
Информативность исследовательских работ может быть доведена до приемлемого уровня при производстве расчетного определения давления в кольцевом пространстве на уровне верхней зоны перфорации эксплуатационной колонны (т.е. на уровне верхнего пласта) по известному затрубному давлению.
При известной площади сечения дроссельных отверстий (насадок) на входе газа верхнего горизонта в НКТ возможно определение дебита верхнего пласта и далее, расчетное определение дебита нижнего пласта по суммарному дебиту скважины, измеренному на ГЗУ.
Важным необходимым элементом такой компоновки оборудования является обратный клапан, встроенный в камеру ввода газа верхнего горизонта в колонну НКТ.
Необходимость установки обратного клапана определяется существенным различием в пластовых давлениях объектов, продукция которых объединяется в общей колонне НКТ.
Для такой схемы ОРЭ важным технологическим фактором является соотношение величин проектируемых депрессий на эксплуатирующиеся пласты.
Как следует, при совместном подъёме продукции пластов НК8 и НК7д по одной колонне НКТ следует учитывать достаточно большое различие в депрессиях на верхний и нижний пласты и относительно малую величину депрессии на верхний пласт, обеспечивающей заданный отбор газа.
Очевидно, что если в скважине, оборудованной по предлагаемому варианту и работающей при депрессии на верхний пласт ДР = 23,9кгс/см2 и на нижний пласт ДР = 92,5 кгс/см, по каким-либо причинам давление в скважине на уровне верхнего пласта увеличится, например на 25 кгс/см2, то это будет означать возникновение репрессии на верхний пласт при работающем нижнем пласте (со сниженным дебитом), т.е. переток газа из нижнего пласта в верхний.
Причиной увеличения давления в фильтровой зоне скважин может быть, например, загидрачивание НКТ в приустьевой зоне или в шлейфе скважины с соответствующим увеличением устьевого давления. Опасность межпластовых перетоков несколько снижался при совместной эксплуатации горизонтов НК7а и НК5+6 в отдаленный период разработки месторождения, что, однако не изменяет общих требований к применяемому комплексу оборудования.
При анализе фактических данных по эксплуатации фонда газовых скважин выявляются случаи дефектов эксплуатационных колонн.
Это при реализации схемы ОРЭ предопределяет некоторые изменения в рекомендованной компоновке подземного оборудования, а именно необходимость установки второго пакера над верхним продуктивным горизонтом.
Установка пакера над верхним продуктивным горизонтом дает возможность снизить давление в кольцевом пространстве скважины между эксплуатационной колонной и колонной НКТ (до пределов определенных допустимым перепадом давления на пакере). Особенно эффективно снижение давления в приустьевой зоне скважины в случае заполнения кольцевого пространства какой-либо жидкостью (что одновременно снижает перепад давления на пакере).
При установке второго пакера над верхним продуктивным пластом нужно учитывать, однако, единовременное введение ряда технологических ограничений, а именно затруднение при освоении и глушении скважины, подачи ингибиторов и т.д., кроме того ограничивается возможность контроля за давлением в фильтровой части верхнего пласта.
При таком варианте компоновки подземного оборудования скважины контроль за разработкой пластов можно вести либо глубинными, например геофизическими приборами (расходометрия, манометрия) в интервалах выше и ниже верхнего пласта, либо при выборочном устьевом регулировании дебита одного пласта при глушении другого постановкой с помощью канатной техники соответствующей заглушки (разъединительного инструмента), как это предусмотрено рекомендуемыми комплексами оборудования.
Другим существенным изменением конструктивного варианта ОРЭ по рекомендованной принципиальной схеме является применение в 140 мм эксплуатационной колонне 3" НКТ, что значительно снизит потери давления в колонне НКТ.
Произведенный обзор материалов, рекламирующих газонефтепромысловое оборудование выявил значительно большие функциональные возможности подземного оборудования, соответствующего эксплуатационным колоннам не менее 168 мм, что дает основание рекомендовать использование этих колонн при проектировании строительства скважин на ближайшую перспективу, имея целью повышение эффективности и надежности ОРЭ на месторождении Корпедже.
