В статье рассмотрены особенности процессов изоляции притока воды и газа в горизонтальных скважинах. Дано описание основных причин и источников притока нецелевого флюида в горизонтальные стволы, а также технологий ремонтно-изоляционных работ. Отмечены особенности выбора технологий ограничения притока воды и газа в горизонтальные скважины. Выделены характерные особенности различных способов закачки изолирующих составов: без разобщения зон горизонтального ствола, с использованием внутриколонных пакеров, «жидкого пакера» или с установкой «заколонного химического пакера». Проведен анализ мировой практики применения химических технологий для изоляции притока воды и газа. Выявлены наиболее эффективные технологии закачки изолирующих составов в зависимости от типа изолируемого флюида, типа коллектора и участка притока воды или газа (пятка, середина или носок горизонтального ствола). Эффективные технологии разделены также в зависимости от способа заканчивания скважины: открытый ствол, хвостовик без заколонных пакеров или с пакерами, хвостовик с устройствами контроля притока, цементируемый хвостовик. Отмечено, что в некоторых случаях проблема не решается применением химических реагентов, и необходимо использовать технические средства либо проводить направленный поиск новых эффективных решений. Проанализированы изолирующие составы, потенциально обладающие высокой эффективностью при изоляции притока как воды, так и газа. Для проведения лабораторных исследований выбрана полимерная композиция, алюмосиликатный реагент и кремнийорганический состав. Основным оцениваемым параметром, определяющим эффективность изоляции, принят критический градиент давления, который выдерживает изолирующий состав без выноса из насыпной модели пласта. Другим оцениваемым параметром принят фактор остаточного сопротивления, характеризующий кратность снижения проницаемости модели после закачки состава. В лабораторных условиях установлена высокая эффективность полимерных систем и кремнийорганических составов для изоляции притока воды и газа, а также применимость алюмосиликатных реагентов для изоляции притока воды. Составлен рейтинг типов изолирующих составов по применимости для ограничения притока воды или газа. Выполнена оценка рисков и требуемого объема изолирующего состава для обработки протяженных интервалов горизонтальных стволов. Для изоляции притока воды в условиях высокого риска прорыва газа обоснована технология направленной закачки полимерной системы в целевой интервал с применением двухпакерной компоновки. Приведены результаты опытно-промысловых испытаний, в ходе которых было достигнуто снижение обводненности добываемой продукции.
Список литературы
1. Sun Xindi, Bai Baojun. Comprehensive review of water shutoff methods for horizontal wells // Petrol. Explor. Develop. – 2017. –V. 44. – № 6. – P. 1022–1029.
2. Lane R.H., Seright R.S. Gel Water Shutoff in Fractured or Faulted Horizontal Wells // SPE-65527. – 2000.
3. Case study of blocking water coning in horizontal well for steam stimulation in heavy oil reservior / H. Yu, L. Li, J. Zheng [et al.] // SPE-182391-MS. – 2016.
4. Water shut-off with polymer gels in a high temperature horizontal gas well: a success story / G.A. Al-Muntasheri, L. Sierra, F. Garzon [et al.] // SPE-129848. – 2010.
5. Zaitoun A. Water shutoff by relative permeability modifiers: lessons from several field applications / A. Zaitoun, N. Kohler, D. Bossie-Codreanu, K. Denys // SPE-56740. – 1999.
6. Шайхулов А.М., Гилемзянов Р.М. Методы повышения эффективности эксплуатации горизонтальных скважин Мишкинского месторождения // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2013. – № 2. – С. 41–43.
7. Lightford S., Pironi E., Burrafato G. Eni E&P division solving excessive ware production in a prolific long horizontal open hole drilled in a naturally fractured carbonate reservoir // SPE-113700. – 2008.
8. Challenging chemical gas shut off in a fractured carbonate reservoir: case studies / H. Al-Sharji, A. Ehtesham, B. Kosztin [et al.] // SPE-112021. – 2008.
9. Coiled tubing deployed gas and water shutoffs in Alaska utilizing a polymer gel and microfine cement / D.B. Robertson, M.A. Brown, L.H. Duong [et al.] //
SPE-173655-MS. – 2015.
10. Gas shutoff evaluation and implementation, North Slope, Alaska / D. Hupp, A. Frankenburg, P. Bartel, G. Roberts // SPE-75358. – 2000.
11. Gas shutoff treatment in mega rich horizontal well with coiled tubing inflatable packer for North Caspian / K. Burdin, A. Kichigin, R. Mazitov [et al.] //
SPE-176688. – 2015.
12. Unique water shut-off solution for water producing interval in a horizontal well completed with multistage fracturing system using two CT inflatable bridge plugs / A.S. Golovanev, A.A. Potryasov, V.N. Kovalev [et al.] // SPE-171268-MS. – 2014.
13. Lessons learned from the first openhole horizontal well water shutoff job using two new polymer systems – a case history from Wafra Ratawi field, Kuwait / S. Uddin, J.D. Dolan, R.A. Chona [et al.] // SPE-81447. – 2003.
14. Технологии от «Сургутнефтегаза» / Л. Кочетков, В. Журба, В. Мороз, К. Бурдин // Время колтюбинга. – 2002. – № 1. – С. 12–17.
15. Novel approaches to profile modification in horizontal slotted liners at Prudhoe Bay, Alaska / A.J. Bond, C.G. Blount, S.N. Davies [et al.] // SPE-38832. – 1997.
16. Лабораторное тестирование материалов для ремонтно-изоляционных работ в горизонтальных скважинах / Т.Э. Нигматуллин, И.М. Борисов, А.В. Корнилов [и др.] // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2012. - № 2. – С. 12–15.
