К проблеме выбора оптимальной технологии заканчивания горизонтальных скважин
с устройствами контроля притока в условиях карбонатных коллекторов
Ашин М.С., Нигматуллин Ф.Н., Муслимов Б.Ш., Трифонов А.И., Исбир Ф.А.
ООО «РН-БашНИПИнефть»
ПАО «НК «Роснефть»
В статье представлены результаты анализа возможностей применения устройств контроля притока (УКП) в условиях карбонатного коллектора. Данный тип коллектора отличается особенностями, осложняющими применение УКП. Трещинная проводимость не позволяет достоверно определить профиль проницаемости методами промысловой геофизики. В данной статье представлены различные подходы к формированию дизайна заканчивания горизонтальных скважин с применением УКП в условиях неопределенностей, присущих карбонатному коллектору. По результатам расчетов установлено,
что оптимальной стратегией является равномерная расстановка устройств по длине горизонтального ствола.
что оптимальной стратегией является равномерная расстановка устройств по длине горизонтального ствола.
На текущий момент доля запасов нефти по залежам, не вовлеченным в разработку, составляет около половины суммарных начальных извлекаемых запасов нефти в РФ. Значительная часть неразрабатываемых залежей имеет обширные подгазовые зоны и, наряду с трудноизвлекаемыми
запасами (ТРИЗ), относится к наиболее сложным объектам с точки зрения разработки [1].
В числе ключевых проблем разработки нефтегазовых залежей, препятствующих их активному вводу в промышленную эксплуатацию, — эффект образования конусов газа и воды в зонах распространения газонефтяного и водонефтяного контактов с последующим прорывом к забоям добывающих скважин. Это негативное явление приводит к росту нагрузки на транспортную инфраструктуру, потерям добычи нефти и к выводу скважины из эксплуатации.
запасами (ТРИЗ), относится к наиболее сложным объектам с точки зрения разработки [1].
В числе ключевых проблем разработки нефтегазовых залежей, препятствующих их активному вводу в промышленную эксплуатацию, — эффект образования конусов газа и воды в зонах распространения газонефтяного и водонефтяного контактов с последующим прорывом к забоям добывающих скважин. Это негативное явление приводит к росту нагрузки на транспортную инфраструктуру, потерям добычи нефти и к выводу скважины из эксплуатации.
Одним из возможных способов снижения рисков прорывов газа и воды является применение автономных устройств контроля притока (АУКП) [2]. В отличие от пассивных устройств контроля притока, они позволяют избирательно сокращать добычу из интервалов горизонтальной скважины с прорывом газа или воды, тем самым сокращая объем добываемых нежелательных флюидов
и продлевая жизненный цикл скважины. Одним из ярких примеров успешного применения АУКП является месторождение Тролль на шельфе Норвегии [3].
На территории России технология также активно внедряется. Одной из динамично развивающихся в данном направлении компаний является ПАО «НК «Роснефть». На данный момент скважины
с устройствами контроля притока эксплуатируются на
Северо-Комсомольском [4], Ванкорском [5], и других месторождениях компании.
Применительно к условиям терригенного коллектора существует методика формирования оптимального дизайна заканчивания с применением АУКП. Она основана на использовании профиля проницаемости по результатам интерпретации геофизических исследований скважин (РИГИС) для прогнозирования профиля притока. Сегментирование и расстановка АУКП производится путем выделения зон высокой и низкой проницаемости. Количество АУКП в зоне зависит от проницаемости и определяется по результатам моделирования. Подробно подходы
к формированию дизайна заканчивания в условиях терригенного коллектора описаны в ранней работе авторов [6].
и продлевая жизненный цикл скважины. Одним из ярких примеров успешного применения АУКП является месторождение Тролль на шельфе Норвегии [3].
На территории России технология также активно внедряется. Одной из динамично развивающихся в данном направлении компаний является ПАО «НК «Роснефть». На данный момент скважины
с устройствами контроля притока эксплуатируются на
Северо-Комсомольском [4], Ванкорском [5], и других месторождениях компании.
Применительно к условиям терригенного коллектора существует методика формирования оптимального дизайна заканчивания с применением АУКП. Она основана на использовании профиля проницаемости по результатам интерпретации геофизических исследований скважин (РИГИС) для прогнозирования профиля притока. Сегментирование и расстановка АУКП производится путем выделения зон высокой и низкой проницаемости. Количество АУКП в зоне зависит от проницаемости и определяется по результатам моделирования. Подробно подходы
к формированию дизайна заканчивания в условиях терригенного коллектора описаны в ранней работе авторов [6].
Однако такой подход к формированию заканчивания неприменим в условиях карбонатного пласта с трещинной проводимостью. Это обусловлено сложностью достоверного определения проводимости трещин и, как следствие, неопределенностями в части характера и интенсивности притока вдоль горизонтального ствола. Целью данной работы является поиск оптимальных подходов для проектирования заканчивания с применением АУКП в условиях неопределенностей, присущих коллекторам с трещинной проводимостью.
Объектами исследования являются продуктивные нефтегазовые пласты
Рифейской группы глубиной залегания 1 900–2 300 м. Проницаемость преимущественно каверно-трещинная, находится в диапазоне 2–8 мД и зависит от наличия трещин в зоне, их длины и степени раскрытости. Отмечаются близкие по значениям вязкости пластовых флюидов: нефть 1,25–1,4 сП, вода — 1,22 сП.
Объектами исследования являются продуктивные нефтегазовые пласты
Рифейской группы глубиной залегания 1 900–2 300 м. Проницаемость преимущественно каверно-трещинная, находится в диапазоне 2–8 мД и зависит от наличия трещин в зоне, их длины и степени раскрытости. Отмечаются близкие по значениям вязкости пластовых флюидов: нефть 1,25–1,4 сП, вода — 1,22 сП.
Критериями эффективного применения АУКП являются наличие значительных неоднородностей по проницаемости вдоль горизонтального ствола [7], расположение скважины вблизи водонефтяного и/или газонефтяного контактов, а также наличие существенной разницы в вязкостях нефти и нежелательного флюида, необходимой для эффективной работы АУКП [8, 9].
Рассматриваемый пласт характеризуется сложным строением, неоднородностями проницаемости. Значительная доля запасов нефти сосредоточена в подгазовой зоне. Учитывая описанные факторы, можно говорить о возможной перспективности применения автономных устройств контроля притока в целях борьбы с прорывами газа. Применение АУКП для ограничения прорывов воды осложнено ввиду низкой вязкости нефти, близкой к вязкости воды.
Основными предпосылками внедрения УКП являются быстрые (в течение 1 месяца) прорывы воды и газа к забоям добывающих горизонтальных скважин, остановки по причине обводнения или запирания наземной инфраструктуры.
Рассматриваемый пласт характеризуется сложным строением, неоднородностями проницаемости. Значительная доля запасов нефти сосредоточена в подгазовой зоне. Учитывая описанные факторы, можно говорить о возможной перспективности применения автономных устройств контроля притока в целях борьбы с прорывами газа. Применение АУКП для ограничения прорывов воды осложнено ввиду низкой вязкости нефти, близкой к вязкости воды.
Основными предпосылками внедрения УКП являются быстрые (в течение 1 месяца) прорывы воды и газа к забоям добывающих горизонтальных скважин, остановки по причине обводнения или запирания наземной инфраструктуры.
Особенностью коллектора является преимущественное дренирование залежи по системе трещин естественного происхождения. Матрица породы-коллектора практически не дренируется
в процессе разработки.
При вводе скважин из бурения основными методами исследования являются специальные методы (акустический имиджер), представляющие информацию о распределении и пространственной ориентации вскрытых скважиной трещин естественного и техногенного характера. Данных
о проводимости каждой отдельной трещины нет по причине отсутствия исследований методами поинтервального испытания пласта. Данный вид ГИС не применяется на объекте ввиду дороговизны.
По части фонда проведены промысловые геофизические исследования (ПГИ) по определению профиля притока добывающих скважин, однако эти данные носят качественный характер (тип флюида). В ряде случаев при проведении исследований зафиксирован недоход прибора до забоя скважины (носка горизонтальной скважины), что снизило точность полученных результатов.
В перспективе на проектном фонде проведение данного вида исследований оператором не запланировано.
в процессе разработки.
При вводе скважин из бурения основными методами исследования являются специальные методы (акустический имиджер), представляющие информацию о распределении и пространственной ориентации вскрытых скважиной трещин естественного и техногенного характера. Данных
о проводимости каждой отдельной трещины нет по причине отсутствия исследований методами поинтервального испытания пласта. Данный вид ГИС не применяется на объекте ввиду дороговизны.
По части фонда проведены промысловые геофизические исследования (ПГИ) по определению профиля притока добывающих скважин, однако эти данные носят качественный характер (тип флюида). В ряде случаев при проведении исследований зафиксирован недоход прибора до забоя скважины (носка горизонтальной скважины), что снизило точность полученных результатов.
В перспективе на проектном фонде проведение данного вида исследований оператором не запланировано.
На рисунках 1 и 2 приведено сопоставление профиля притока скважин с профилем плотности распределения трещин с помощью акустического имиджера.
Рис. 1. Профиль распределения трещин скв. 1
Рис. 2. Профиль распределения трещин скв. 2
Данные ПГИ подтверждают гипотезу об отсутствии дренирования матрицы в процессе разработки. При отсутствии в интервале трещин приток не наблюдается. Анализ также показывает, что наличие трещин в интервале не гарантирует наличие притока. Часть выявленных трещин может быть непроницаема или не сообщаться с основной системой трещин залежи. При сопоставлении результатов нескольких ПГИ по части скважин выявлены факты включения в работу ранее
не работавших трещин спустя некоторое время после запуска скважины. Следовательно, отсутствие притока из интервала на момент исследования не гарантирует отсутствия притока в будущем.
По результатам анализа данных проведенных геофизических исследований сформированы следующие выводы:
не работавших трещин спустя некоторое время после запуска скважины. Следовательно, отсутствие притока из интервала на момент исследования не гарантирует отсутствия притока в будущем.
По результатам анализа данных проведенных геофизических исследований сформированы следующие выводы:
- расстановка УКП возможна на основании профиля плотности распределения трещин;
- наличие информации о профиле притока не является обязательным для формирования дизайна заканчивания.
Однако эта информация позволит более точно оценить эффективность работы АУКП на этапе мониторинга работы скважины.
Следующей важной задачей в рамках выбора оптимального дизайна заканчивания стало определение оптимального числа сегментов — разобщенных пакерами интервалов с АУКП.
Как было отмечено выше, при формировании дизайна заканчивания с АУКП в терригенном коллекторе, как правило, руководствуются профилем проницаемости РИГИС, согласно которому определяется положение пакеров и фильтров [10]. Применительно к объекту анализа данный подход использовать невозможно, так как в карбонатных коллекторах ПГИ не позволяют оценить проводимость каждой отдельной трещины. Как следствие, невозможно предсказать, по какой трещине с большей вероятностью произойдет прорыв газа/воды. Поэтому в ходе формирования дизайна заканчивания все трещины рассматриваются как потенциальные источники нежелательных флюидов.
Следующей важной задачей в рамках выбора оптимального дизайна заканчивания стало определение оптимального числа сегментов — разобщенных пакерами интервалов с АУКП.
Как было отмечено выше, при формировании дизайна заканчивания с АУКП в терригенном коллекторе, как правило, руководствуются профилем проницаемости РИГИС, согласно которому определяется положение пакеров и фильтров [10]. Применительно к объекту анализа данный подход использовать невозможно, так как в карбонатных коллекторах ПГИ не позволяют оценить проводимость каждой отдельной трещины. Как следствие, невозможно предсказать, по какой трещине с большей вероятностью произойдет прорыв газа/воды. Поэтому в ходе формирования дизайна заканчивания все трещины рассматриваются как потенциальные источники нежелательных флюидов.
Интервалы трещиноватости распределены вдоль всего ствола горизонтальной скважины. Чтобы исключить риски потери участка горизонтальной скважины большой протяженности, необходимо разобщить ствол на максимальное количество сегментов. При этом верхний предел количества сегментов определяется таким образом, чтобы на каждый сегмент приходилось как минимум
2 устройства. Дублирование устройств в каждом интервале необходимо для снятия рисков его отключения в случае выхода из строя единственного УКП. Количество устройств определяется
из общей продуктивности скважины и подбирается в соответствии с методикой, описанной авторами в работе [6]. Величина потерь на запуске определяется индивидуально с помощью многовариантных расчетов на гидродинамической модели и, как правило, находится в диапазоне 3–5 % от потенциального дебита скважины без УКП. Чтобы подтвердить эффективность данного подхода, была смоделирована скважина с прорывом газа, разделенная на разное число сегментов. Распределение трещин, заложенных в расчет аналитической модели, определено по результатам исследования профиля притока и исследования акустическим имиджером. В процессе работы проведено сравнение потерь добычи в результате прорыва в случае с 5 и 20 сегментами. При этом количество АУКП в двух вариантах принято одинаковым.
2 устройства. Дублирование устройств в каждом интервале необходимо для снятия рисков его отключения в случае выхода из строя единственного УКП. Количество устройств определяется
из общей продуктивности скважины и подбирается в соответствии с методикой, описанной авторами в работе [6]. Величина потерь на запуске определяется индивидуально с помощью многовариантных расчетов на гидродинамической модели и, как правило, находится в диапазоне 3–5 % от потенциального дебита скважины без УКП. Чтобы подтвердить эффективность данного подхода, была смоделирована скважина с прорывом газа, разделенная на разное число сегментов. Распределение трещин, заложенных в расчет аналитической модели, определено по результатам исследования профиля притока и исследования акустическим имиджером. В процессе работы проведено сравнение потерь добычи в результате прорыва в случае с 5 и 20 сегментами. При этом количество АУКП в двух вариантах принято одинаковым.
На рисунках 3 и 4 схематично изображены конструкции заканчивания, реализованные в ходе моделирования с разделением скважины на 5 и 20 сегментов соответственно с 40 АУКП.
Рис. 3. Схема конструкции заканчивания скважины
с 5 сегментами
с 5 сегментами
Рис. 4. Схема конструкции заканчивания скважины
с 20 сегментами
с 20 сегментами
По результатам моделирования выявлено, что в варианте с разделением скважины на 20 сегментов присутствует возможность адресного ограничения притока газа, что позволяет сократить потери в добыче нефти в случае прорыва по отношению к вариантам с меньшим количеством разобщенных интервалов (табл. 1).
Табл. 1. Результаты расчета запускных параметров работы скважины с 5
и 20 сегментами
и 20 сегментами
В карбонатном коллекторе при формировании дизайна заканчивания с АУКП необходимо разобщать ствол на как можно большее количество отдельных сегментов. При этом верхний предел количества интервалов выбирается исходя из условия нахождения в каждом сегменте по меньшей мере двух АУКП. Рекомендуемое расчетное количество заколонных пакеров для рассматриваемого объекта — 20 единиц для горизонтальной скважины длиной 1 100 м.
Следующим этапом исследования является оценка необходимости проведения ПГИ
по определению профиля притока для снятия значительных рисков при спуске АУКП в скважины.
Следующим этапом исследования является оценка необходимости проведения ПГИ
по определению профиля притока для снятия значительных рисков при спуске АУКП в скважины.
Как отмечалось ранее, на рассматриваемом объекте по данным ПГИ выявлены факты включения в работу ранее не работавших трещин спустя некоторое время после запуска скважины. Учитывая этот факт, во избежание перекрытия продуктивных интервалов глухими трубами целесообразна равномерная расстановка УКП в интервалах присутствия трещин.
Однако в случае равномерной расстановки существует риск спуска части УКП в сухие интервалы. Остальные устройства будут работать в условиях повышенных расходов, что приведет к сокращению потока нефти на запуске и снижению запускного дебита по нефти. Уменьшение эффективности работающих устройств и снижение добычи нефти может привести к падению рентабельности всего проекта. Для оценки потерь в добыче в случае равномерной расстановки создана модель скважины для сравнения двух заканчиваний: с учетом информации от ПГИ (неравномерная расстановка УКП в интервалах притока) и без учета (равномерная расстановка).
На рисунке 5 представлен случай с равномерной расстановкой 32 АУКП.
Однако в случае равномерной расстановки существует риск спуска части УКП в сухие интервалы. Остальные устройства будут работать в условиях повышенных расходов, что приведет к сокращению потока нефти на запуске и снижению запускного дебита по нефти. Уменьшение эффективности работающих устройств и снижение добычи нефти может привести к падению рентабельности всего проекта. Для оценки потерь в добыче в случае равномерной расстановки создана модель скважины для сравнения двух заканчиваний: с учетом информации от ПГИ (неравномерная расстановка УКП в интервалах притока) и без учета (равномерная расстановка).
На рисунке 5 представлен случай с равномерной расстановкой 32 АУКП.
Рис. 5. Равномерная расстановка
32 АУКП
32 АУКП
При использовании результатов ПГИ возможно проведение адресной расстановки УКП в интервалах притока. Это позволяет снизить потери дебита нефти в момент запуска скважины в работу (табл. 2).
Табл. 2. Результаты расчета запускных параметров работы скважины
с различными подходами к расстановке АУКП
с различными подходами к расстановке АУКП
Моделирование показало, что при равномерной расстановке потери дебита нефти составляют
12,5 %, что на 9,6 % выше, чем в случае реализации расстановки на основании профиля притока. Однако следует учитывать, что в случае адресной расстановки добыча из интервалов без АУКП
при последующем включении их в работу будет невозможна, что значительно сокращает потенциал и продолжительность жизненного цикла скважины. Учитывая данный фактор, более предпочтительной является равномерная расстановка АУКП, исключающая потерю интервалов, не работавших в момент запуска скважины.
12,5 %, что на 9,6 % выше, чем в случае реализации расстановки на основании профиля притока. Однако следует учитывать, что в случае адресной расстановки добыча из интервалов без АУКП
при последующем включении их в работу будет невозможна, что значительно сокращает потенциал и продолжительность жизненного цикла скважины. Учитывая данный фактор, более предпочтительной является равномерная расстановка АУКП, исключающая потерю интервалов, не работавших в момент запуска скважины.
Рис. 6. Адресная расстановка
32 АУКП
32 АУКП
При формировании дизайна заканчивания с АУКП в условиях карбонатного коллектора информация о профиле притока не является обязательной, однако ее наличие позволяет детализировать анализ эффективности работы АУКП
на этапе мониторинга. Адресное размещение устройств на основании профиля притока не рекомендуется по причине его изменчивости в ходе эксплуатации горизонтальной скважины. Наиболее эффективным подходом является стратегия максимального разобщения горизонтального ствола на отдельные сегменты. Это необходимо для исключения потери протяженных участков горизонтального ствола в случае прорыва в одном из интервалов. Увеличение количества сегментов позволяет сократить потери добычи в случае прорыва на 30 %. Количество сегментов следует определять исходя из количества УКП. На каждый сегмент должно приходиться по меньшей мере 2 устройства. При таком подходе исключены риски отключения сегмента в случае выхода из строя единственного АУКП.
на этапе мониторинга. Адресное размещение устройств на основании профиля притока не рекомендуется по причине его изменчивости в ходе эксплуатации горизонтальной скважины. Наиболее эффективным подходом является стратегия максимального разобщения горизонтального ствола на отдельные сегменты. Это необходимо для исключения потери протяженных участков горизонтального ствола в случае прорыва в одном из интервалов. Увеличение количества сегментов позволяет сократить потери добычи в случае прорыва на 30 %. Количество сегментов следует определять исходя из количества УКП. На каждый сегмент должно приходиться по меньшей мере 2 устройства. При таком подходе исключены риски отключения сегмента в случае выхода из строя единственного АУКП.
Результаты исследования могут быть использованы при разработке карбонатных коллекторов с применением устройств контроля притока.
По результатам исследования установлены оптимальные подходы
к расстановке УКП и сегментированию горизонтального ствола скважины.
По результатам исследования установлены оптимальные подходы
к расстановке УКП и сегментированию горизонтального ствола скважины.
1. Нигматуллин Ф.Н. Ключевые проблемы при разработке нефтегазовых залежей // Материалы конференции-семинара «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами (в т.ч. нефтегазовые
и газонефтяные залежи, современные методы геологического
и гидродинамического моделирования, методы анализа данных, модели двойной пористости и двойной проницаемости)». 2019. C. 2–3.
2. Birchenko V.M., Al-Khelaiwi F.Т., Konopczynski M.R., Davies D.R. Advanced wells: how to make a choice between passive and active inflow-control completions. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, ATCE 2008, Denver, CO, United States, 2008, Vol. 3, P. 2104–2118. (In Eng).
3. Halvorsen M., Elseth G., Naevdal O.M. Increased oil production at Troll by autonomous inflow control with RCP valves. SPE annual technical conference and exhibition, 2012, October 8–10. (In Eng).
4. Кудряшов С., Будлов С., Лейдло Д., Волл Б., Кемпф К., Зайкин И. Повышение продуктивности скважин и нефтеотдачи на месторождениях Восточной и Западной Сибири в результате применения технологии выравнивания профиля притока. Российская нефтегазовая техническая конференция и выставка SPE, Москва, октябрь 2008.
5. Semenov A.A., Malyasov V.J., Nukhaev M.T. System approach to horizontal well completion in the Vankor field. SPE Oil and Gas India Conference and Exhibition, Mumbai, India, January 2010. (In Eng).
6. Ахмадеев Р.Ф., Аюшинов С.П., Исламов Р.Р., Нигматуллин Ф.Н., Муслимов Б.Ш. Обоснование применения устройств контроля притока для эффективной разработки нефтегазовых залежей // Нефтяное хозяйство. 2021. № 12.
C. 124–127.
7. Least B., Bonner A.J., Regulacion R.E., Penaranda R. Autonomous ICD Installation Success in Ecuador Heavy Oil: A Case Study. SPE Annual technical conference and exhibition, New Orleans, Louisiana, USA, September 30–October 2, 2013. (In Eng).
8. Mathiesen V., Aakre H., Werswick B., Elseth G. The autonomous RCP valve – new technology for inflow control in horizontal wells. SPE offshore europe oil and gas conference and exhibition, Aberdeen, UK, September 2011. (In Eng).
9. Mathiesen V., Werswick B. The next generation inflow control, the next step to increase oil recovery on the Norwegian continental shelf. SPE Bergen one day seminar, Bergen, Norway, April 2014. (In Eng).
10. Gavioli P., Vicario R. The evolution of the role of openhole packers in advanced horizontal completions: from Novel Technology to a Critical Key to Success. SPE Drill & Compl, 2012, issue 1, P. 75–93. (In Eng).
и газонефтяные залежи, современные методы геологического
и гидродинамического моделирования, методы анализа данных, модели двойной пористости и двойной проницаемости)». 2019. C. 2–3.
2. Birchenko V.M., Al-Khelaiwi F.Т., Konopczynski M.R., Davies D.R. Advanced wells: how to make a choice between passive and active inflow-control completions. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, ATCE 2008, Denver, CO, United States, 2008, Vol. 3, P. 2104–2118. (In Eng).
3. Halvorsen M., Elseth G., Naevdal O.M. Increased oil production at Troll by autonomous inflow control with RCP valves. SPE annual technical conference and exhibition, 2012, October 8–10. (In Eng).
4. Кудряшов С., Будлов С., Лейдло Д., Волл Б., Кемпф К., Зайкин И. Повышение продуктивности скважин и нефтеотдачи на месторождениях Восточной и Западной Сибири в результате применения технологии выравнивания профиля притока. Российская нефтегазовая техническая конференция и выставка SPE, Москва, октябрь 2008.
5. Semenov A.A., Malyasov V.J., Nukhaev M.T. System approach to horizontal well completion in the Vankor field. SPE Oil and Gas India Conference and Exhibition, Mumbai, India, January 2010. (In Eng).
6. Ахмадеев Р.Ф., Аюшинов С.П., Исламов Р.Р., Нигматуллин Ф.Н., Муслимов Б.Ш. Обоснование применения устройств контроля притока для эффективной разработки нефтегазовых залежей // Нефтяное хозяйство. 2021. № 12.
C. 124–127.
7. Least B., Bonner A.J., Regulacion R.E., Penaranda R. Autonomous ICD Installation Success in Ecuador Heavy Oil: A Case Study. SPE Annual technical conference and exhibition, New Orleans, Louisiana, USA, September 30–October 2, 2013. (In Eng).
8. Mathiesen V., Aakre H., Werswick B., Elseth G. The autonomous RCP valve – new technology for inflow control in horizontal wells. SPE offshore europe oil and gas conference and exhibition, Aberdeen, UK, September 2011. (In Eng).
9. Mathiesen V., Werswick B. The next generation inflow control, the next step to increase oil recovery on the Norwegian continental shelf. SPE Bergen one day seminar, Bergen, Norway, April 2014. (In Eng).
10. Gavioli P., Vicario R. The evolution of the role of openhole packers in advanced horizontal completions: from Novel Technology to a Critical Key to Success. SPE Drill & Compl, 2012, issue 1, P. 75–93. (In Eng).
Ашин М.С., Нигматуллин Ф.Н.,
Муслимов Б.Ш., Трифонов А.И., Исбир Ф.А.
ПАО «НК «Роснефть»
ООО «РН-БашНИПИнефть»
ashinms@bnipi.rosneft.ru
Муслимов Б.Ш., Трифонов А.И., Исбир Ф.А.
ПАО «НК «Роснефть»
ООО «РН-БашНИПИнефть»
ashinms@bnipi.rosneft.ru
Выполнен анализ проведенных геофизических исследований, определен оптимальный подход
к расстановке заколонных пакеров и устройств контроля притока. Проведена оценка различных вариантов заканчивания с помощью аналитического моделирования.
к расстановке заколонных пакеров и устройств контроля притока. Проведена оценка различных вариантов заканчивания с помощью аналитического моделирования.
контроль притока, устройства контроля притока, карбонатный коллектор,
нефтегазовое месторождение
нефтегазовое месторождение
Ашин М.С., Нигматуллин Ф.Н., Муслимов Б.Ш., Трифонов А.И., Исбир Ф.А. К проблеме выбора оптимальной технологии заканчивания горизонтальных скважин с устройствами контроля притока в условиях карбонатных коллекторов // Экспозиция Нефть Газ. 2022. № 5.
С. 30–34. DOI: 10.24412/2076-6785-2022-5-30-34
С. 30–34. DOI: 10.24412/2076-6785-2022-5-30-34
16.05.2022
УДК 622
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-5-30-34
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-5-30-34
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (495) 414-34-88