Среднеботуобинское месторождение открыто в 1970 г. Геологические запасы нефти оцениваются
в 700 млн т и разделены примерно поровну между терригенными отложениями ботуобинского горизонта и карбонатными осинского горизонта. Более 60 % запасов нефти ботуобинского горизонта контактные и приурочены к тонкой нефтяной оторочке. Промышленная эксплуатация ботуобинского горизонта ведется с 2013 г., со времени ввода в эксплуатацию трубопроводной системы «Восточная Сибирь — Тихий океан» (ВСТО).
Терригенные отложения ботуобинского горизонта формировались в пребрежно-морских условиях
и характеризуются высокой латеральной и вертикальной выдержанностью и связанностью. Литологические барьеры на границах газ-нефть-вода отсутствуют. Средняя проницаемость пласта более 300 мД.
Хорошая связанность и повышенные фильтрационно-ёмкостные свойства (ФЕС) в совокупности создают благоприятные условия для прорывов газа к добывающим скважинам. Толщина нефтяной оторочки в подгазовой зоне изменяется плавно в западном направлении от 18 до 0 м. Данное строение обусловлено наклонным водонефтяным контактом в юго-западном направлении и горизонтальным газонефтяным контактом.

Согласно принятым проектным решениям, месторождение разрабатывается горизонтальными и многозабойными скважинами на щадящем режиме с ограничением целевой депрессии на пласт
5 атм. На текущем этапе разработки ботуобинского горизонта (по состоянию на 4 квартал 2022 г.) нефтенасыщенные толщины свыше 8 м уже разбурены эксплуатационным фондом. Ковер эксплуатационного бурения сосредоточен в краевых частях залежи с нефтяной оторочкой мощностью 4–8 м с обширной газовой шапкой.
Основным вызовом на месторождении стала избыточная добыча попутного нефтяного газа и газа газовой шапки, который в условиях инфраструктурных ограничений представляет определенные проблемы, связанные с его утилизацией. Для ограничения добычи газа последовательно в течение предшествующих нескольких лет предпринимались следующие инженерные решения:

• увеличение длины горизонтального участка скважин с 300 до 1 250 м;
• оптимизация стратегии проводки горизонтальных скважин (ГС) на максимальном удалении
• от газонефтяного контакта (нижняя 1/3 ННТ);
• ограничение целевой депрессии на пласт на уровне 5 атм. Оптимизация позволяет отсрочить конусообразование, предотвращая стремительный прорыв газа в первые месяцы эксплуатации;
• переход с горизонтальных скважин на многозабойные типа Fishbone с горизонтальным участком проектной длиной 4 850 м и постепенным увеличением длины вплоть до 10 162 м в скважине типа «Березовый лист»;
• обратная закачка газа в газовую шапку;
• организация системы ППД в подгазовой зоне;
• периодические остановки скважин для расформирования конуса газа;
• применение автономных устройств притока (АУКП).

Доказано, что внедрение технологии устройства контроля притока (УКП) значительно увеличивает извлекаемые запасы нефти. УКП обеспечивает контролируемый перепад давления, который зависит от расхода, что ограничивает зоны с высокой производительностью и, таким образом, стимулирует зоны с низкой производительностью, что приводит к улучшенной очистке скважины, снижающей эффект повреждения пласта, вызванного бурением скважины, выравниванию потока вдоль траектории скважины [4].
Устройства контроля притока (УКП) делятся на несколько типов: лабиринтные, спиральные, штуцерные, диодные, левитирующий диск, пилотная трубка. В общем смысле УКП по типу они подразделяются на пассивные, регулируемые и автономные. Отличие их заключается в том, что пассивные создают постоянное ограничение потока, регулируемые (или активные) – управляются
с поверхности, автономные – меняют сопротивление в зависимости от типа проходящего флюида [2, 5].
Одними из первых пассивные УКП применили в 1994 году на нефтегазовом месторождении Тролль в Норвегии [1].
На Среднеботуобинском месторождении применяются автономные устройства контроля притока (АУКП) типа «левитирующий диск». Устройства состоят из корпуса с небольшим входным отверстием 2,5 мм, крышки и плавающего диска, который реагирует на изменения потока флюида, создавая дополнительные перепады давления, способствуя снижению пропускной способности устройства и, как следствие, задержке конусообразования (рис. 1).

Принцип действия основан на законе Бернулли, который определяет зависимость между скоростью стационарного потока жидкости и ее давлением. Согласно этому закону, если по мере течения давление жидкости повышается, то скорость течения убывает, и наоборот.
Устройство ограничивает приток менее вязких флюидов. Когда поток газа и воды проходит через устройство, давление на стороне диска, контактирующей с потоком, будет ниже ввиду более высокой скорости газа. Суммарная сила, действующая на диск, переместит его в сторону впуска и уменьшит зону притока и, таким образом, сам приток. При потоке высокой вязкости потери давления на трение повышаются, а восстановление динамического давления уменьшается. Давление на обратную сторону диска будет понижаться вследствие уменьшения силы, действующей на диск в направлении впуска. В результате диск будет перемещен от впуска и области притока, а сам приток увеличится.
Для аналитического расчета гидравлического сопротивления течению флюидов через устройство АУКП необходимо вычислить перепад давления, который определяется по формуле:

где f(ρ, μ) — аналитическая плотность смеси и вязкости; a_AICD — показатель «силы», определяемый по стендовым испытаниям; q — объемный приток смеси через устройство; x — константа типа АУКП, определяемая по стендовым испытаниям.

Функция f(ρ, μ) определяется как:

где ρ_mix — плотность смеси; μ_mix — вязкость смеси; ρ_cal — калибровочная плотность, обычно принимается равной 1; μ_cal — калибровочная вязкость, обычно принимается равной 1; y — вводимая пользователем константа, определяемая по стендовым испытаниям.

Плотность смеси и вязкости определяется следующим образом:

где α — объемное содержание каждой фазы; ρ — плотность каждого флюида.

Для различных нефтяных месторождений задается разная конфигурация устройств АУКП. Константы модели x, y, a_AICD зависят от конфигурации устройства и свойств флюида и определяются в рамках настройки функции АУКП на экспериментальные данные.

Стендовые испытания проводятся для оценки работы, подтверждение работоспособности и гидравлических характеристик устройств контроля притока с диаметрами входного отверстия 2,5
и 5 мм. Оптимальный диаметр входного отверстия подбирается в заводских условиях при прохождении различных флюидов через клапан (вода, жидкость на углеводородной основе — аналог нефти, азот). Испытания проводятся в условиях, приближенных к скважинным условиям Среднеботуобинского месторождения. В испытаниях применялись жидкость на углеводородной основе — аналог пластовой нефти вязкостью 6,5 сП и сжатый газ (азот) вязкостью 0,02 сП.
В ходе стендовых испытаний использовался однофазный поток синтетической нефти, газа и двухфазный поток нефти и азота. Тестирование однофазного потока азота проводилось в начале испытаний до закачки в систему нефти. Далее производится тестирование в режиме смешанного двухфазного потока, начиная с объемной доли газа 25, 50, 75 %. В данном режиме регистрируется дросселирующая способность АУКП в зависимости от притока нежелательного флюида (газа). Отмечается снижение пропускной способности при увеличении доли газа в потоке. Объектом испытания были автономные устройства контроля притока с диаметром отверстия 2,5 и 5 мм
(рис. 2).

По результатам двухфазных тестов в системе «нефть-газ» отмечается, что АУКП 2,5 мм обладают достаточной пропускной способностью для обеспечения ожидаемых запускных дебитов, при этом показывают более высокую штуцирующую способность газа.

Многозабойные скважины (МЗС) на Среднеботуобинском месторождении реализуются по технологии TAML-2: обсаженный основной ствол и необсаженные боковые стволы. Для установки АУКП важно разделить скважину на ряд изолированных друг от друга сегментов, особенно в случае различных коэффициентов проницаемости или насыщенности в разных интервалах скважин. В этом случае компоновка хвостовика представляет собой глухие трубы, разобщенные на сегменты нефтенабухающими пакерами (ПНН), позволяющими сегментировать заколонное пространство и исключить перетоки флюидов между сегментами [7]. Один сегмент включает в себя часть основного ствола и боковой ствол. АУКП в многозабойных скважинах размещаются в основном стволе, так что на один сегмент приходится небольшая длина основного ствола (100–150 м) и один боковой ствол длиной до 500 м (рис. 3). Непосредственно сами устройства контроля притока снаружи закрыты противопесочными фильтрами, что является общепринятой практикой [3].

Основными задачами подбора оптимальной конструкции хвостовика скважины является определение границ, размеров и количества секций, и расчет количества устройств в каждой секции, исходя из ее продуктивности.
Для каждого сегмента скважины производится построение индикаторной кривой, рассчитанной по уравнению притока в горизонтальную скважину [6], по формуле Джоши. Точка пересечения индикаторной кривой и функций АУКП является решением определения дебита сегмента (рис. 4).

Из графика видно, что каждое следующее устройство дает меньший прирост, и задача состоит в том, чтобы найти оптимальное количество АУКП в сегменте. Следует учитывать, что избыточное количество АУКП приводит к снижению эффективности штуцирования нежелательного флюида по причине уменьшения перепада давления, которое в данном случае может стремиться к нулю. Применение статического модуля для расчета количества устройств контроля притока позволяет снизить капитальные затраты на строительство скважин в среднем на 2,4 %. Экономический расчет основывается на разнице количества спускаемых АУКП с равномерной расстановкой и количества спускаемых устройств, рассчитанных с помощью статического модуля.
Оптимальное количество АУКП подбирается в зависимости от режимов эксплуатации скважин:
неограничение потенциального дебита скважины при заданной депрессии на пласт;
посегментное выравнивание профиля притока для исключения конусообразования.
В первом случае подбирается такое количество АУКП на сегмент, которое не будет ограничивать течение однородного флюида (нефти) при заданных технологических параметрах работы скважины. Как правило, применяется для многозабойных скважин.
Во втором случае производится расчет, так чтобы стандартное отклонение перепада давления по всем сегментам было минимальным. Расчет выполняется итерационным способом переборов вариантов количества АУКП на сегмент по формуле:

где δP_i — перепад давления на каждом сегменте при заданном количестве АУКП;
δP — средний перепад давления по сегментам при заданной расстановке АУКП; n — количество сегментов.
В рамках работы на Среднеботуобинском месторождении расчеты выполняются на модуле, созданном в Excel на VBА. Входными параметрами являются: плановые запускные показатели, согласно анализу запускных ГТМ (стартовый дебит, целевая депрессия), свойства флюидов, данные инклинометрии и интерпретации ГИС по горизонтальной секции (в частности литология и абсолютная проницаемость), интервалы расстановки неф-
тенабухающих пакеров, используемых для разделения сегментов скважины, точки срезок на МЗС. Результатом расчета является рекомендуемое количество устройств на каждый сегмент
скважины (табл. 1).

На Среднеботуобинском нефтегазоконденсатном месторождении 80 % процентов запущенного фонда в газонефтяной зоне (ГНВЗ), сосредоточенных в нефтенасыщенных толщинах 4–6 м, имеют стремительный прорыв газа в начальный период времени. Накопленная добыча нефти на момент наступления критического ГФ 3 000 м³/т не превышает 6–8 тыс. т.
В 2019 г. была начата реализация опытно-промышленных работ (ОПР) по опробованию АУКП. Реализовано две ГС и две МЗС типа Fishbone c семью боковыми стволами. Расстановка устройств была равномерной в каждый сегмент. В качестве критериев успешности были выбраны два показателя: непревышение газового фактора (ГФ) выше 3 000 м³/т и увеличение накопленной добычи относительно соседних скважин без АУКП.
По итогам реализации ОПР в течение 2 лет газовый фактор в горизонтальных скважинах с АУКП почти на 40 % меньше, чем в скважинах окружения, при этом накопленная добыча в 4 раза больше. Газовый фактор в многозабойных скважинах снизился на 70 %, а накопленная добыча нефти оказалась практически неизменной, относительно скважин без АУКП (рис. 5).

За 2 года скважины с АУКП показывают лучшую добычу в ГС на 227 %, в МЗС снижение ГФ более чем в 2,7 раза. В рамках ОПР эффективность АУКП подтверждена.

В 2022 г. по результатам опытно-промышленных работ начато тиражирование на СБНГКМ. По состоянию на 11.2022 спущено 12 компоновок заканчивания, рассчитанных по модулю статического расчета количества АУКП. Согласно расчетам, исходя из запускных показателей и геологических условий, количество устройств на сегмент составило от 2 до 5 шт.
Для оценки эффективности скважины с регуляторами АУКП разделены по 4 зонам в зависимости от местоположения скважин в продуктивном пласте (рис. 6). Как видно из графиков зависимости ГФ от накопленной добычи нефти, скважины с АУКП по газовому фактору работают лучше, чем скважины окружения в сопоставимых геологических условиях. Скважины, оборудованные АУКП, продолжают работать без остановок, тогда как скважины окружения переводятся в периодический режим эксплуатации.

Реализуемые в рамках полного масштабирования АУКП конструктивно включают в себя инжекционный клапан и двухпозиционную сдвижную муфту (SSD), которая позволяет открывать/перекрывать приток через фильтр с АУКП. Муфта имеет профиль зацепления, позволяющий с помощью специального ключа на ГНКТ провести полное закрытие и открытие устройства.
Операция по закрытию сдвижной муфты проведена на одной из скважин с резким ростом обводненности после запуска (рис. 7). После закрытия муфт и изоляции обводненных боковых стволов обводненность снизилась до показателей, сопоставимых на начало запуска скважины.

В условиях обширной газовой шапки применение АУКП для разработки тонких нефтяных оторочек типа «левитирующий диск» показало свою эффективность. Технология применения автономных устройство контроля притока позволяет эксплуатировать скважины в низких ННТ на стабильном режиме без быстрого прорыва газа.
Применение статического модуля для расчета количества устройств контроля притока позволяет снизить капитальные затраты на строительство скважин в среднем на 2,4 %. Экономический расчет основывается на разнице количества спускаемых АУКП с равномерной расстановкой и количества спускаемых устройств, рассчитанных с помощью статического модуля.