Методы оптимизации системы пласт скважина погружное насосное оборудование система сбора продукции

Обновлено: 07.07.2024

Методы оптимизации системы пласт скважина погружное насосное оборудование система сбора продукции

Разработка программы по устранению (снижению) вредного влияния гидратов на работу скважин и скважинного оборудования

Разработка программы по устранению (снижению) вредного влияния отложения солей на работу скважин и скважинного оборудования

Разработка программы по устранению (снижению) вредного влияния водонефтяных эмульсий на работу скважин и скважинного оборудования

Разработка программы по устранению (снижению) вредного влияния асфальтосмолопарафиновых отложений (далее - АСПО) на работу скважин и скважинного оборудования

Разработка мероприятий по предотвращению, устранению (снижению) межколонных давлений

Разработка мероприятий по оптимизации добычи углеводородного сырья

Формирование мероприятий по увеличению производительности скважин

Формирование предложений по оптимизации системы пласт - скважина - погружное насосное оборудование - система сбора продукции

Формирование предложений по внедрению передовых технологий в работе оборудования скважины, прогрессивных методов и приемов труда в работе персонала

Анализ эффективности технологий по оценке притока из пласта

Разработка мероприятий, направленных на повышение эффективности работы оборудования скважин

Выработка рекомендаций по применению новых конструкций эксплуатационного оборудования скважин с учетом характеристик пласта и работы скважин

Подготовка предложений по внедрению энергосберегающих технологий

Разработка при падающей добыче проекта технических условий на подключение проектируемых трубопроводов к действующим трубопроводам при строительстве, реконструкции скважин, обвязки, нефтегазопромысловых трубопроводов, газопроводов-шлейфов, ингибиторопроводов и запорной арматуры

Разработка мероприятий, направленных на предупреждение аварий, инцидентов, отказов оборудования скважин

Координация рационализаторской деятельности

Необходимые умения

Рассчитывать параметры гидратообразования

Прогнозировать возникновение гидратов

Формировать мероприятия по устранению (предотвращению) образования гидратов

Производить диагностику солеотложений с определением их свойств

Формировать мероприятия по устранению (предотвращению) образования солеотложений

Прогнозировать возникновение солеотложений

Производить диагностику водонефтяных эмульсий с определением их свойств

Формировать мероприятия по устранению (предотвращению) образования водонефтяных эмульсий

Прогнозировать возникновение водонефтяных эмульсий

Прогнозировать влияние водонефтяных эмульсий на производительность скважины

Производить диагностику АСПО

Определять характеристики АСПО путем расчетов и анализа совместимости флюидов

Формировать мероприятия по устранению (предотвращению) образования АСПО

Прогнозировать возникновение АСПО

Формировать мероприятия по предотвращению, устранению (снижению) межколонных давлений

Анализировать характеристики работы скважин

Выявлять факторы, ограничивающие работу эксплуатационного оборудования

Выявлять отклонения в работе скважин и факторы, препятствующие добыче углеводородного сырья

Производить корректировку мероприятий по оптимизации добычи углеводородного сырья

Формировать предложения по увеличению производительности скважин

Формировать предложения по повышению эффективности работы оборудования скважин

Формировать предложения по оптимизации системы пласт - скважина - погружное насосное оборудование - система сбора продукции

Оценивать эффективность технологий по оценке притока из пласта

Разрабатывать при падающей добыче проекты технических условий на подключение проектируемых трубопроводов к действующим трубопроводам при строительстве, реконструкции скважин, обвязки, нефтегазопромысловых трубопроводов, газопроводов-шлейфов, ингибиторопроводов и запорной арматуры

Разрабатывать меры по предупреждению и устранению аварий и инцидентов при добыче углеводородного сырья

Применять передовой опыт по энергосбережению, методам и приемам труда

Оценивать риски от внедрения новой техники, рационализаторских предложений, изменений организационно-технических условий рабочего места

Читать технологические схемы, чертежи и техническую документацию общего и специального назначения

Пользоваться специализированными программными продуктами

Пользоваться персональным компьютером и его периферийными устройствами, оргтехникой

Необходимые знания

Требования нормативных правовых актов Российской Федерации, локальных нормативных актов, распорядительных документов и технической документации в области добычи углеводородного сырья

Технологические процессы добычи углеводородного сырья

Свойства и условия образования гидратов

Физико-химические свойства углеводородного сырья, химических реагентов, порядок и правила их утилизации

Назначение, устройство и принцип действия оборудования по добыче углеводородного сырья

Методы предупреждения образования гидратов и их разрушения

Влияние технологических режимов на гидратообразование

Типы и механизмы образования солеотложений

Виды лабораторных анализов по определению солеотложений

Методы устранения (предотвращения) образования солеотложений

Методы контроля эффективности проведения работ по устранению (предотвращению) вредного влияния факторов на работу скважин и скважинного оборудования

Методы лабораторных исследований углеводородного сырья

Свойства растворов для обработки пласта и воды

Свойства и механизмы образования водонефтяных эмульсий

Методы устранения (предотвращения) образования водонефтяных эмульсий

Типы, химические характеристики, механизмы образования АСПО

Методы предотвращения и устранения АСПО

Признаки присутствия АСПО в скважинах, трубопроводах

Методы предотвращения, устранения (снижения) межколонных давлений

Методы анализа характеристик работы скважин

Способы оценки повышения продуктивности месторождения

Средства визуализации и программные продукты узлового анализа для выявления факторов, препятствующих добыче углеводородного сырья

Методы и технологии интенсификации скважин

Методы оптимизации системы пласт - скважина - погружное насосное оборудование - система сбора продукции

Передовые технологии в работе оборудования скважины, прогрессивные методы и приемы труда в работе персонала

Передовые энергосберегающие технологии при эксплуатации оборудования по добыче углеводородного сырья

Отраслевые стандарты, технический регламент, руководства (инструкции), устанавливающие требования к эксплуатации оборудования по добыче углеводородного сырья

Порядок оформления технических условий

Основы изобретательской и рационализаторской деятельности

Правила работы на персональном компьютере в объеме пользователя, используемое программное обеспечение

Требования охраны труда, промышленной, пожарной и экологической безопасности

Результаты применения модели «кустовая насосная станция – водовод-скважина – пласт» в процессе управления заводнением

В данной статье рассмотрен возможный подход к организации интегрированной модели при управлении заводнением и основные элементы цифровой модели системы поддержания пластового давления. Предложена также схема выявления оптимальной зоны взаимной работы частей системы скважин и мероприятия для перемещения скважин из отклоняющихся зон в оптимальную зону. Представлены результаты апробирования описанного подхода.

Results of application of model «the sectional pump station – water conduct – layer» in waterflooding management

PRONEFT''. Professional'no o nefti, 2019, no. 2(12), pp. 37-41

K.I. Povyishev , D.S. Perets
Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg
M.I. Rechkin
Gazpromneft-Yamal LLC, RF, Tyumen
R.M. Valiev
Gazpromneft-GEO LLC, RF, Saint-Petersburg

Keywords: waterflooding, oilfield optimization, integrated modeling, digital model of the FPM system

In this article described possible approach to the organization of the integrated model at waterflooding management and basic elements of the digital model of the FPM. Offered the scheme of identification of an optimum zone of mutual work of parts of a system of wells and an action for relocation of wells from the deviating zones in an optimum zone is also. Presented the results of approbation of the described approach.

DOI: 10.24887/2587-7399-2019-2-37-41

Введение

В настоящее время в компании «Газпром нефть» на большинстве месторождений реализована система поддержания пластового давления (ППД), которая имеет ключевое значение при разработке нефтяного месторождения. Состояние и работа системы ППД напрямую влияют на обеспечение необходимых параметров работы пласта, режимов вытеснения и, следовательно, на добычу нефти.

Анализ и интерпретация промысловой информации представляет собой длительный и трудоемкий процесс. При этом полученные результаты не всегда очевидны, т.е. не всегда понятно, в какой части системы имеется проблема: в пласте, скважине или инфраструктуре.

Основные проблемы при разработке и управлении заводнением

Обратимся к известной формуле, используемой для определения коэффициента извлечения нефти (КИН):

где Кохв, Квыт – коэффициент соответственно охвата и вытеснения. Коэффициент Кохв рассчитывается как отношение объема части залежи, охваченной дренированием пластовыми флюидами, к ее общему объему и характеризует влияние прерывистости (чередования проницаемых и непроницаемых тел) на показатели фильтрации, т.е. степень уменьшения дренируемого объема пласта по сравнению со случаем отсутствия в нем непроницаемых тел.
Главной задачей при разработке месторождения является полное вовлечение объемов залежи в процесс дренирования. Однако при высокой степени неоднородности или существенном различии подвижностей нефти и вытесняющего агента эффективность заводнения снижается, что выражается в снижении коэффициента охвата. Основная причина заключается в неравномерности продвижения фронта закачиваемой воды по площади и разрезу пласта.

Коэффициент Квыт определяется отношением объема нефти, вытесненной водой из образца породы (модели пласта) до полного обводнения получаемой продукции, к начальному объему нефти, содержащемуся в образце породы (модели пласта).

Величина коэффициента вытеснения связана со многими факторами и не является постоянной в процессе разработки коллектора. Исследования механизма вытеснения нефти водой из пород-коллекторов показывают, что Квыт зависит от таких петрофизических характеристик коллектора, как неоднородность структуры порового пространства, размеры пор, удельная поверхность, вещественный состав и смачиваемость коллектора, а также от свойств пластовых жидкостей: вязкости и состава нефти, межфазного натяжения нефти на границе с вытесняющим агентом и температуры.

Снижение вышеуказанных коэффициентов вследствие возникающих проблем приводит к сокращению базовой добычи опережающими темпами и недостижению проектного КИН.

К основным проблемам разработки и управления заводнением нефтяного месторождения относятся:

неравномерная компенсация (различие пластового давления в ячейках заводнения, влияющее на Квыт);
обводнение добывающего фонда опережающими темпами,
непроизводительная закачка [1, 2].

Возникает вопрос: как сохранить и увеличить добычу, оптимизируя систему заводнения?

Преимущества интегрированного моделирования при управлении заводнением

Нефтяное месторождение представляет собой сложную равновесную гидродинамическую систему, включающую подземную часть, скважины и наземную инфраструктуру. Каждая часть системы на текущих активах компании «Газпром нефть» моделируется отдельно, в связи с чем не учитывается взаимовлияние систем, что может привести в конечном счете к принятию неправильных решений при разработке и необратимым последствиям для месторождения. Нет возможности управлять в режиме реального времени всеми системами одновременно.

При решении данной задачи необходимо использовать программное обеспечение для интегрированного моделирования. Цифровая модель системы ППД объединяет пласт, скважину и инфраструктуру в единую систему. При изменении режима работы одной части системы можно выявить изменения в режимах работы остальных частей. Модель позволяет учесть взаимовлияние систем, интерференцию скважин. С ее помощью можно управлять заводнением поскважинно и контролировать каждую часть системы «кустовая насосная станция (КНС) – водоводы-скважина – пласт» от входной гребенки КНС до забоя каждой скважины, выявлять проблемы и искать оптимальные решения. Модель поможет определить необходимый расход закачки и подобрать устьевое и глубинное оборудование для каждой скважины.

При интегрированном моделировании необходимо кросс-функциональное взаимодействие геолога-разработчика и технолога. Геологразработчик решает задачи моделирования пласта, выделения первоочередных ячеек заводнения, планирует геолого-технические мероприятия на нагнетательном фонде, передает планируемые мероприятия в качестве исходных данных технологу. Технолог на цифровой модели проверяет возможность реализации данных мероприятий, выполняет подбор оборудования (штуцеров, НКТ), экономическую оценку предлагаемых мероприятий и возвращает обработанные результаты геологу. Несколько итераций, проведенных в таком взаимодействии, позволяют:

подобрать мероприятия по оптимизации режимов работы системы ППД;
получить дополнительную добычу углеводородов;
уменьшить холостую прокачку;
подобрать режимы работы инфраструктуры для нестационарного заводнения [3];
обеспечить комплексное сопровождение управлению заводнением.

Результаты аппробирования интегрированного моделирования

Апробирование данного подхода было выполнено на пилотном участке системы КНС № 2 Сугмутского месторождения [4]. По результатам пилотного проекта было принято решение о тиражировании подхода на Сугмутской группе месторождений, включающей Сугмутское и Романовское нефтяные месторождения. Сугмутское месторождение представлено одним объектом разработки – БС91 (меловые отложения). Закачка рабочего агента в системе ППД Сугмутского месторождения осуществляется через четыре КНС: в северной части месторождения насосными агрегатами КНС 1, 2, в южной – КНС 3А, 3Б. Последние объединены единой системой высоконапорных водоводов. На КНС используются насосные агрегаты типа ЦНС 180…260/1900. Регулирование режимов работы осуществляется посредством дросселирования [5]. Действующий нагнетательный фонд составляет 249 скважин.

На Романовском месторождении выделены два объекта разработки – пласты БС92 и БС102. ППД осуществляется за счет централизованной закачки от КНС и локальной закачки от двух водозаборных скважин (сеноманский горизонт), нагнетающих воду в систему водоводов на удаленных кустовых площадках. На КНС используются насосные агрегаты типа ЦНС 180…240/1900. Регулирование режимов работы осуществляется посредством дросселирования. На водозаборных скважинах применяются насосы типа ЭЦН 700/2100. Действующий нагнетательный фонд включает 74 скважины.

Для анализа системы ППД была разработана модель «КНС – водоводы – скважина – пласт» для Сугмутского и Романовского месторождений.

Моделирование призабойной зоны скважины выполняется методом задания значения коэффициента приемистости PI‘, который определяется по формуле

где Qзак – приемистость скважины, м3/сут; pзаб, pпл – давление соответственно забойное и пластовое, 0,1 МПа.

При моделировании и первичном анализе данных отмечены отклонения рассчитанных результатов работы скважин и сети водоводов от фактических параметров.

Для того, чтобы понять, в какой части системы имеется проблема, была разработана методология анализа результатов моделирования.

Рассмотрим несколько случаев.

В процессе адаптации скважин к фактическим показателям работы при текущих значениях пластового давления выявлены скважины с аномально высоким коэффициентом приемистости для рассматриваемой ячейки заводнения. При этом в процессе расчета гидравлической системы получены отклонения расчетных линейных давлений от фактических для данных скважин. Исходя из этого можно сделать вывод о наличии непроизводительной закачки в скважинах. Фактический расход по данным скважинам составляет более 500 м3/сут, т.е. возникает явление «поглощения». Для дальнейшей настройки необходимо провести анализ истории работы скважины.
В ходе адаптации скважин к фактическим показателям работы получены аномальные значения PI¢ для рассматриваемой ячейки заводнения. Однако при расчете гидравлической системы отклонений по линейным давлениям не выявлено. Расчетные линейные давления соответствуют фактическим. Следовательно, с момента последнего исследования в скважинах произошло изменение пластового давления. Для дальнейшей настройки необходимо провести анализ истории работы скважины.
При проведении адаптации скважин к фактическим показателям работы рассчитанные значения PI¢ для рассматриваемой ячейки заводнения соответствуют полученным при гидродинамических исследованиях в пределах
допустимой погрешности. Тем не менее при расчете гидравлической системы получены отклонения расчетных линейных давлений от фактических. Это означает, что на участке трубопровода имеется «узкое» место. Возможными причинами могут быть: снижение проходного сечения из-за наличия отложений солей на стенках трубопровода, неисправности запорно-регулирующей арматуры, местные сопротивления системы водоводов.

К основным проблемам можно отнести снижение проходного сечения трубопроводов и негерметичность эксплуатационной колонны в скважинах. Они оказывают взаимное негативное влияние на все части системы ППД.

В результате анализа, проведенного по разработанной методологии на Сугмутском месторождении, были выявлены:

несколько направлений и групп кустов скважин с линейными давлениями ниже расчетного наличия отложений солей на стенках трубопроводов, в основном на участках трубопроводов с большим сроком эксплуатации (более 15 лет); аварийный узел запорной арматуры;
33 скважины со сниженным пластовым давлением проведения мероприятий по снижению закачки и выравниванию профиля приемистости;
11 скважин с непроизводительной закачкой негерметичности эксплуатационной колонны, что впоследствии было подтверждено геофизическими исследованиями;
62 скважины с различной степенью перекрытия осадком интервала перфорации;
9 скважин с возможным солеотложением на стенках НКТ.

В процессе исследования системы ППД Романовского месторождения также выявлены отклонения:

2 краевых направления и группы кустов скважин с линейным давлением ниже расчетного вследствие отложения солей на стенках трубопроводов; участки трубопроводов эксплуатируются с 2002 г.; на данных направлениях используются водозаборные скважины высокого давления, нагнетающие воду в систему водоводов, что целесообразно для поддержания линейного давления закачки и необходимой компенсации;
2 скважины со сниженным пластовым давлением по причине проведения мероприятий по снижению закачки и выравниванию профиля приемистости;
2 скважины с непроизводительной закачкой негерметичности эксплуатационной колонны; — 13 скважин с различной степенью перекрытия осадком интервала перфорации;
5 скважин с ошибкой замера линейного давления; линейное давление в скважинах превышает линейное давление на гребенке КНС.

Таким образом, при анализе промысловых данных с помощью цифровой модели можно на удалении от месторождения выявлять несоответствия в работе системы ППД. Устранение данных несоответствий необходимо и рекомендовано проводить в первую очередь. Для выполнения дальнейших расчетов по регулированию компенсации модели адаптированы к фактическим показателям режима работы скважин в пределах допустимой погрешности.

Следующим этапом работы было проведение совместно со специалистами рабочей группы функции Геология и Разработка (ГиР) анализа фонда скважин Сугмутской группы месторождений. Для выравнивания компенсации по месторождениям выделена оптимальная зона взаимной работы частей системы, так называемая зона «Цель» (см. рисунок). Кроме того, выявлены скважины, отклоняющиеся от данной зоны. Исходя из того, в какую часть графика отклоняются скважины, можно предположить, в какой части системы проблема: в КНС, водоводах, скважине или пласте.

Анализ ячеек заводнения выполнен при помощи инструмента, разработанного специалистами группы ГиР. Размер пузырьков на рисунке пропорционален добыче кустов скважин за последний месяц. Путем расчетов проведено разделение кустов на пять классов (см. рисунок).

Класс 1. Область идеального соответствия устьевого давления закачки и пластового давления. Зона «Цель».
Класс 2. Устьевое давление выше среднего, пластовое давление низкое. Для устранения отклонения подбираются для перевода в систему ППД. Выбираются нагнетательные скважины для проведения обработки призабойной зоны. Задаются условия определения по текущему дебиту нефти и обводненности.
Класс 3. Устьевое давление ниже среднего, пластовое давление низкое. Для устранения отклонения определяются кусты скважин, по которым необходимо увеличение pуст, оценивается дополнительная добыча нефти.
Класс 4. Устьевое давление ниже среднего, пластовое — выше гидростатического. Для устранения отклонения подбираются для оптимизации насоса, оценивается дополнительная добыча нефти за счет достижения целевого и минимального забойного давления.
Класс 5. Высокое устьевое давление при пластовом давлении выше гидростатического. Для устранения отклонения определяются кусты скважин, по которым необходимо сокращение закачки.

Данная классификация указывает направления для оптимизации. При помощи данного инструмента сформированы мероприятия по ограничению закачки и переводу скважин в систему ППД по Сугмутской группе месторождений. В дальнейшем мероприятия проанализированы на интегрированной модели системы ППД.

Рассчитан прирост дополнительной добычи от реализации мероприятий по выравниванию компенсации и переводу скважин в зону «Цель» на Сугмутской группе месторождений, который составит 274,8 тыс. т нефти за 10 лет.

Следует отметить, что при прогнозируемом уровне дополнительной добычи капиталоемкие мероприятия оказались нерентабельными. Поэтому основное внимание было уделено мероприятиям, которые можно осуществить в рамках плановой операционной деятельности предприятия, таким как:

подбор штуцеров для выделенного участка системы ППД;
перевод скважин в систему ППД;
проведение интенсификации добычи нефти;
вывод из эксплуатации скважин с непроизводительной закачкой;
регулирование режимов работы насосных агрегатов КНС.

Положительные результаты экономических расчетов подтверждают целесообразность предлагаемых мероприятий.

Добыча нефти и газа

нефть, газ, добыча нефти, бурение, переработка нефти

Особую категорию составляют обводненные скважины, образующие вязкие водонефтяные эмульсии, извлечение которых с помощью серийных УЭЦН также сопряжено с осложнениями.

Неблагоприятное влияние на работу УЭЦН оказывают механические примеси, неорганические соли, асфальтосмолистые соединения, а также образование парафиновых отложений, наличие в продукции скважин коррозионно-активных веществ. Перечисленные факторы требуют индивидуального подхода при решении вопросов, связанных с оптимизацией.

Подбор УЭЦН к скважине следует начинать с установления
оптимального значения дебита, рассчитываемого из условий
геологического, технологического и технического порядка:
прочность породы пласта, цементного камня, возможность
разгазирования нефти, обводненность продукции,

парафинообразование и т.д.

Принципиальное значение имеет параметр забойного давления, устанавливаемого в скважинах с точки зрения поддержания оптимальных условий разработки объекта. Этот параметр, как известно, обосновывается в проектах разработки месторождения.

При соблюдении линейного закона фильтрации Дарси и известном коэффициенте продуктивности пласта дебит скважины можно рассчитать по формуле

Выразив забойное давление р_с через значение столба жидкости (газожидкостной смеси), можно определить динамический уровень жидкости L_R при работе скважины на стационарном режиме по формуле (3.3).

По расчетному значению динамического уровня жидкости в скважине можно записать формулу для определения глубины спуска погружного центробежного электронасоса в виде

Многие исследователи под оптимальным давлением на приеме понимают такое давление, при котором УЭЦН работает в области рекомендованного КПД, подачи, температуры в течение длительного времени.

Промысловыми исследованиями [85] установлено, что с увеличением газосодержания до определенного значения, особенно в скважинах, продуцирующих обводненную нефть, происходит некоторое увеличение КПД, затем он снижается. На основании экспериментов были рекомендованы оптимальные значения газосодержания для нефтей девона, которые могут отличаться для месторождений, залегающих в других геолого-физических условиях:

Газосодержание, мЗ/м 3 Обводненность продукции, %

В работе [30], выполненной институтом "ТатНИПИнефть", приводится оптимальное газосодержание в откачиваемой жидкости для некоторых типоразмеров УЭЦН (табл. 3.15).

Для других типоразмеров газосодержание предлагается принять равным 0,106, что соответствует давлению на приеме 6,0 МПа для безводной нефти Ромашкинского месторождения.

Анализ рассмотренных материалов позволяет сделать следующие выводы:

0,6

3,0 4,0 4,7 5,0 6,0

Давление, МПа

Рис. 3.9. График изменения объемного расходного газосодержания в

жидкости в зависимости от давления на приеме насоса и обводненности

продукции пласта, %:

установлено существование в скважине, эксплуатируемой УЭЦН, оптимального газосодержания, часто отличающегося от рекомендаций в инструкциях по их применению;

для конкретных месторождений определены значения оптимального давления на приеме насосов;

Таблица 3.15 Газосодержание в безводной нефти для УЭЦН

Газосодержание, м 3 /м 3

Давление на приеме УЭЦН, МПа

УЭЦН5-80-1200 УЭЦН5-130-1200 УЭЦН6-160-1100

В ОАО "Оренбургнефть" была апробирована методика подбора УЭЦН к скважинам, разработанная в ТатНИПИнефти. В этой методике решение дается в виде множества типоразмеров УЭЦН и глубин спуска. Количество вариантов доходит до 20 и более. При этом ни один из них не является оптимальным, так как при расчетах задаются глубины спуска УЭЦН и по ним определяются другие параметры. Видимо, следует вначале определиться со значением оптимального давления на приеме, а затем рассчитывать все другие параметры. При таком подходе глубина спуска может быть установлена с достаточной точностью.

Отработка методики оптимизации предполагает получение надежных исследовательских данных по месторождению в результате контроля за работой УЭЦН в скважинах. При этом необходимо ответить на следующие вопросы: достаточно ли точно выбрана глубина спуска УЭЦН? соответствует ли давление на приеме УЭЦН его оптимальному значению при данной обводненности продукции скважины?

Для этой цели более целесообразно использовать специальное устройство, монтируемое в месте соединения насосно-компрес-сорных труб с УЭЦН перед их спуском в скважину. Устройство получило название "суфлер" и представляет собой патрубок с несколькими каналами, при определенных условиях сообщающими полость насосно-компрессорных труб, и сопрягаемым с суфлером глубинным манометром.

На рис. 3.10 показан суфлер, который состоит из специальной соединительной муфты /, предназначенной для соединения лифтовых труб и являющейся основой всего устройства; корпуса 3 с отверстиями, связанными с затрубным пространством посредством трубок 2; клапанного устройства, состоящего из трубки 4 с отверстием 8, ползуна 9, пружины 10 и головки 6. Верхняя часть корпуса 3 выполнена в виде конуса и служит посадочным гнездом для специального наконечника 5 глубинного манометра. В нормальном состоянии ползун 9 отжат пружиной 10

в верхнее положение. В
результате отверстие 8 закрыто
(внутренняя полость лифтовых
труб 12 с затрубным
пространством не сообщается).
При спуске глубинного манометра
его наконечник 5 садится на конус
корпуса 3. При этом ползун 9 под
действием веса прибора

отжимается вниз, отверстие 8
открывается, что обеспечивает
связь чувствительного элемента
прибора с затрубным

пространством. Точность посадки
наконечника манометра

обеспечивается направляющими пластинами 7, приваренными к его корпусу, а герметичность -имеющимся в его нижней части уплотнительным устройством / /.

Применение суфлера в скважинах, эксплуатируемых УЭЦН, позволило более квалифицированно решать ряд технологических задач, в частности:

Рис. 3.10. Суфлер

получать значения давлений на приеме и выкиде из насоса одновременно;

судить о реальном номинальном напоре насоса, работающего в скважине;

судить о сбоях в работе скважины или насоса по результатам сравнения номинального дебита с фактическим;

оценивать оптимальную область работы насоса и принимать решение об ее изменении;

строить индикаторную кривую путем изменения давления на приеме во времени и контролировать динамику коэффициента продуктивности скважины.

Кроме того, применение суфлера описанной конструкции позволило использовать его в качестве сливного клапана. Для этого на скребковой проволоке спускается или просто

сбрасывается в НКТ металлический цилиндр, оборудованный в нижней части наконечником, аналогичным приставке к глубинному манометру. Наконечник снабжается сквозными отверстиями для перетока жидкости из НКТ в затрубное пространство. Канал для перетока образуется после посадки цилиндра с наконечником на корпус и "отжатия" шарикового запорного элемента.

Этот способ слива жидкости из НКТ более надежен, так как при известном способе вследствие накопления над сливным клапаном различных механических примесей сбить его зачастую не удается и НКТ приходится поднимать с жидкостью.

Интегрированное моделирование – инструмент повышения качества проектных решений для разработки нефтяных оторочек многопластовых нефтегазоконденсатных месторождений

Новопортовское месторождение – одно из крупных разрабатываемых нефтегазоконденсатных месторождений Ямало-Ненецкого автономного округа, расположено на севере п-ова Ямал, в 30 км от побережья залива Обская губа. Добыча нефти здесь началась в августе 2012 г. В настоящее время месторождение находится на начальной стадии разработки, ведется бурение эксплуатационных скважин.

Основными залежами нефти являются нефтяные оторочки краевого и подстилающего типов. Наличие газовой шапки и подстилающей воды существенно осложняет эксплуатацию скважин и разработку залежи в целом из-за опережающих прорывов газа и воды в добывающие скважины.

Большое содержание газа в добываемой продукции требует особого подхода к проектированию обустройства месторождения и существенного увеличения капитальных вложений. Принятие ошибочных решений при прогнозировании показателей разработки, а также в процессе управления промыслом приводит к крупным финансовым потерям. В таких условиях решения по разработке нефтяных оторочек и обустройству месторождения должны быть взаимно согласованы. Концепции разработки месторождения и его обустройства необходимо сфокусировать на один и тот же профиль добычи углеводородов, который учитывал бы все инфраструктурные ограничения. Значительный потенциал повышения эффективности разработки нефтяных оторочек Новопортовского месторождения заключается в применении методов оптимизации технологических параметров и управления режимами эксплуатации скважин. Решение поставленной задачи достигается применением технологии интегрированного моделирования, которая позволяет объединить различные элементы моделирования (пласта, скважин и наземной сети сбора) в одну систему и выполнить совместный расчет всех элементов месторождения с едиными граничными условиями.

Технология интегрированного моделирования

Интегрированное моделирование представляет собой процесс создания единой цифровой модели месторождения, которая по сравнению с отдельными математическими моделями объектов разработки и обустройства позволяет с большей точностью рассчитать параметры флюида при его движении от пласта до точки сдачи продукции. Интегрированная модель месторождения состоит из связанных моделей пласта, скважин, детальной модели поверхностного обустройства и предназначена для оптимизации всей системы в целом с учетом взаимовлияния ее компонентов (рис. 1). Интегрированная модель Новопортовского месторождения позволяет рассчитать пять объектов разработки одновременно с общим числом скважин более 500 и модель сети обратной закачки газа в пласт.

Рис. 1. Компоненты интегрированной модели месторождения

Создание интегрированной модели формата пласт + скважина + сеть сбора заключается в объединении ранее созданных отдельных математических моделей, в которых заложены разные методики описания течения флюида, разные уравнения и способы их решения. Большинство инструментов для создания интегрированной модели, представленных на рынке программного обеспечения, использует явную связь, при которой решение уравнений моделей пласта и сети сбора для получения сбалансированного результата осуществляется последовательно.

В ходе итерационного процесса программа-интегратор передает граничные условия из гидродинамической модели в модели скважин и сеть сбора, а модель сети выполняет расчет на основе полученных данных. Далее проводится сравнение давлений и дебитов, рассчитанных в моделях пласта и сети сбора. Если их значения не выходят за пределы заданных ограничений и удовлетворяют заданному критерию точности, то модели пласта и сети сбора считаются уравновешенными, и расчет интегрированной модели переходит на следующий временной шаг.

Таким образом, добыча и режимы работы скважин рассчитываются с учетом влияния ограничений со стороны как пласта, так и сети сбора продукции, что позволяет повысить точность прогнозирования.

К преимуществам создания интегрированной модели месторождения можно отнести:

– влияние сети сбора на показатели эксплуатации скважин;

– определение проблемных участков в сети сбора;

– учет ограничений по сети закачки газа;

– учет интерференции скважин с разными характеристиками, расположенных на одной кустовой площадке;

– корректный учет предельного газового фактора;

– корректный учет групповых ограничений по добыче углеводородов.

– повышение требований к исходным данным;

– увеличение трудозатрат и вычислительных мощностей;

– низкая скорость расчетов модели.

Виды ограничений, учитываемых при расчете интегрированной и гидродинамической моделей, приведены в табл. 1.

Подготовка гидродинамических моделей пластов

Применяемое в настоящее время трехмерное гидродинамическое моделирование для проектирования разработки месторождения позволяет учесть сложное геологическое строение месторождения при расчетах физических процессов, происходящих в пласте во время разработки. Для создания интегрированной модели Новопортовского месторождения в ПО tNavigatorбыли построены пять полномасштабных гидродинамических моделей основных объектов разработки с общим числом активных ячеек около 35,1 млн (табл. 2).

Данными для адаптации гидродинамической модели к фактическим данным являются добыча нефти, газа и воды по скважинам, а также инструментальные замеры давления на забое добывающих скважин. Адаптация модели подразумевает минимизацию отклонений показателей эксплуатации скважин, рассчитанных по модели, от фактических путем корректировки функций относительных фазовых проницаемостей, закономерностей распределения фильтрационно-емкостных свойств и степени совершенства скважины.

Подготовка моделей скважин

Одним из элементов интегрированной модели Новопортовского месторождения является модель скважины. При разработке интегрированной модели специалистами ООО «Газпромнефть НТЦ» на базе ПО Prosper было создано 183 модели скважин, воспроизводящие потери давления по стволу и учитывающие работу глубиннонасосного оборудования.

В процессе построения модели скважины при задании граничных условий (давления на устье скважины и текущего пластового давления) при заранее выбранном способе эксплуатации скважины проводится гидравлический расчет потока, в результате которого определяется добыча флюидов. Далее она сравнивается с фактической и в случае отклонений модель скважины корректируется.

Подготовка модели сети сбора

Специалисты ООО «Газпромнефть НТЦ» на базе ПО GAP создали модель нефтегазосборной сети Новопортовского месторождения. Модель включает детальные модели добывающих скважин и кустов, центральный пункт сбора (ЦПС), на котором поддерживается постоянное давление, необходимое для дальнейшей подготовки нефти. Модель сети сбора состоит из 1481 элемента, из них 72источника, 590 скважин, 3 сепаратора и 816 труб различного диаметра. Общая длина трубопроводов в модели наземной сети сбора составила 230 км.

Для расчета модели сети сбора использовалась многофазная корреляция потока PetroleumExperts5. Вкачестве граничных условий заданы максимальные давления в сети сбора (не более 3,9 МПа), давление на ЦПС (0,6 МПа) и максимальная добыча нефтяного газа, ограниченная производительностью КС УКПГ. Для каждой скважины и куста всоответствии сразрабатываемым пластом заданы локальные модели флюидов.

Создание интегрированной модели и расчет вариантов

Схема разработанной интегрированной модели представлена на рис. 2. Для экономии ресурсов и ускорения работы все расчеты модели выполняются на удаленном сетевом кластере Тюменского подразделения НТЦ. В качестве связующего звена между элементами интегрированной модели используется пакет для расчета интегрированных моделей Resolveкомпании PetroleumExperts.

Рис. 2. Схема построения интегрированной модели

Программа-интегратор Resolve позволяет осуществлять управление расчетом с применением стратегий. Данный инструмент дает возможность устанавливать режим контроля добычи по скважине/их группе, изменять конфигурацию сети сбора (включение/выключение трубопроводов), параметры объектов (диаметр штуцера, давление на входе в системе сбора продукции, параметры работы глубиннонасосного и наземного оборудования и др.). Важной особенностью расчета интегрированной модели является управление ее объектами не только по дате, но и при возникновении определенных условий.

На первом этапе результаты расчета интегрированной модели сравнивались с результатами расчетов гидродинамических моделей, выполненных с учетом тех же условий, и выявлялись факторы, влияющие на отклонения добычи. Как видно из рис. 3, а, введение дополнительных условий уже на начальном этапе расчетов интегрированной модели приводит к изменению профиля добычи нефти на 5 %.

Рис. 3. Влияние ограничений максимальной производительности КС УКПГ (а) и сети трубопроводов (б) на добычу нефти: 1 – расчет гидродинамической модели без учета сети сбора; 2, 3 – расчет интегрированной модели с учетом соответственно ограничений по давлениям и ограничений по давлениям и скоростям потока газа в линейной части сети сбора

Дальнейшая серия расчетов позволяет разложить модель ограничений по факторам и оценить влияние каждого из них на итоговый профиль добычи. Установлен следующий рейтинг факторов, которые будут ограничивать добычу нефти в 2018–2022 гг.: ограничения по производительности КС УКПГ – 5 %; по скважинам – 1 %; по скорости газа в трубопроводе – 9 %.

По результатам анализа чувствительности были выявлены основные технологические факторы, максимально влияющие на итоговый профиль добычи нефти. К ним относятся в порядке возрастания влияния:

1) технологические ограничения работы глубиннонасосного и устьевого оборудования нефтяных скважин;

2) ограничения по производительности КС УКПГ;

3) ограничения, связанные с технологическими режимами работы наземной сети сбора и транспорта продукции (максимальное линейное давление, максимальная скорость течения газа в трубопроводах), приводящие к«запиранию» сети и ограничению объемов прокачки нефти игаза в зависимости от режимов течения.

После детального анализа модели ограничений можно выполнить расчет добычи нефти и газа с учетом влияния инфраструктуры. Интегрированный расчет с учетом ограниченной работы скважин и системы сбора позволяет определить минимальный профиль добычи, достижимый при текущем состоянии инфраструктуры, без дополнительных мероприятий по ее оптимизации. По результатам интегрированного расчета установлено, что отсутствие учета влияния линейных объектов на добычу может стать причиной переоценки профиля добычи нефти, газа и конденсата на этапах оценки и выбора в процессе развития проекта. По текущей оценке величина ошибки может достигать 15 % потенциальной добычи (см. рис. 3, б). При этом необходимо учитывать, что данное снижение добычи нужно рассматривать как потенциальный риск проекта.

Применение интегрированного моделирования позволяет на ранних этапах перевести конкретный вид неопределенности в разряд рисков проекта, выполнить оценку рисков и принимать решения по предотвращению либо существенному уменьшению негативного влияния рисков на эффективность проекта, что повышает устойчивость проектных решений и успешность проекта в целом.

На примере крупного Новопортовского месторождения на интегрированной модели была выполнена оценка текущих рисков по влиянию инфраструктуры на профиль добычи. По полученным результатам предложены мероприятия по оптимизации инфраструктурных решений, позволяющие снизить вероятность «запирания» сети сбора впроцессе разработки месторождения за несколько лет до возможного наступления данного события (рис. 4).

Рис. 4. Анализ рисков «запирания» сети сбора в 2019–2022 гг. и предложения по их снижению (ЦПС – центральный пункт сбора; К – кустовая площадка)

Выводы

1. В результате выполненных работ была создана полномасштабная интегрированная модель Новопортовского месторождения, включающая: – пять гидродинамических моделей основных объектов разработки; – модели добывающих и нагнетательных скважин; – модель наземной сети сбора продукции, в том числе модели трубопроводов от устьев скважин до ЦПС.

2. Все составляющие модели были адаптированы к фактическим технологическим показателям эксплуатации скважин.

3. По данным расчетов и анализа чувствительности был выполнен факторный анализ ограничений добычи нефти с оценкой текущих рисков по влиянию инфраструктуры на профиль добычи и предложены альтернативные мероприятия по оптимизации инфраструктурных решений для снижения вероятности рисковых событий в процессе разработки месторождения. 4. Результаты выполненных работ подтверждают необходимость использования технологии интегрированного моделирования на уровне всего месторождения для повышения качества принимаемых решений при реализации крупного проекта «Новый Порт».

Коллектив авторов выражает благодарность сотрудникам компании ООО «Газпромнефть-Ямал» Д.Ю. Баженову, А.Н. Шорохову, А.К. Кучерину, А.В. Ткачуку, Р.М. Ибрагимову за помощь в проработке материалов данной статьи, а также Р.Р. Бадгутдинову, И.В. Перевозкину и К.И. Повышеву за поддержку в проведении гидродинамических и инфраструктурных расчетов.

Читайте также: