Цифровое интегрированное моделирование в процессе управления заводнением

Источник: Журнал «PROнефть»

К.И. Повышев, Р.М. Валиев, М.Г. Речкин, Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ») Р.Д. Хамидуллин ООО «ИТСК»

Перед компанией «Газпром нефть» стоит стратегическая цель – достижение уровня годовой добычи нефти 100 млн т н.э. Для реализации этой цели необходимо наращивать ресурсную базу, вводить в эксплуатацию новые месторождения, а также работать с базовой добычей на действующем фонде скважин.

В настоящее время в компании на 95 % месторождений реализована система поддержания пластового давления (ППД). Данная система является ключевой при разработке нефтяного месторождения, ее состояние и работа непосредственно влияют на обеспечение необходимых параметров работы пласта, режимов вытеснения и, следовательно, добычу нефти. Однако почти все дочерние общества «Газпром нефти» сталкиваются с проблемами анализа и интерпретации промысловой информации в связи с длительностью и трудоемкостью процесса и вытекающими из этого неочевидными результатами. Поэтому не всегда понятно, в какой части системы имеется проблема: в пласте, скважине или инфраструктуре.

Для определения коэффициента извлечения нефти (КИН) используется формула


где Кохв – коэффициент охвата; Квыт – коэффициент вытеснения.

Коэффициент охвата характеризует влияние прерывистости (чередования проницаемых и непроницаемых тел) на показатели фильтрации.

Главной задачей при разработке является полное вовлечение объемов залежи в процесс дренирования. Однако при высокой степени неоднородности или существенном различии в подвижности нефти и вытесняющего агента эффективность заводнения снижается, что выражается в снижении Кохв. Основная причина этого явления заключается в неравномерности продвижения фронта закачиваемой воды по площади и разрезу пласта.

Коэффициент вытеснения увязывается со многими факторами и не является постоянным в процессе разработки коллектора. Исследования механизма вытеснения нефти водой из пород-коллекторов показывают, что величину коэффициента вытеснения определяют такие петрофизические характеристики коллектора, как неоднородность структуры порового пространства, размеры пор, удельная поверхность, вещественный состав и смачиваемость коллектора, а также характеристики пластовых жидкостей: вязкость и состав нефти, межфазное натяжение нефти на границе с вытесняющим агентом и температура.

Снижение Кохв и Квыт приводит к сокращению базовой добычи опережающими темпами и недостижению проектного КИН.

К основным проблемам разработки и управления заводнением нефтяного месторождения относятся:

– неравномерная компенсация (разность пластового давления по ячейкам заводнения, влияющая на Квыт);

– обводнение добывающего фонда скважин опережающими темпами;

– непроизводительная закачка [1, 2].

Возникает вопрос, как сохранить и увеличить добычу, оптимизируя систему заводнения. Нефтяное месторождение представляет собой сложную равновесную гидродинамическую систему, включающую подземную часть, скважины и наземную инфраструктуру. Каждая часть системы на существующих активах компании моделируется отдельно, т.е. не учитывается взаимовлияние систем, что в конечном счете может привести к принятию неправильных решений с точки зрения разработки и необратимым последствиям для месторождения. Невозможно в режиме реального времени управлять всеми системами одновременно.

Для решения данной задачи необходимо использовать программное обеспечение для интегрированного моделирования.

ЦИФРОВОЕ ИНТЕГРИРОВАННОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ

Цифровая модель ППД объединяет пласт, скважину и инфраструктуру в единую систему. При изменении режима работы одной части системы можно выявить изменение в работе остальных частей. Учитывается интерференция скважин. При помощи данной модели можно управлять заводнением поскважинно и контролировать работу каждой части системы кустовая насосная станция (КНС) – водоводы – скважина – пласт, выявлять проблемы и искать оптимальные решения. Модель позволяет определить необходимый расход закачки и подобрать устьевое и глубинное оборудование для каждой скважины.

При комплексном моделировании необходимо кросс-функциональное взаимодействие геолога-разработчика и технолога. Геолог-разработчик берет на себя задачи моделирования пласта, выделение первоочередных ячеек заводнения, планирует геолого-технические мероприятия (ГТМ) на нагнетательном фонде и передает планируемые мероприятия в качестве исходных данных технологу. Технолог на цифровой модели проверяет возможность реализации ГТМ, выполняет подбор оборудования (штуцеров, НКТ), делает экономическую оценку предлагаемых мероприятий и передает обработанные результаты обратно геологу. Результатом проведения нескольких итераций в таком синергетическом взаимодействии является:

– выбор мероприятий по оптимизации режимов работы системы ППД;

– получение дополнительной добычи углеводородов;

– уменьшение холостой прокачки;

– подбор режимов работы инфраструктуры для нестационарного заводнения [3];

– возможность комплексного сопровождения по управлению заводнением.

В качестве пилотного проекта выбрана Сугмутская группа месторождений. Закачка рабочего агента в систему ППД Сугмутского месторождения осуществляется четырьмя КНС: на южной части месторождения – КНС-1, КНС-2; на северной – КНС-3А, КНС-3Б. Последние объединены единой системой высоконапорных водоводов. Апробирование цифровой модели «КНС-водоводы-скважина-пласт» было решено провести на независимом участке системы ППД. В качестве пилотного участка выбрана зона охвата системы ППД КНС-2. Задействованы два насосных агрегата, регулирование режимов работы осуществляется посредством дросселирования [4]. Действующий нагнетательный фонд состоит из 57 скважин (рис. 1).


Рис. 1. Пилотный участок – зона охвата системы ППД КНС-2

По результатам моделирования наблюдается хорошая сходимость модельного и фактического режимов работы. Расхождение расчетных и фактических показателей составляет не более 5 %.

Результаты моделирования анализировались в несколько этапов.

Шаг 1. Выполнение расчета интегрированной модели по скважинам.

Шаг 2. Отключение скважин, выполнение обычного гидравлического расчета до устья скважин.

Шаг 3. Сравнение и анализ результатов. Идентичность результатов свидетельствует о проблемах в инфраструктуре, расхождения – о проблемах в скважине. В втором случае необходимо провести анализ истории работы скважины.

По результатам апробирования модели на пилотном участке были выявлены следующие отклонения в работе системы ППД:

– группа кустов скважин с давлением ниже расчетного, что обусловлено наличием штуцирующего участка [5];

– 2 скважины со сниженным пластовым давлением. Причиной являются проведенные мероприятия по снижению закачки и выравниванию профиля приемистости, вследствие чего компенсация по ячейке стала ниже необходимой;

– 2 скважины с непроизводительной закачкой из-за негерметичности эксплуатационной колонны;

– 16 скважин с пересыпанным интервалом перфорации;

– 3 скважины с возможным солеотложением на стенках НКТ.

Таким образом, при анализе промысловых данных с помощью цифровой модели можно удаленно от месторождения выявлять несоответствия в работе системы ППД, устранение которых необходимо в первую очередь. Совместно со специалистами по направлениям «геология» и «разработка» был проведен анализ фонда скважин Сугмутской группы месторождений. Выделена оптимальная зона взаимосвязанной работы частей системы «Цель» (рис. 2). Выявлены также скважины, отклоняющиеся от этой зоны. Исходя из того, в какую часть графика отклоняются скважины, можно предположить, в какой части системы возникла проблема: в КНС, водоводах, скважине или пласте.


Рис. 2. График «ЦЕЛЬ»

Расчетным путем проведена классификация кустов скважин по пяти классам. На рис. 2 горизонтальная линия соответствует среднему устьевому давлению pуст для всего анализируемого объекта, вертикальная линия – равенству пластового pпл и гидростатического pгс давлений. Размер пузырьков прямо пропорционален добыче кустов скважин за последний месяц.

✓ Класс 1. Область идеального соответствия pуст и pпл. Зона «Цель».

✓ Класс 2. pуст – выше среднего, pпл – низкое. Подбираются скважины-кандидаты для перевода в систему ППД, проводится обработка призабойной зоны нагнетательных скважин. Задаются условия определения скважин-кандидатов по текущему дебиту нефти и обводненности.

✓ Класс 3. pуст – ниже среднего, pпл – низкое. Определяются кусты скважин, в которых необходимо увеличение pуст, оценивается дополнительная добыча нефти.

✓ Класс 4. pуст – ниже среднего, pпл – выше гидростатического. Подбираются скважины кандидаты для оптимизации насоса, оценивается дополнительная добыча нефти от достижения целевого и минимального забойного давления pзаб.

✓ Класс 5. Высокое pуст при pпл выше гидростатического. Определяются кусты скважин, по которым необходимо сокращение объемов закачки.

В соответствии с данной классификацией были определены ГТМ по ограничению закачки и переводу скважин в систему ППД на пилотном участке. К классу 2 относятся кусты 2, 3, 15, 16, 19, зона кустов «недокачана», рассматриваются скважины-кандидаты для перевода в систему ППД. К классу 5 относятся кусты 11, 13, 6, 4, 22, 23, по которым необходимо ограничить закачку (рис. 3).


Рис. 3. Схема пилотного участка с выделенными зонами проведения ГТМ

По Сугмутской группе месторождений при условии перевода всех скважин в зону «Цель» дополнительная добыча нефти за 25 лет составит 6,8 млн т. 

Разработанные на модели оптимизационные мероприятия (подбор штуцеров, перевод скважин в систему ППД, интенсификация добычи нефти, вывод из эксплуатации скважин с непроизводительной закачкой, регулирование режимов работы насосных агрегатов КНС) не требуют значительных капитальных вложений, их можно осуществить в рамках плановой операционной деятельности предприятия.

Оценен экономический эффект от реализации мероприятий. С учетом затрат в первые 5 лет годовой NPV составляет примерно 500 млн руб. и к концу расчетного периода снижается до минимума. Накопленный NPV за 25 лет равен 9,5 млрд руб.

ВЫВОДЫ

1. На основе построенной комплексной модели были разработаны ГТМ, направленные на оптимизацию работы оборудования, перераспределение компенсации по ячейкам заводнения и вытеснение ранее недренируемой нефти:

– изменение пластового давления на гидродинамической модели пласта;

– очистка призабойной зоны пласта в 16 скважинах;

– увеличение приемистости скважин методами обработки призабойной зоны;

– регулирование режима насосных агрегатов.

2. Реализация ГТМ дает возможность получить дополнительно 6,8 млн т нефти по Сугмутской группе месторождений и тем самым обеспечить прирост добычи на 20 %.

3. Целесообразно тиражирование методики в компании «Газпром нефть».

Список литературы

1. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы нефтеотдачи пластов. – М.: Недра, 1985. – 308 с.

2. Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Теория и практика. – М.: Недра, 1996. – 369 с.

3. Обобщение результатов применения циклического заводнения на примере месторождения Западной Сибири / М.Б. Шевелев, А.В. Онегов, А.Р. Мавлиев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 1. – С. 65-67.

4. Критерии выбора насосного оборудования для повышения энергоэффективности системы поддержания пластового давления / В.В. Чикин, Р.В. Нилов, И.И. Исламов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 12. – С. 71-73.

5. Трубопроводный транспорт нефти: в 2 т. Т. 1 / Г.Г. Васильев, Г.Е. Коробков, А.А. Коршак [и др.] / под общей ред. С.М. Вайнштока – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. – 408 с.


Авторы статьи:  К.И. Повышев, Р.М. Валиев, М.Г. Речкин, Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ») Р.Д. Хамидуллин ООО «ИТСК»
Источник:  Журнал «PROнефть»

Возврат к списку