USD 76.2711

+0.23

EUR 89.4813

-0.52

BRENT 41.41

-0.25

AИ-92 43.38

+0.02

AИ-95 47.5

+0.05

AИ-98 53.48

+0.01

ДТ 47.38

0

6 мин
276
0

Применение постоянно действующей геолого-технологической модели при расчете технологических показателей скважин морского нефтегазового месторождения при газлифтном способе эксплуатации

В статье рассматривается влияние газлифтного способа эксплуатации на показатели работы скважин и оценка количества газа, необходимого для использования механизированного способа добычи с использованием постоянно действующей геолого-технологической модели.

Применение постоянно действующей геолого-технологической модели при расчете технологических показателей скважин морского нефтегазового месторождения при газлифтном способе эксплуатации

Нефтегазоконденсатное месторождение N является крупнейшим среди разрабатываемых месторождений ПАО «ЛУКОЙЛ», расположенных в российской части дна Каспийского моря. Месторождение открыто в 2005 году. Большая часть запасов нефти сосредоточена в неокомских отложениях, характеризующихся высокими фильтрационно–емкостными свойствами (ФЕС).

В августе 2016 года в разработку был введен основной объект - Западная неокомская залежь, через два года месторождение выведено на проектный уровень добычи нефти. Освоение морских месторождений сопряжено с существенно более высокими капитальными затратами по сравнению с месторождениями суши. Ключевые проектные решения, направленные на максимизацию эффективности разработки, заключались в следующем: строительство нескольких морских гидротехнических сооружений (бурение скважин осуществляется с двух ледостойких стационарных платформ (ЛСП) и одного блок-кондуктора (БК)), применение горизонтальных одно- и двуствольных скважин с различными типами устройств контроля притока (УКП), использование резервных слотов, организация приконтурного заводнения на крыльях залежи, газлифтный способ эксплуатации.

Результаты эксплуатации скважин, гидродинамические (ГДИ) и промыслово-геофизические исследования (ПГИ) подтвердили высокую продуктивность скважин эксплуатационного фонда (входной дебит нефти более 3000 т/сут.). На текущий момент на месторождении завершено строительство основных гидротехнических сооружений, фактический фонд пробуренных скважин составляет 20 единиц, в том числе 10 двуствольных и 5 нагнетательных скважин (рисунок 1).


Рисунок 1 – Схема размещения скважин на месторождении N

Инфраструктура месторождения N (рисунок 2) накладывает ряд ограничений на объемы добычи углеводородов и воды, в том числе для стабильной работы скважин устьевое давление не должно снижаться ниже 20 бар. Все эти ограничения необходимо учитывать в постоянно действующей геолого-технологической модели (ПДГТМ).


Рисунок 2 – Схема обустройства месторождении N

Разработка Западной неокомской залежи месторождения N предполагает перевод скважин на газлифтный способ эксплуатации по мере их обводнения и прекращения фонтанирования. Дебит скважин при газлифтном способе эксплуатации зависит от расхода газлифтного газа. Максимальный дебит жидкости зависит от диаметра НКТ, конструкции нижнего заканчивания, глубины расположения рабочего газлифтного клапана, обводненности продукции и газового фактора. Расчеты показывают, что для скважин месторождения N характерный максимальный дебит жидкости при газлифте варьируется в широком диапазоне 2.5–3.5 тыс. м3/сут (рисунок 3). Зависимость максимального дебита скважин от параметров конструкции скважин требует корректного учета при расчете показателей разработки с использованием ПДГТМ.


Рисунок 3 – Зависимость дебита жидкости скважины от расхода газа на газлифт

Расчет необходимого количества газа для эксплуатации скважин газлифтным способом важен с точки зрения оптимального проектирования и планирования его потребностей, поскольку некорректная оценка необходимых мощностей в условиях жестких ограничений морских сооружений может существенно ограничить добывные возможности скважин и месторождения в целом. Моделирование газлифта позволяет выполнять детальный прогноз технологических показателей разработки, в том числе с учетом различных геолого-технологических мероприятий.

Для адекватного решения поставленных задач в геологической основе ПДГТМ использовано распределение фильтрационно-ёмкостных свойств на основе статистических связей с сейсмическими атрибутами, детализирована петрофизическая модель, выделены 6 петротипов, уточнено положение разломов и проанализированы их экранирующие свойства на основе фактических данных разработки. В ПДГТМ детально учтены верхние и нижние заканчивания скважин для имитации гидравлических потерь в стволе скважины и в УКП (рисунок 4). Для оценки эффективности газлифтного способа эксплуатации использовался алгоритм оптимизации объема закачки газа в одном из промышленных гидродинамических симуляторов, который позволяет итерационно подбирать оптимальный объем закачки газа для максимизации дебита нефти каждой скважины.


Рисунок 4 – Визуализация размещения и конструкций скважин разрабатываемой залежи месторождения


Для оценки влияния способа эксплуатации скважин на показатели разработки залежи были сопоставлены три варианта расчетов:

  1. Газлифтный способ эксплуатации на прогноз, при котором скважины автоматически переводятся с фонтанного на газлифтный способ эксплуатации при снижении устьевого давления ниже 20 бар;

  2. Только фонтанный режим эксплуатации;

  3. «Идеальный механизированный способ» (добыча всего поступающего в скважину флюида при заданных ограничениях на забое).



Рисунок 5 – Показатели работы скважины в разных вариантах прогноза


Из графиков рисунка 5 видно, что при переходе от фонтанного к газлифтному способу эксплуатации дебит нефти скважины увеличивается на 200 м3/сут, дебит жидкости – на 900 м3/сут, и не превышает 3500 м3/сут. Дальнейшее снижение дебита жидкости обусловлено ростом забойного давления за счет увеличения веса жидкости в стволе скважины с ростом обводненности (в условиях поддержания постоянного устьевого давления на уровне 20 бар).

Рассмотрим другой пример. Анализ расчетов на ПДГТМ позволяет установить предполагаемую дату смены НКТ отдельных скважин. Например, скважина №1 оборудована насосно-компрессорной трубой (НКТ) диаметром 177.8 мм. Согласно расчетам лифтовых таблиц, при такой НКТ нестабильный участок работы скважины начинается при дебите жидкости ниже 2000 м3/сут (рисунок 6).



Рисунок 6 – Критический дебит жидкости при различных диаметрах НКТ



Рисунок 7 – Показатели работы скважины №1 с диаметром НКТ 177.8 мм и возможной сменой на НКТ меньшего диаметра


В прогнозном расчете на ПДГТМ дебит жидкости скважины №1 в марте 2031г снижается ниже критического уровня (рисунок 7), при достигнутом минимуме устьевого давления. Соответственно, с этого периода для дальнейшей эксплуатации скважины необходимо предусмотреть возможность установки НКТ меньшего диаметра. Красная линия на графике иллюстрирует работу скважины с НКТ диаметром 177.8 мм, и, если не выполнить смены НКТ на меньший диаметр, скважина останавливается. В другом варианте расчета (зеленая кривая), в марте 2031 года предусмотрена смена НКТ на НКТ диаметром 139 мм и, как видно из расчета, скважина продолжает функционировать.

Прогноз показателей разработки с опцией оптимизации объема закачки газа для механизированного способа эксплуатации скважин в ПДГТМ, позволил также выполнить баланс по газу и оценить необходимый дополнительный объем газа для газлифта (рисунок 8).


Рисунок 8 – Дебит газа и расход газа на газлифт, млн. м3


Период максимальной потребности газа для механизированного способа добычи приходится на 2032-2038гг, и варьирует в пределах 0.9-1.1 млн. м3/сут. Как следует из прогнозного баланса газа (рисунок 8), пиковая потребность газа для газлифта приходится на период резкого снижение уровня добычи газа, что предполагает привлечение дополнительных объемов газа других объектов разработки или месторождений.

Кроме того, учет газлифтного способа эксплуатации в ПДГТМ позволил составить график перевода скважин на механизированный способ эксплуатации (рисунок 9), для своевременной подготовки и установки оборудования на скважинах морского промысла.



Рисунок 9 – График перевода скважин на газлифтный способ эксплуатации


С использованием в ПДГТМ корректного подхода к моделированию газлифтного способа эксплуатации скважин появилась возможность прогноза дополнительных технологических показателей разработки для решения ряда производственных задач:

  • Уточнение уровней добычи;

  • Актуализация графика мероприятий по переводу скважин на механизированный способ эксплуатации;

  • Прогноз оптимальных объемов газа для газлифта;

  • Баланс газа для проработки вопросов поставки недостающих объемов газа для газлифта;

  • Определение скважин и дат предполагаемых геолого-технологических мероприятий по смене НКТ при достижении предельно допустимого дебита жидкости.

 

В работе продемонстрировано применение постоянно действующей геолого-технологической модели месторождения N в процессе научно-инженерного сопровождения разработки морского месторождения для решения конкретных производственных задач.



Статья «Применение постоянно действующей геолого-технологической модели при расчете технологических показателей скважин морского нефтегазового месторождения при газлифтном способе эксплуатации» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№8, Август 2020)

Авторы:
Читайте также