Газпром нефть: Цифровое интегрированное моделирование в процессе управления заводнением

Перед Компанией стоит стратегическая цель – достижение полки добычи нефти в 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, состояние и работа которой напрямую влияет на обеспечение необходимых параметров работы пласта, режимов вытеснения и, следовательно, добычу нефти. Однако, почти все Дочерние Общества ГПН сталкиваются с проблемами анализа и интерпретации промысловой информации, в связи длительностью и трудоемкостью процесса, и вытекающим из этого, не очевидным, результатам. Поэтому не всегда имеется понимание в какой части системы имеется проблема – в пласте, скважине или инфраструктуре.

Обратимся к известной формуле, используемой для определения коэффициента извлечения нефти (КИН) (1):

КИН=Кохв×Квыт,         (1)

где Квыт: коэффициент охвата;

Кохв : коэффициент вытеснения;

Кохв : отношение объема части залежи охваченной дренированием пластовых флюидов к ее общему объему. Коэффициент охвата 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 является полное вовлечение объемов залежи в процесс дренирования. Но при высокой степени неоднородности или существенном различии в подвижности нефти и вытесняющего агента эффективность заводнения снижается, что выражается в снижении коэффициента охвата. Основной причиной является неравномерность продвижения фронта закачиваемой воды по площади и разрезу пласта.

Квыт: отношение объема нефти, вытесненной водой из образца породы или модели пласта до полного обводнения получаемой продукции, к начальному объему нефти, содержащейся в образце породы или модели пласта.

Величина коэффициента вытеснения увязывается с 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 вышеописанных показателей определения коэффициента извлечения нефти, вследствие возникающих проблем, приводит к сокращению базовой добычи опережающими темпами и недостижению проектного КИН.

К основным проблемам разработки и управления заводнением нефтяного месторождения можно отнести:

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

• обводнение добывающего фонда опережающими темпами

• непроизводительная закачка.

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

Нефтяное месторождение представляет собой сложную равновесную гидродинамическую систему, включающую в себя подземную часть, скважины и наземную инфраструктуру. Каждая часть системы на текущих активах Компании моделируется отдельно, тем самым не учитываются взаимовлияния систем друг на друга. Что может привести, в конечном результате, к неправильному принятию решений по разработке и необратимым последствиям для месторождения. Нет возможности управлять в режиме «онлайн» всеми системами одновременно.

Для решения данной задачи необходимо использовать программное обеспечение для интегрированного моделирования. Цифровая модель ППД объединяет ПЛАСТ, СКВАЖИНУ и ИНФРАСТРУКТУРУ в единую систему. При изменении режима работы одной части системы можно отследить изменение в работе остальных частей. Учитывается интерференция скважин. При помощи данной модели мы сможем управлять заводнением поскважинно. И прослеживать каждую часть системы «КНС-ВОДОВОДЫ-СКВАЖИНА-ПЛАСТ» 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 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 на нагнетательном фонде, и передает планируемые мероприятия в качестве исходных данных Технологу. Технолог  на цифровой модели проверяет возможность реализации данных мероприятий, выполняет подбор оборудования (штуцеров, НКТ), делает экономическую оценку предлагаемых мероприятий и передает обработанные результаты обратно геологу. Проведя несколько итераций в таком синергетическом взаимодействии, на выходе получаем РЕЗУЛЬТАТ:

• мероприятия по оптимизации режимов работы системы ППД;

• получение дополнительной добычи углеводородов;

• уменьшение холостой прокачки;

• подбор режимов работы инфраструктуры для нестационарного заводнения;

• комплексное сопровождение по управлению заводнением.

В качестве пилотного проекта выбрана Сугмутская группа месторождений. Закачка рабочего агента в систему ППД Сугмутского месторождения осуществляется через 4 кустовых насосных станции (КНС). На северной части месторождения насосными агрегатами КНС-1; 2 и южной – КНС-3А; 3Б. Причем последние объединены единой системой высоконапорных водоводов. Апробирование построения 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. В работе насосной станции находятся 2 насосных агрегата, регулирование режимов работы осуществляется посредством дросселирования. Действующий нагнетательный фонд – 57 скважин (Рис. 1)

https://rogtecmagazine.com/wp-content/uploads/2018/04/Gazzprom-Neft-ROGTEC-1-276x300.jpg 276w" sizes="(max-width: 500px) 100vw, 500px" width="500" height="543">

По результатам моделирования наблюдается хорошая сходимость модели с фактическим режимом работы. Расхождение расчетных и фактических показателей составляют не более 5%. Однако, при анализе модели выявлены несоответствия.

Анализ по модели выполнялся в несколько шагов:

• 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.

Если результаты идентичны, то проблема в инфраструктуре. Если имеются расхождения, то проблема в скважине. Необходимо провести анализ истории работы скважины.

По результатам расчетов модели на пилотном участке были выявлены следующие отклонения:

• направление и группа кустов с давлением ниже расчетного по причине наличия штуцирующего участка;

• 2 скважины со сниженным пластовым давлением. Причиной является проведенные мероприятия по снижению закачки и мероприятия по 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 и помощи цифровой модели, можно выявлять удаленно от месторождения несоответствия в работе системы ППД. Устранение которых необходимо в первую очередь.

Совместно с специалистами рабочей группы функции Геология и Разработка (ГиР) был проведен анализ фонда скважин Сугмутской группы. Выделена оптимальная зона взаимной работы частей системы (Цель). А также 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 (Рис. 2).

Путем расчетов проведена классификация кустов на 5 классов. На графике горизонтальная линия – среднее устьевое давление (Руст) для всего анализируемого объекта, вертикальная линия – соответствует равенству пластового (Pпл) и гидростатического давления (Pгс). Размер пузырьков – градация кустов по добыче за последний месяц.

https://rogtecmagazine.com/wp-content/uploads/2018/04/Gazzprom-Neft-ROGTEC-2-300x257.jpg 300w" sizes="(max-width: 500px) 100vw, 500px" width="500" height="429">

• Класс 1: Область идеального соответствия устьевого давления закачки и пластового давления. Зона «Цель».

• Класс 2: Устьевое давление выше среднего, низкое пластовое давление. Подбираются кандидаты для перевода в ППД, проведение обработок призабойной зоны на нагнетательных скважинах. Задаются условия определения кандидатов – по
текущему дебиту нефти и обводненности.

• Класс 3: Устьевое ниже среднего, пластовое низкое. Определяются кусты по которым необходимо увеличение Руст, оценивается дополнительная добыча нефти.

• Класс 4: Устьевое давление ниже среднего, пластовое выше гидростатического. Подбираются кандидаты под оптимизацию насоса, оценивается дополнительная добыча нефти от достижения целевого и минимального забойного давления (Рзаб).

• Класс 1: Высокое устьевое давление при пластовом давлении выше гидростатического. Определяются кусты по которым необходимо сокращение закачки.

Исходя из данной классификации были сформированы мероприятия по ограничению закачки и переводу скважин в ППД на пилотном участке. К классу 2 относятся кусты 2, 3, 15, 16, 19, зона кустов «недокачана», рассматриваются кандидаты для перевода в ППД. К классу 5 – кусты 11, 13, 6, 4, 22, 23, по которым необходимо ограничить закачку (Рис. 3).

https://rogtecmagazine.com/wp-content/uploads/2018/04/Gazzprom-Neft-ROGTEC-3-RUS-255x300.jpg 255w" sizes="(max-width: 550px) 100vw, 550px" width="550" height="647">

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

Разработанные на модели оптимизационные мероприятия не требуют значительных капитальных вложений, их можно осуществить в рамках плановой операционной деятельности предприятия:

• подбор штуцеров;

• перевод скважин в ППД;

• проведение интенсификации добычи нефти;

• вывод из эксплуатации скважин с непроизводительной закачкой;

• регулирование режимов работы насосных агрегатов КНС

Оценен экономический эффект от реализации мероприятий. С учетом затрат на транспортировку, подготовку, электроэнергию в первые 5 лет годовой NPV составляет порядка 500 млн. рублей и к концу расчетного периода снижается к минимуму. Накопленный NPV за 25 лет – 9.5 млрд. рублей.

Выводы:

• Построена комплексная модель.

• На основе модели были разработаны мероприятия направленные на оптимизацию работы оборудования и перераспределение компенсации по ячейкам заводнения и вытеснение ранее недренируемой нефти:

•изменение пластового давления в гидродинамической модели пласта;

•очистка призабойной зоны пласта на 16 скважинах;

•увеличение приемистости скважин методами обработки призабойной зоны;

•регулирование режима насосных агрегатов.

• При реализации мероприятий имеется потенциал получить дополнительно 6,8 млн.т нефти по Сугмутской группе месторождений, тем самым обеспечим прирост добычи на 20%.

• Предлагаем тиражировать методику в Компании.

Список литературы

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

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

3. Васильев Г.Г. Коробков Г.Е., Коршак А.А. (и др.)/ под ред. Байнштока С.М. Трубопроводный транспорт нефти В 2 т. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002 – Т. 1.

4. Чикин В.В., Нилов Р.В., Исламов И.И. (и др.). Критерии выбора насосного оборудования для повышения энергоэффективности системы поддержания пластового давления – М.: Нефтяное хозяйство. – 2015. – №12.

5. Шевелев М.Б., Онегов А.В. (и др.) Обобщение результатов применения циклического заводнения на примере месторождения Западной Сибири. – М: Нефтяное хозяйство. – 2013. – №1.

Авторы статьи:  

Повышев Константин Игоревич, ООО «Газпромнефть НТЦ», заместитель начальника департамента по инжинирингу крупных проектов Департамента концептуального проектирования;

Валиев Ринат Муллаянович, ООО «Газпромнефть НТЦ», начальник отдела Департамента концептуального проектирования;

Речкин Михаил Геннадьевич, ООО «Газпромнефть НТЦ», главный специалист технологического отдела Департамента концептуального проектирования;

Хамидуллин Ринальд Дамирович, ООО «ИТСК», генеральный директор

СЛЕДУЮЩИЙ МАТЕРИАЛ РАЗДЕЛА "IT"