CC BY
164
ДОБЫЧА
УДК 004.02+004.67+67.08
Интегрированная модель как фундамент для выбора способа эксплуатации на месторождении с высоким содержанием газа
DOI: 10.24411/2076-6785-2019-10043
К.И. Повышев
заместитель начальника ДКП [email protected]
С.А. Вершинин
начальник технологического отдела ДКП [email protected]
А.Н. Блябляс
главный специалист технологического отдела ДКП [email protected]
О.С. Верниковская
ведущий специалист технологического отдела ДКП
ООО «Газпромнефть НТЦ», Тюмень, Россия
Настоящая статья описывает особенности проектирования разработки и обустройства инфраструктуры Новопортовского нефтегазоконденсатного месторождения. В отличие от традиционных запасов для нефтегазоконденсатных месторождений с высоким газовым фактором зачастую невозможно применение механизированного способа добычи (УЭЦН, УШГН). Для решения данного вопроса мировыми лидерами отрасли разрабатываются специальные инструменты и технологии, внедрение которых позволит решать возникающие вызовы. Целью работы является внедрение и адаптация новых технологий добычи нефти в узких зонах работы скважин. В представленной работе использовано новое применение интегрированной модели для локального определения эффективности газлифтной эксплуатации. Разработанная авторами экономическая модель позволила выявить основные статьи затрат, влияющие на выбор способа эксплуатации. Полученный в результате выполнения представленной работы опыт может стать основой для прогнозирования и лучшего выбора способа эксплуатации.
Введение
С увеличением сложности геологических профилей, специфики месторождений с высоким содержанием газа и требований к эффективности разработки активов компаний, возникают новые вызовы, которые требуют использования высокотехнологичных подходов и нового инструментария для решения поставленных задач. Все чаще ключевой целью нефтяных компаний оказывается повышение эффективности эксплуатации действующих «осложненных» месторождений, разработка газоконденсатных залежей и нефтяных оторочек.
Интерес к разработке новых подходов для повышения эффективности эксплуатации Новопортовского месторождения вызван большим потенциалом актива. Несмотря на то, что месторождение открыто в 1964 году, запасы объекта составляют более 250 млн тонн нефти и конденсата, более 270 млрд м3 газа, которые сосредоточены в пяти пластах. Новопортовское месторождение — самое северное и наиболее крупное на полуострове Ямал, но сложность его разработки и обустройства вызвана не столько географией и отсутствием транспортной инфраструктуры, сколько наличием газовой шапки, низкой проницаемостью коллекторов, присутствием подстилающей воды и большим газосодержанием в скважинной продукции.
Высокое содержание газа осложняет процесс добычи продукции. Основным способом эксплуатации в существующих реалиях полуострова Ямал является механизированный способ добычи установками погружных электроцентробежных насосов (далее — УЭЦН)
Рис. 1 — Кустовые площадки- кандидаты для технико-экономического анализа Fig. 1 — oil sites - candidates for feasibility analysis
по прокатной схеме. Учитывая автономию северного района, высокую стоимость проката оборудования и низкую эффективность работы УЭЦН на жидкости с высоким содержанием растворенного газа, возникает справедливый вопрос, существует ли инструмент, позволяющий прогнозировать режим работы при разных способах эксплуатации скважин.
Существующие модели и методики оценки поведения месторождения не позволяют в полной мере спрогнозировать темпы прорыва газа, оптимизировать работу скважин при краткосрочном оперативном прогнозировании, адресно подобрать оптимальные способы эксплуатации.
В настоящей работе будет описано применения интегрированного моделирования для адресной оценки способа эксплуатации скважин Новопортовского месторождения. Также в рамках работы выполнена технико-экономическая оценка рассматриваемых вариантов, даны рекомендации по повышению эффективности разработки и обустройства в условиях осложняющих факторов.
Интегрированное моделирование как инструмент для прогнозирования сценария эксплуатации
Интегрированная модель — единая цифровая модель месторождения, состоящая из связанных моделей пласта, скважин и поверхностного обустройства. Модель осуществляет расчет кривой притока, корректирует дебиты скважин и выполняет узловой анализ. Благодаря интегрированному моделированию создаются алгоритмы управления пластом и сценарии эксплуатации. Средствами математического моделирования ПО Petroleum Experts была построена и рассчитана интегрированная модель разрабатываемого месторождения для разных сценариев разработки [2].
Для выполнения исследования были выбраны 4 кустовые площадки, находящиеся в стадии проектирования: №№ А, B, C, D (рис. 1).
Учитывая гидродинамическую модель пласта на данных кустовых площадках наблюдается постоянный рост содержания растворенного газа. Учитывая нестабильную работу насосного оборудования при работе в условиях высокого газового фактора, было принято решение рассмотреть поведение газ-лифтного подъемника в этих условиях. Цифровая модель позволила сравнить целевой способ эксплуатации электроцентробежными насосами с альтернативной технологией в виде газлифтной эксплуатации.
По результатам расчета на интегрированной модели на базовый сценарий добычи УЭЦН весь добывающий фонд скважин Новопортовского месторождения можно разделить на три основные категории (рис. 1а):
1 — фонтанирование на целевом — Рза-бойное = Рцелевое;
2 — ЭЦН на целевом — Рзабойное =
Материалы и методы
Благодаря проектному методу была выполнена декомпозиция существующей проблемы на составные части. Средствами математического моделирования Petex, OLGA, Pipesim была построена и рассчитана интегрированная модель разрабатываемого месторождения. Используя гидродинамическое моделирование и статистико-вероятностный метод, удалось спрогнозировать работу проектируемых объектов сроком на 20 лет. Цифровая модель позволила сравнить целевой способ эксплуатации электроцентробежными насосами с альтернативной технологией в виде газлифтной эксплуатации. Углубленный анализ работы фонда и адресное внедрение газлифтных скважин, обеспечит дополнительный прирост добытой нефти от 150 до 780 тыс. тонн с каждого нефтяного куста за 20 лет.
Ключевые слова
интегрированная модель, концептуальное проектирование, выбор способа эксплуатации, газлифтный способ добычи нефти, электроцентробежный погружной насос, прогнозирование добычи нефти
Куст A (22 скв.) B (24 скв.) C (24 скв.) D (21 скв.)
Способ эксплуатации Газлифт УЭЦН Газлифт УЭЦН Газлифт УЭЦН Газлифт УЭЦН
Добыча жидкости, тыс. тонн 8 085 7 850 6 173 6 115 8 449 8 372 6 472 6 392
Добыча нефти, тыс. тонн 3 522 3 361 2 226 2 192 2 937 2 894 1 433 1 406
Таб. 1 — Объемы добычи при различных способах эксплуатации
Рцелевое, скважины не фонтанируют или фонтанируют с Рзабойное > Рцелевое, при этом целевые параметры могут быть обеспечены при эксплуатации скважин УЭЦН, свободное содержание газа на приеме насоса — Газожидкостный фактор < Газожидкостный фактор критический;
3 — скважины фонтанируют с Рзабойное > Рцелевое, при этом целевые параметры не могут быть обеспечены, т.к. свободное содержание газа на приеме насоса — Газожидкостный фактор > Газожидкостный фактор критический.
Кандидатами для перевода на газлифт-ную добычу являются скважины 2-ой и 3-ей группы.
Основная задача исследования — сравнить газлифтный способ эксплуатации с работой электроцентробежных насосов в части капитальных и операционных затрат, а также прироста добычи нефти в рассматриваемом периоде времени 2020-2040. Другими словами, подобрать такие режимы работы скважин, чтобы обеспечить работу фонда на целевых забойных давлениях как можно дольше.
На рис. 2 изображена принципиальная схема работы газлифтных скважин. Существует множество комбинаций данной схемы, однако принципиальные решения неизменны: закачка активного газа, узлы учета
и регулирования, а также подземная компоновка, включающая газовые клапана и ман-дрели [3].
Основными достоинствами газлифтной эксплуатации недропользователи отмечают стабильную работу с высоким газовым фактором, высокую надежность оборудования, обеспечивающую высокий межремонтный период, низкие эксплуатационные затраты. В качестве ограничений следует отметить необходимость подготовки газа перед закачкой и высокие капитальные затраты на систему газораспределения и повышение давления газа перед закачкой [4]. Тем не менее, для текущих условий эксплуатации Новопортов-ского месторождения газлифтный подъемник может явится альтернативной технологией добычи против существующей прокатной схемы УЭЦН.
Средствами интегрированного моделирования был выполнен расчет для четырех кустовых площадок, общий потенциал для внедрения составляет 91 скважина.
Технико-экономическая оценка рассматриваемых способов эксплуатации
Выполнив оценку объемов добычи в расчетном периоде 2020-2040 (таб. 1), можно судить о эффективности рассматриваемой технологии.
300 250 200 150 100 50 О
16 И ШЯШ 26
145 113 104 El 101
89 105 118 103
2020
2021
2022 ■ 2
2023
2024
Рис. 1а — Распределение фонда скважин по способам эксплуатации Fig. 1a — Distribution of wells by operating methods
Рис. 2 — Принципиальная технологическая схема газлифтной эксплуатации Fig. 2 — The basic technological scheme of gas-lift operation
Fig. 3 — The relationship between the flow rate of the liquid and the gas flow Рис. 3 — Зависимость между дебитом жидкости и расходом газа
Как и следовало ожидать, газлифтная эксплуатация обеспечивает более продолжительную работу на целевых забойных давлениях. Другими словами, газлифтный подъемник обеспечивает стабильную работу в период, когда работа УЭЦН уже невозможна из-за высокого содержания газа на приеме насоса, а фонтанирования на целевом забойном давлении еще не происходит из-за отсутствия достаточного объема собственного газа [5].
Не стоит забывать, что стоимость одного комплекта газлифтного оборудования составляет порядка 10 млн рублей. Кроме того, оборудование нуждается в ежегодном ремонте и обслуживании (порядка 800 тыс. руб./год), поэтому, несмотря на кажущиеся
преимущества в добыче, следует разобраться, будет ли достаточным этот прирост по нефти, чтобы окупить капитальные затраты на реализацию проекта.
Газлифтная эксплуатация на кусте №А обеспечивает прирост нефти +161 тыс. тонн в расчетном периоде. Накопленный дисконтированный поток +908 млн руб.
Газлифтная эксплуатация на кусте №В обеспечивает прирост нефти +34 тыс. тонн в расчетном периоде. Накопленный дисконтированный поток составляет -133 млн руб.
Газлифтная эксплуатация на кусте №С обеспечивает прирост нефти +43 тыс. тонн в расчетном периоде. Накопленный дисконтированный поток составляет -201млн руб.
Газлифтная эксплуатация на кусте №й
Показатели Ед. изм. Газлифт ЭЦН Разница
Добыча нефти Добыча жидкости Капитальные вложения Операционные затраты Накопленный поток наличности Накопленный дисконт. поток / ЫРУ
тыс. т тыс. т
3 522 3 361 161
8 085 7 850
578 251 70 547 507704
296 629 633 561 -336 932
35 274 905 33 828 881
20 581 010 19 673 043 907966
Таб. 2 — Экономическая оценка реализации газлифтной эксплуатации для куста №A Tab. 2 — Economic appraisal of gas-lift operation sales for bush №A
Показатели Ед. изм. Газлифт ЭЦН Разница
Добыча нефти тыс. т
Добыча жидкости тыс. т
Капитальные вложения тыс. руб.
Операционные затраты тыс. руб.
Накопленный поток наличности - " -
Накопленный дисконт. поток / ЫРУ - " -
2 226 6 173 671 263 331 461
2 192 6 115 32 267 750 483
21 943 148 21 832 673
10 170 167 10 302 815
34
638 996 -419 022
-132 649
Таб. 3 — Экономическая оценка реализации газлифтной эксплуатации для куста №B Tab. 3 — Economic appraisal of gas-lift operation sales for bush №B
Показатели Ед. изм. Газлифт ЭЦН Разница
Добыча нефти тыс. т
Добыча жидкости тыс. т
Капитальные вложения тыс. руб.
Операционные затраты тыс. руб.
Накопленный поток наличности - " -
Накопленный дисконт. поток / ЫРУ - " -
2 937 8 449 904963 382 072
2 894 8 372 51 333 976 729
43
853630 -594 657
28 998 283 28 838 299 14 681 395 14 882 619 -201 224
Таб. 4 — Экономическая оценка реализации газлифтной эксплуатации для куста №C Tab. 4 — Economic appraisal of gas-lift operation sales for bush №С
Показатели Ед. изм. Газлифт ЭЦН Разница
Добыча нефти тыс. т
Добыча жидкости тыс. т
Капитальные вложения тыс. руб.
Операционные затраты тыс. руб.
Накопленный поток наличности - " -
Накопленный дисконт. поток / ЫРУ - " -
1 433 1 406 27
6 472 6 392
900744 46567 854 178
347 479 848 470 -500 991
13 798 587 13 877 745 5 657 149 6 022 493
-365 344
Таб. 5 — Экономическая оценка реализации газлифтной эксплуатации для куста №D Tab. 5 — Economic appraisal of gas-lift operation sales for bush №D
обеспечивает прирост нефти +27 тыс. тонн в расчетном периоде. Накопленный дисконтированный поток составляет -365 млн. руб.
Одним из основных источников капитальных затрат, кроме газлифтного оборудования, является система газопроводов высокого давления, поэтому удаленность кустов от системы газоснабжения также играет немаловажную роль.
Следует отметить, что при сравнении вариантов эксплуатации, ключевым фактором, оказывающим экономическую чувствительность, является именно прирост добычи в расчетном периоде, а не затраты на реализацию проекта. Это отчетливо видно на примере оценки экономической чувствительности вариантов (рис. 4)
Как следует из технико-экономической оценки куста №А, дополнительный прирост нефти +161 тыс. тонн обеспечивает компенсацию капитальных затрат на реализацию газлифтной эксплуатации. Для того, чтобы варианты УЭЦН-Газлифт стали экономически равнозначными, необходимо увеличить вдвое капитальные затраты на газлифтное оборудование, либо снизить добычу нефти на 4,3% с кустовой площадки за весь расчетный период. Следует учитывать тонкости гидродинамической модели и понимать, что результаты одного куста нельзя транслировать на все месторождение. Так, например, реализация газлифтной эксплуатации на кусте №В не обеспечивает прирост по нефти в достаточной мере, чтобы окупить реализацию газлифтно-го способа.
Существующие риски и ограничения
Необходимо понимать и учитывать, что газлифтный способ эксплуатации ни в коем случае не увеличивает коэффициент извлечения нефти. Дополнительная добыча возникает вследствие смещения временного интервала добычи при работе на целевых забойных давлениях, другими словами, позволяет добыть продукцию раньше. Стоит отметить, что в данном конкретном случае, «переходный период» для эффективной работы газлифтного оборудования составляет 3-5 лет, после чего целевые скважины переходят в режим фонтанирования и газлифтное оборудование не эксплуатируется. Кроме того, одним из самых главных рисков можно выделить то, что интегрированная модель работает по исходным данным гидродинамики и малейшие неточности влияют на расчет. Учитывая, что ключевым еоБ^райвером является добыча нефти, отклонения по этому показателю недопустимы.
Итоги
В представленной работе использовано новое применение интегрированной модели для локального определения эффективности газлифтной эксплуатации.
Выводы
Используя интегрированное моделирование удалось спрогнозировать работу проектируемых объектов сроком на 20 лет. Разработанная авторами экономическая модель позволила выявить основные статьи затрат, влияющие на выбор способа эксплуатации.
Полученный в результате выполнения представленной работы опыт может стать основой
21 ООО ООО 20 500 000 20 ООО ООО 19 500 ООО 19 000 000
NPV. TWC.pyÇ
14 900 000 14 350 ООО 14 800 ООО 14 750 BOO 14 700 ООО 14 650 ООО 14 £00 ООО 14 550 000
NPV, ТЫС-РУС
КустА
20 581 010 QH = 431* CAPEX- »197«
19 673 043 Ц
Газлифт
Куст С
Гээпифт
УЭЦН
RWVIRn
ftu = *i 5 %
CAPEX= -26%
14 681 395
УЭЦН
Куст В
10 350 ООО 10 300 000 10 250 000 10200000 10150000 10100 000 NFV, тък.руО
1 10 302 815
QH =»1,23% CAPEX= -24%
10 170 167
Газлифт
Куст D
6100 ООО 6 000 000 5 900 000 5 800 000 5 700 000 5 600 000 S 500 ООП 5 400 000 NPV. тыс.руб
УЭЦН
Рис. 4 — Оценка экономической чувствительности вариантов Fig. 4 — Assessment of the economic sensitivity of options
6 022 493
On = +5,67St
CAPEfc-17%
5 657 149
i Газлифт УЭЦН
для прогнозирования и лучшего выбора способа эксплуатации.
Литература
1. Повышев К.И., Вершинин С.А., Верни-ковская О.С. Особенности разработки, обустройства и эксплуатации нефтегазо-конденсатных месторождений. Результаты внедрения,интегрированной модели// Нефтяное хозяйство. 2017. №7. С. 68-71.
2. Повышев К.И., Коптелов А.С. Особенности обустройства нефтегазоконденсатных месторождений // Нефтяное хозяйство. 2016. №9. С. 82-84.
3. Арбузов В.Н. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. Часть 1. Томск: Издательство Томского политехнического университета, 2011. 200 с.
4. Ляпков П.Д. Подбор установки погружного центробежного насоса к скважине. М.: МИНГ. 1987. 71 с.
5. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти. М: Недра, 1989. 245 с.
ENGLISH
OIL PRODUCTION
UDC 004.02+004.67+67.08
Integrated model as a foundation for choosing the method of operation at a gas-rich field
Authors
Konstantin I. Povyshev — deputy head of DCT; [email protected]
Sergey A. Vershinin — head of technological department of DCT; [email protected]
Aleksandr N. Blyablyas — chief specialist of the technology department of DCT; [email protected]
Ol'ga S. Vernikovskaya — leading specialist of the technological department of DCT; [email protected]
«Gazpromneft STC» LLC, Tyumen', Russian Federation
Abstract
This article describes the design features of the development and infrastructure development of Novoportovskoye oil and gas condensate field. Unlike traditional reserves for oil and gas condensate fields with a high gas factor, it is often impossible to use a mechanized method of production (ESP, USGN). To solve this issue, the world leaders of the industry are developing special tools and technologies, the introduction of which will solve the emerging challenges. The purpose of the work is the introduction and adaptation of new technologies of oil production in narrow areas of wells. In the present work, a new application of the integrated model for the local determination of the efficiency of gas lift operation is used. The economic model developed by the authors made it possible to identify the main cost items that affect the choice of the method of operation. The experience obtained as a result of the presented work can become the basis for
forecasting and better choice of the method of operation.
Materials and methods
Thanks to the design method, the existing problem was decomposed into its component parts. By means of mathematical modeling of Petex, OLGA, Pipesim the integrated model of the developed field was constructed and calculated. Using hydrodynamic modeling and statistical-probabilistic method, it was possible to predict the work of the designed objects for a period of 20 years. The digital model made it possible to compare the target method of operation of electric centrifugal pumps with an alternative technology in the form of gas lift operation. In-depth analysis of the Fund and targeted implementation of gas lift wells will provide an additional increase in oil production from 150 to 780 thousand tons from each oil Bush for 20 years.
Keywords
integrated model, conceptual design, choice of method of operation, gas-lift method of oil production, electric submersible pump, oil production forecasting
Results
In the present work, a new application of the integrated model for the local determination of the efficiency of gas lift operation is used.
Conclusions
Using integrated modeling it was possible to predict the work of the designed objects for a period of 20 years.
The economic model developed by the authors made it possible to identify the main cost items that affect the choice of the method of operation.
The experience obtained as a result of the presented work can become the basis for forecasting and better choice of the method of operation.
References
1. Povyshev K.I., Vershinin S.A., Vernikovskaya O.S. Osobennosti razrabotki, obustroystva i ekspluatatsii neftegazokondensatnykh mestorozhdeniy. Rezul'taty vnedreniya, integrirovannoy modeli [Features of development, arrangement and operation of oil and gas condensate fields. The results of the implementation
of the integrated model]. Oil industry, 2017, issue 7, pp. 68-71.
2. Povyshev K.I., Koptelov A.S. Osobennosti obustroystva neftegazokondensatnykh mestorozhdeniy [Oil and gas fields development specifics]. Oil industry, 2016, issue 9, pp. 82-84.
3. Arbuzov V.N. Ekspluatatsiya neftyanykh i gazovykh skvazhin. Chast' 1 [Operation of oil and gas wells. Part 1]. Tomsk:
Publishing House of the Tomsk Polytechnic University, 2011, 200 p.
4. Lyapkov P.D. Podbor ustanovki pogruzhnogo tsentrobezhnogo nasosa k skvazhine [Selection of submersible centrifugal pump for the oil well]. M.: MING, 1987, 71 p.
5. Mishchenko I.T. Raschety v dobyche nefti [Calculations in Oil Production]. M. Nedra, 1989, 245 p.
