Определение эффективности технологий ограничения газопритока при моделировании разработки нефтяных оторочек с помощью пакета tNavigator Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

УДК 622.276:550.8.013

В.А. Лушпеев1, e-mail: iushpeev035@gmaii.com; Н.А. Ровник1, e-mail: baiatsenko.n@maii.ru; Д.С. Тананыхин1, e-maii: tananykhin_ds@pers.spmi.ru; И.В. Шпуров1

1 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Санкт-Петербургский горный университет» (Санкт-Петербург, Россия).

Определение эффективности технологий ограничения газопритока при моделировании разработки нефтяных оторочек с помощью пакета tNavigator

Эффективная разработка залежей нефти с массивной газовой шапкой является актуальной задачей для огромного количества добывающих компаний во всем мире. Основной проблемой разработки таких запасов являются процессы образования газовых конусов, из-за которых происходят прорывы газа к добывающим скважинам. Это явление приводит к ухудшению технико-экономических показателей и не позволяет достичь высоких значений коэффициента извлечения нефти. В статье описаны способы разработки залежей с газовой шапкой, приведена классификация технологий ограничения газопритока, рассмотрены методы формирования блокирующих экранов и использования устройств контроля притока. Описан процесс моделирования газовой шапки залежи в виде трассера в пакете tNavigator. На модели месторождения с нефтяной оторочкой в пакете tNavigator рассмотрено три варианта добычи нефти: разработка вертикальными добывающими скважинами, разработка горизонтальными добывающими скважинами и формирование изолирующего экрана на границе газонефтяного контакта. Проанализированы результаты применения каждого варианта, предложены способы повышения их эффективности, такие как использование адаптивной системы регулирования притока и формирование изолирующего полимерного экрана с обширным водяным барьером.

Ключевые слова: разработка нефтяных оторочек, технология ограничения газопритока, прорыв газа, моделирование, tNavigator.

V.A. Lushpeev1, e-mail: 1ushpeev035@gmai1.com; NRovnik1, e-mail: ba1atsenko.n@mai1.ru; D.S. Tananykhin1, e-mail: tananykhin_ds@pers.spmi.ru; I.V.Shpurov1

1 Federal State Educational Institution of Higher Professional Education "Saint-Petersburg Mining University" (Saint Petersburg, Russia).

Efficiency Assessment of Gas Discharge Limitation Technologies while Simulating Oil Fringes Using the Navigator Bundle

Rationale development of the reservoir with a massive gas cap is relevant for a lot of oil and gas companies around the world. The main problems of such challenge are the formation of gas cones, which lead to gas breakthroughs to production wells. This process reduces technical and economic indicators and does not allow to achieve high values of oil gas recovery factor. The article describes the methods of the development of reservoir with a gas cap, the classification of limiting gas breakthrough technologies is given. Methods of forming blocking screens and using inflow control devices are analyzed. The authors describe the process of simulating the gas cap of the reservoir in the form of a tracer in the tNavigator. The article considers three options for oil recovery from the gas cap reservoir using the example of the tNavigator training model: operation of vertical production wells, operation of horizontal exploitation wells, formation of an insulating screen at the gas-oil contact. Authors suggested methods for increasing the efficiency by analysing the results of each options. For example it is suggested to use of an adaptive inflow control system and the formation of an insulating polymer screen with an extensive water barrier.

Keywords: development of oil rims, gas restriction technology, gas coning, gas breakthrough, gas cap, simulating, tNavigator.

Рис. 1. Методы разработки нефтяной залежи с газовой шапкой [15] Fig. 1. Methods for developing an oil reservoir with a gas cap [15]

Значительную часть запасов углеводородов РФ составляют нефтегазокон-денсатные месторождения, в нефтяных оторочках которых сосредоточено около 6 млрд т нефти. При этом запасы нефти таких месторождений разрабатываются недостаточно эффективно, что зачастую связано с отрицательным влиянием прорыва газа из газовой шапки. Из-за сложности разработки запасы нефти нефтегазоконденсатных месторождений относят к категории трудноизвлекаемых. Эффективность разработки нефтегазоконденсатных месторождений зависит от множества факторов, в числе которых степень разведанности запасов, тип залежи, уровень технической оснащенности добывающего предприятия, а также правильный подбор технологий. Анализ публикаций по теме эффективности разработки нефтегазоконденсатных месторождений показал, что большая часть работ посвящена технологиям ограничения конусообразования газа за счет повышения фильтрационного сопротивления или управления ре-

жимом работы скважины с помощью устройств контроля притока. Многие компании применяют собственные технологии ограничения газопритока, однако общие основополагающие принципы действия этих технологий схожи. Ряд авторов описывает полный цикл реализации технологии ограничения газопритока - от лабораторных экспериментов до опытно-промышленных испытаний [1, 2]. В работах [3-5] рассмотрены особенности изоляции газопритока в условиях карбонатных коллекторов. Авторы [6] приводят классификацию технологий изоляции прорывов газа по типу изолирующего агента, выделяют кристаллогидраты, пены, тампонажные составы, полимерные растворы и т. д. Значительное количество работ посвящено математическому моделированию процессов конусообразования газа [3, 5, 7, 8]. Авторы [9] рассматривают теорию конусообразования Маскета -Чарного, в работе [10] предложен метод потенциометрического моделирования. По результатам анализа данных статей

можно сделать вывод, что математическое моделирование конусообразования направлено на вывод формул для расчета двух основных параметров -критического (максимального безгазового) дебита и времени прорыва газа. В то же время ряд статей [10-14] предлагает экспериментальную проверку выведенных математических закономерностей для тестирования на гидродинамических моделях в условиях месторождений Прадхо Бей (Аляска, США), им. Ю. Корчагина (акватория Каспийского моря, РФ), Тролль (Норвегия) и др. В ходе анализа публикаций авторами данной статьи было выявлено, что тема обоснования эффективности технологий ограничения газопритока при разработке нефтяных оторочек в пакете tNavigator исследована слабо. Авторы выделили лишь одну работу, в которой представлено моделирование изолирующего экрана при разработке нефтяной оторочки горизонтальными скважинами, однако сравнение технологии с другими методами в работе отсутствует. В то же время процесс моделирования

Ссылка для цитирования (for citation):

Лушпеев В.А., Ровник Н.А., Тананыхин Д.С., Шпуров И.В. Определение эффективности технологий ограничения газопритока при моделировании разработки нефтяных оторочек с помощью пакета tNavigator // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2019. № 1-2. C. 80-88.

Lushpeev V.A., Rovnik N.A., Tananykhin D.S., Shpurov I.V. Efficiency Assessment of Gas Discharge Limitation Technologies while Simulating Oil Fringes Using the Navigator Bundle. Territorija "NEFTEGAS" = Oil and Gas Territory, 2019, No. 1-2, P. 80-88. (In Russian)

РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

01

Выделение области газовой шапки с помощью фильтра Cut Gas-cap zone selector using Cut filter

02

Добавление ключевых слов в data-файл. Задание трассеров Input of key words into the data-file. Location of tracers

03

Визуализация четырех трассеров с помощью секции INCLUDE Visualization of four tracers using INCLUDE section

- 04

Перезагрузка модели

и запуск на расчет. Появляется пункт ФХМ и трассеры A model reset and launching for computation. The point of physical and chemical modeling and tracers appears

Рис. 2. Этапы моделирования газовой шапки в пакете tNavigator Fig. 2. Stages of simulating the gas cap in the tNavigator software

Концентрация трассера ORO, безразмерная величина Tracer ORO concentration, dimensionless value

Рис. 3. Вид залежи после расчета газовой шапки

Fig. 3. View of the reservoir after the calculation with a gas cap

технологий на гидродинамических симуляторах уменьшает риск неправильного выбора метода для объекта и позволяет прогнозировать поведение объекта в дальнейшем. В связи с этим авторы данной статьи поставили перед собой цель продемонстрировать процесс моделирования газовой шапки залежи, а также способов снижения ограничения притока газа в нефтедобывающие скважины в пакете tNavigator и провести их анализ и сравнение эффективности. В рамках указанной цели были сформулированы следующие задачи:

• рассмотреть основные способы ограничения газопритока;

• описать моделирование газовой шапки в пакете tNavigator на примере учебной модели;

• смоделировать несколько вариантов разработки залежи с газовой шапкой в пакете tNavigator, определить наибо-

лее эффективный вариант и предложить методы его совершенствования. Результаты проведенного исследования могут быть использованы при разработке нефтяных оторочек и проектировании технологий ограничения газопритока на российских месторождениях.

МЕТОДЫ

Методы разработки нефтяной залежи с газовой шапкой можно разделить на две группы: варианты разработки месторождения с системой сбора, подготовки и транспорта газа и варианты разработки без системы сбора, подготовки и транспорта газа (рис. 1). Авторами статьи был сделан упор на разработку нефтяных оторочек в отсутствие системы сбора, подготовки и транспорта газа. В таких условиях обычно применяют сайклинг-процесс или технологии ограничения конусообразования. Методы предупреждения прорывов газа

в добывающие скважины обычно основаны на повышении фильтрационного сопротивления или на контроле за депрессией в процессе эксплуатации. К первой группе методов относят формирование на границе газонефтяного контакта различных изолирующих экранов с помощью пен, полимеров, кристаллогидратов, кремнийорганических составов и т. д. [16]. Ко второй - устройства контроля притока, которые принято разделять на активные и пассивные, хотя в последнее время в качестве особой группы выделяют еще и адаптивные системы регулирования притока. Необходимо также отметить, что горизонтальные скважины сами по себе технологически ограничивают газоприток, поскольку обладают более высоким значением предельного безводного и безгазового дебита при разработке залежей с активной подошвенной водой и газовой шапкой.

tj, 0,0016

> >, 0,0014 = -3 ¿ 0,0012

0,0010

ь а о,ооо8

0,0006

1 'I 0,0004

J 0,0002

Ч 0,0000

г

>4-

1Л 1Л Ю 1Л ю

емсч(мсчечемсм(мсчечемсм(м

Время (месяц, год) Time (month, year)

Рис. 4. Расположение добывающей скважины Д_1 на учебной модели, распределение газа отражено после расчета модели ^D-вид) Fig. 4. Location of production well D_1 on the training model. Gas saturation after presented the calculationof the model (2D view)

Рис. 5. Добыча газа из газовой шапки (трассер GCG: добыча, добывающая скважина Д_1)

Fig. 5. Gas recovery from the gas cap (tracer GCG: production, production well D_1)

82

№ 1-2 февраль 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

Д_1:накопленная нефть, тыс. ст. м3 D_1: cumulative oil production, thousands Sm3 Д_1: накопленная вода, тыс. ст. м3 D_1: cumulative water production, thousands Sm3 Д_1: трассер... тыс. ст. м3/сут D_1: tracer. thousands Sm3/day Д_1: трассер . тыс. ст. м3/сут D_1: tracer. thousands Sm3/day

1 Dec 2012 0 0 0 0

1 Jan 2013 3.24807 1.2273 0 15.297

1 Feb 2013 5.93576 2.29841 0 16.3639

1 Mar 2013 8.12863 3.20144 0 15.3775

1 Apr 2013 10.4634 4.17517 0 14.1851

1 May 2013 12.6713 5.10302 0 13.245

1 Jun 2013 14.9172 6.05185 0 12.532

1 Jul 2013 17.0658 6.96328 2.26165e-15 12.0304

1 Aug 2013 19.2647 7.8993 9.28736e-15 11.6531

1 Sep 2013 21.4453 8.83042 3.30343e-14 11.366

1 Oct 2013 23.5447 9.72857 2.06747e-13 11.1305

1 Nov 2013 25.699 10.6527 1.10832e-12 10.9233

1 Dec 2013 27.7681 11.5428 2.50143e-12 10.7493

1 Jan 2014 29.8952 12.4598 5.54546e-12 10.5879

1 Feb 2014 32.0124 13.3744 1.17141e-11 10.4407

1 Mar 2014 33.9176 14.1986 2.18542e-11 10.319

1 Apr 2014 36.0211 15.1098 7.36314e-11 10.1948

1 May 2014 38.0493 15.9897 2.15166e-10 10.0864

1 Jun 2014 40.136 16.8969 3.81957e-10 9.98848

1 Jul 2014 42.1493 17.7734 6.48609e-10 9.90311

1 Aug 2014 44.2236 18.6778 1.10545e-09 9.82524

1 Sep 2014 46.2921 19.581 1.84696e-09 9.75527

1 Oct 2014 48.2886 20.4539 2.97856e-09 9.69448

1 Nov 2014 50.3463 21.3547 4.84593e-09 9.63943

1 Dec 2014 52.3328 22.2255 7.644 54 e-09 9.59202

1 Jan 2015 54.3805 23.1243 1.2191e-08 9.54928

1 Feb 2015 56.4232 24.022 1.93187e-08 9.51041

1 Mar 2015 58.2643 24.8321 2.890693-08 9.47755

1 Apr 2015 60.298 25.728 4.55324e-08 9.44381

1 May 2015 62.262 26.5942 7.03987e-08 9.41399

1 Jun 2015 64.2871 27.4883 1.10917e-07 9.38429

1 Jul 2015 66.243 28.3528 1.71788e-07 9.35819

1 Aug 2015 68.26 29.2454 2.71047e-07 9.33326

1 Sep 2015 70.2732 30.1371 4.27542e-07 9.31067

1 Oct 2015 72.2178 30.9993 6.6185e-07 9.29019

1 Nov 2015 74.2236 31.8895 1.04174e-06 9.27056

1 Dec 2015 76.1614 32.7504 1.60666e-06 9.25286

Д_1: дебит нефти, ст. м3/сут D_1: oil production rate, Sm3/day Д_1: дебит вода, ст. м3/сут D_1: water discharge, Sm3/day Д_1: дебит газа, ст. м3/сут D_1: gas flow rate, Sm3/day

1 Dec 2012 0 0 0

1 Jan 2013 96.4714 37.1943 15297.9

1 Feb 2013 83.2802 33.6259 16366.1

1 Mar 2013 78.3168 32.251 15379.4

1 Apr 2013 75.3137 31.4106 14186.8

1 May 2013 73.5974 30.9283 13246.5

1 Jun 2013 72.4477 30.6076 12533.3

1 Jul 2013 71.6227 30.381 12031.6

1 Aug 2013 70.9311 30.1939 11654.2

1 Sep 2013 70.3425 30.0363 11367.0

1 Oct 2013 69.8213 29.8964 11131.6

1 Nov 2013 69.3523 29.7716 10924.3

1 Dec 2013 68.969 29.6719 10750.3

1 Jan 2014 68.6157 29.5815 10588.8

1 Feb 2014 68.2998 29.5018 10441.6

1 Mar 2014 68.0412 29.4377 10319.8

1 Apr 2014 67.7721 29.3717 10195.5

1 May 2014 67.5344 29.3149 10087.1

1 Jun 2014 67.3124 29.2636 9989.12

1 Jul 2014 67.1096 29.2173 9903.71

1 Aug 2014 66.9136 29.1742 9825.83

1 Sep 2014 66.7256 29.1335 9755.78

1 Oct 2014 66.5516 29.0964 9694.99

1 Nov 2014 66.3779 29.0599 9639.89

1 Dec 2014 66.2162 29.0262 9592.48

1 Jan 2015 66.053 28.9925 9549.83

1 Feb 2015 65.8933 28.9594 9510.93

1 Mar 2015 65.7537 28.9308 9478.06

1 Apr 2015 65.6046 28.9003 9444.31

1 May 2015 65.4651 28.8719 9413.87

1 Jun 2015 65.3262 28.8438 9384.76

1 Jul 2015 65.1962 28.8174 9358.64

1 Aug 2015 65.0662 28.791 9333.7

1 Sep 2015 64.9402 28.7653 9311.12

1 Oct 2015 64.8218 28.7412 9290.62

1 Nov 2015 64.7035 28.7171 9270.98

1 Dec 2015 64.5926 28.6944 9253.27

Рис. 6. Показатели работы скважины Д_1 после трех лет работы Рис. 7. Дебиты нефти и воды скважины Д_1 в 2012-2015 гг.

Fig. 6. Results of well D_1 data after three years of operation Fig. 7. Oil and water flow rates of well D1 in the 2012-2015

• __lPi™i4WII'«e«ll u'l 4". »Dl I' ll . Ifldinn.il ni IV J ' «■ I ' И 1 ■<! ■* "Я>1<"''| V О О

* I 'l.r-i - .l. ' О 9

л.* I nu l l _ ] rtywu . r-n. ----- ; ДИ11ИЛ1 и ihïaiiwww ;

Рис. 8. Траектория ствола горизонтальной скважины Fig. 8. Horizontal Well Trajectory

Рис. 9. Распределение насыщенности газом после запуска модели на расчет Fig. 9. Distribution of gas saturation after starting the model calculation

Рис. 11. Распределение газонасыщенности после добавления нагнетательной скважины и запуска модели на расчет Fig. 11. Distribution of gas saturation after the addition of the injection well and starting the calculation of the model

Накопленная нефть, тыс. ст. м3 Cumulative oil production, thousands Sm3 Накопленная вода, тыс. ст. м3 Cumulative water production, thousands Sm3

1 Dec 2012 0 0

1 Jan 2013 5.00668 2.47088

1 Feb 2013 9.14361 4.6137

1 Mar 2013 12.611 6.46346

1 Apr 2013 16.2516 8.45389

1 May 2013 19.658 10.3529

1 Jun 2013 23.0997 12.3038

1 Jul 2013 26.39 14.2027

1 Aug 2013 29.7534 16.1694

1 Sep 2013 33.0812 18.1295

1 Oct 2013 36.2833 20.0334

1 Nov 2013 29.5768 22.0078

1 Dec 2013 42.7522 23.9236

1 Jan 2014 46.0226 25.9077

1 Feb 2014 49.288 27.8951

1 Mar 2014 52.2294 29.692

1 Apr 2014 55.4733 31.682

1 May 2014 58.6052 33.608

1 Jun 2014 61.8341 35.5977

1 Jul 2014 64.9518 37.5224

1 Aug 2014 68.166 39.5099

1 Sep 2014 71.373 41.496

1 Oct 2014 74.4698 43.4164

1 Nov 2014 77.6629 45.3991

1 Dec 2014 80.7464 47.316

1 Jan 2015 83.9259 49.2948

1 Feb 2015 87.0985 51.2716

1 Mar 2015 89.9585 53.0554

1 Apr 2015 93.1182 55.0282

1 May 2015 96.1698 56.9354

1 Jun 2015 99.3316 58.9041

1 Jul 2015 102.356 60.8072

1 Aug 2015 105.49 62.7716

1 Sep 2015 108.618 64.7339

1 Oct 2015 111.639 66.6309

1 Nov 2015 114.755 68.589

1 Dec 2015 117.765 70.482

Рис. 10. Накопленная добыча воды и нефти Fig. 10. The values of accumulated oil and water production

В рамках исследования авторами статьи было проведено моделирование газовой шапки в tNavigator на примере учебной модели залежи, а затем применительно к созданной модели рассмотрено и проанализировано три варианта разработки нефтяной оторочки. Газовая шапка в пакете tNavigator моделируется как трассер, процесс моделирования можно разделить на четыре этапа (рис. 2). После выполнения всех четырех этапов и запуска модели на расчет был получен результат, представленный на рис. 3. Следующим этапом исследования было моделирование трех вариантов добычи нефти в условиях высокого риска прорыва газа из газовой шапки в продуктивные скважины:

• вариант 1 - без дополнительных мероприятий ограничения газопритока: одна добывающая скважина в нефтяной части залежи;

• вариант 2 - горизонтальная добывающая скважина;

• вариант 3 - создание водяного экрана на границе газонефтяного контакта в целях ограничения притока газа путем добавления нагнетательной скважины.

Для каждого из вариантов оценены значения максимального безгазового дебита нефти, а также времени прорыва газа, произведено сравнение, и выделена наиболее эффективная технология.

РЕЗУЛЬТАТЫ И ОБСУЖДЕНИЕ

Во всех описанных вариантах при расчете модели параметры были заданы по умолчанию. Расчет производился на три года.

Вариант 1: одна добывающая вертикальная скважина (рис. 4)

Для анализа проведенного расчета из модели были выгружены графики суточной добычи газа из газовой шапки, таблицы накопленной добычи и дебитов нефти, воды, газа (рис. 5-7) В соответствии с данными, отраженными на рис. 7-9, накопленная добыча нефти по состоянию на декабрь 2015 г. составляет 76 тыс. м3, накопленная добыча воды - 32,7 тыс. м3. Газ из газовой шапки начинает прорываться через семь месяцев после запуска скважины, и к концу 2015 г. суточная добыча газа из шапки возрастает с 2,27.10-15 м3/сут до 1,6.10-6 м3/сут, критическое значение безгазового дебита нефти составляет 72,5 м3/сут. Такая динамика говорит о необходимости проведения мероприятий по ограничению притоков газа из газовой шапки в целях уменьшения риска вывода скважин из работы по причине высокой загазованности.

Вариант 2: горизонтальная добывающая скважина

Поскольку горизонтальные скважины обладают более высоким значением предельного безводного и безгазового дебита при разработке залежей с газовой шапкой, в работе был рассмотрен вариант, когда вместо обычной вертикальной скважины Д_1 в эксплуатацию введена горизонтальная скважина (рис. 8, 9).

После расчета модели были проанализированы такие показатели работы скважины, как накопленная добыча нефти и воды по состоянию на конец 2015 г. (рис. 10), обводненность, добыча

FIELDS DEVELOPMENT AND OPERATION

а) a) б) b)

Рис. 12. Распределение газонасыщенности при добыче нефти с помощью: а) вертикальной скважины; б) горизонтальной скважины Fig. 12. Distribution of gas saturation during the production of oil with a vertical well (a), horizontal well (b)

Д_1: трассер CGC: добыча газа, ст. м3/сут D_1: tracer GCG: gas production, Sm3/day

1 Dec 2012 0

1 Jan 2013 0

1 Feb 2013 0

1 Mar 2013

1 Apr 2013 0

1 May 2013 0

1 Jun 2013 0

1 Jul 2013 0

1 Aug 2013

1 Sep 2013 0

1 Oct 2013 0

1 Nov 2013 0

1 Dec 2013 0

1 Jan 2014

1 Feb 2014 0

1 Mar 2014 0

1 Apr 2014 0

1 May 2014 0

1 Jun 2014 0

1 Jul 2014 0

1 Aug 2014 0

1 Sep 2014 0

1 Oct 2014 0

1 Nov 2014 0

1 Dec 2014 0

1 Jan 2015 0

1 Feb 2015 0

1 Mar 2015 0

1 Apr 2015 0

1 May 2015 0

1 Jun 2015 1.76463e-12

1 Jul 2015 3.14037e-12

1 Aug 2015 5.56584e-12

1 Sep 2015 9.60191e-12

1 Oct 2015 1.58480e-11

1 Nov 2015 2.61206e=11

1 Dec 2015 4.1444e-11

Рис. 13. Суточная добыча газа из газовой шапки за 2012-2015 гг. Fig. 13. Daily gas production from the gas cap for the period 2012-2015

Дебит нефти, ст. м3/сут Oil flow rate, Sm3/day Массовый дебит т/сут Mass discharge, tons per day Дебит воды ст. м3/сут Water discharge, Sm3/day Массовый дебит т/сут Mass discharge, tons per day Дебит свободной нефти, ст. м3/сут Free oil flow rate, Sm3/day

1 Dec 2012 0 0 0 0 0

1 Jan 2013 95.6652 81.3154 36.9712 37.156 9.79987

1 Feb 2013 83.8686 71.2883 33.7969 33.9659 11.4231

1 Mar 2013 78.7992 66.9793 32.389 32.5509 10.7841

1 Apr 2013 76.1668 64.7418 31.6191 31.7772 9.67418

1 May 2013 74.7739 63.5578 31.2322 31.3884 8.77267

1 Jun 2013 73.881 62.7989 30.985 31.1399 8.08502

1 Jul 2013 73.2553 62.267 30.8105 30.9646 7.61791

1 Aug 2013 72.7525 61.8396 30.6691 30.8225 7.2564

1 Sep 2013 72.3417 61.4904 30.5535 30.7062 6.97631

1 Oct 2013 72.0017 61.2015 30.456 30.6082 6.75629

1 Nov 2013 71.7003 60.9452 30.3677 30.5196 6.56759

1 Dec 2013 71.4466 60.7286 30.2917 30.4432 6.41014

1 Jan 2014 71.2186 60.5358 30.2204 30.3715 6.26713

1 Feb 2014 71.017 60.3644 30.1548 30.3056 6.14137

1 Mar 2014 70.8535 60.2254 30.0999 30.2504 6.03925

1 Apr 2014 70.6921 60.0883 30.0436 30.1938 5.9 3 742

1 May 2014 70.5519 59.9691 29.9929 30.1429 5.84871

1 Jun 2014 70.4215 59.8583 29.9441 30.0938 5.76615

1 Jul 2014 70.3059 59.76 29.8993 30.0488 5.69289

1 Aug 2014 70.1976 59.668 29.8559 30.0052 5.6236

1 Sep 2014 70.0982 59.5835 29.8148 29.9639 5.5592

1 Oct 2014 70.0102 59.5087 29.7772 29.9261 5.50071

1 Nov 2014 69.9259 59.437 29.74 0 8 29.8895 5.44554

1 Dec 2014 69.8499 59.3724 29.7072 29.8557 5.39571

1 Jan 2015 69.7775 59.3108 29.6742 29.8225 5.34 741

1 Feb 2015 69.7112 59.2545 29.6428 29.791 5.30133

1 Mar 2015 69.6557 59.2073 29.6156 29.7637 5.26212

1 Apr 2015 69.5975 59.1579 29.5865 29.7345 5.22148

1 May 2015 69.5459 59.114 29.5595 29.7073 5.18342

1 Jun 2015 69.4971 59.0726 29.5325 29.6802 5.14638

1 Jul 2015 69.4535 59.0355 29.5072 29.6547 5.11258

1 Aug 2015 69.4109 58.9993 29.4816 29.629 5.07933

1 Sep 2015 69.372 58.9662 29.4566 29.6039 5.04734

1 Oct 2015 69.3376 58.937 29.4328 29.58 5.01735

1 Nov 2015 69.3053 58.9095 29.4088 29.5558 4.9874

1 Dec 2015 69.2766 58.8851 29.3857 29.5326 4.95943

Рис. 14. Дебиты нефти и воды скважины Д_1 в 2012-2015 гг.

Fig. 14. Oil and water flow rates of the well D_1 in the period 2012-2015

TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 1-2 February 2019

85

РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Насыщенность газом, безразмерная величина, кровля Gas saturation, dimensionless value, top of Layer

- 0,8542

0,0281

0,0009

0,0000

• 0,0000

Ыm

Насыщенность газом, безразмерная величина, кровля Gas saturation, dimensionless value, top of layer

■ 0,8543

0,0281

0,0009

0,0000

■ 0,0000

шом

а) a) б) b)

Рис. 15. Распределение газонасыщенности при добыче нефти: а) вертикальной скважиной; б) вертикальной скважиной с созданием водяного барьера на границе газонефтяного контакта

Fig. 15. Distribution of gas saturation during the production with a vertical well (a) and with a vertical well with the formation of a water barrier (b)

газа из газовой шапки, длительность периода безгазовой добычи нефти, величина критического значения безгазового дебита нефти. Произведено сравнение полученных значений с показателями вертикальной добывающей скважины.

Данные, представленные на рис. 11, показывают, что горизонтальная скважина дает значительно больший эффект по сравнению с вертикальной. Так, накопленная добыча нефти возросла почти в два раза и составила 117,7 тыс. м3, при этом накопленная добыча воды составила 70,5 тыс. м3. Период безгазовой добычи нефти увеличился с семи меся-

цев до двух лет, а величина безгазового дебита составила 103,2 м3/сут. При этом по рис. 12а и 12б можно четко проследить значительное снижение количества прорывающегося из газовой шапки газа при добыче нефти с помощью горизонтальной скважины.

Вариант 3: формирование водяного барьера на границе газонефтяного контакта

Технология формирования водяного экрана на границе газонефтяного контакта путем закачки воды в нагнетательную скважину успешно применялась на Ванкорском нефтегазоконденсатном

месторождении. Создание такого барьера снижает относительную фазовую проницаемость по газу, что приводит к уменьшению количества газа, прорывающегося из газовой шапки. Для создания барьера на границе газонефтяного контакта была добавлена нагнетательная скважина с приемистостью 300 м3/сут, период работы -2012-2015 гг. (рис. 11, 13, 14). Таким образом, при вводе нагнетательной скважины и создании водоизоля-ционного экрана накопленная добыча нефти составила почти 80 тыс. м3, при этом накопленная добыча воды -33,4 тыс. м3. Период безгазовой добычи нефти увеличился с семи месяцев до 2,5 лет по сравнению с вертикальной скважиной, а безгазовый дебит составил 69,5 м3/сут. На рис. 15 представлено сравнение газонасыщенности без создания водяного экрана (рис. 15а) и после его создания (рис. 15б). Очевидно, что водяной экран позволяет в некоторой степени увеличить время до начала прорыва газа, но в какой-то момент газ начинает обходить барьер и прорываться в нефтенасыщенную часть залежи, поэтому необходимо искать способы усовершенствования данной технологии.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В ходе расчета модели нефтяной залежи с газовой шапкой с разработкой по трем описанным вариантам получены результаты, представленные в таблице. Очевидно, что наибольшее время про-

Результаты расчетов трех вариантов добычи нефти из нефтяной оторочки Computation results for three oil production options from the oil fringe

Вариант Version Срок до начала прорыва газа, мес Pre-gas coning occurrence period, months Критическое значение безгазового дебита, м3/сут Critical value of gasfree production rate, m3/day Накопленная добыча нефти в 2012-2015 гг., тыс. м3 2012-2015 cumulative oil production, thousands m3

1 - вертикальная добывающая скважина 1 - vertical producer 7 72,5 76,0

2 - горизонтальная добывающая скважина 2 - horizontal producer 24 103,5 155,5

3 - водяной экран на границе газонефтяного контакта 3 - water shield at gasoil interface 30 69,5 80,0

86

№ 1-2 февраль 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

FIELDS DEVELOPMENT AND OPERATION

Газ

± Изолирующий экран Gas Insulating screen

Рис. 16. Процесс одновременного создания гелевого экрана и водяного барьера в области газонефтяного контакта [11] Fig. 16. The process of simultaneous formation of a gel screen and a water barrier at the gas-oil contact [11]

Газ

Gas

Нефть

Oil

Вода

Water

Рис. 17. Расположение нагнетательного и добывающего стволов [11] Fig. 17. Location of the injection and production wellbores [13]

рыва газа (2,5 года) достигается при формировании водяного экрана на границе газонефтяного контакта, тогда как при добыче нефти без экрана с помощью вертикальной добывающей скважины газ начинает прорываться из шапки уже через 7 мес. В то же время критическое значение безгазового дебита при вводе нагнетательной скважины составляет 69,5 м3/сут, а без ввода -72,5 м3/сут.

В варианте 2 (с горизонтальной добывающей скважиной) время нача-

ла прорыва газа несколько меньше (2 года), но при этом величина безгазового дебита составляет 103,5 м3/сут, а накопленная добыча нефти -155,5 тыс. м3, что значительно больше, чем в вариантах 1 и 3. Повысить эффективность варианта 3 и увеличить время до начала прорыва газа можно, подобрав оптимальную длину горизонтального ствола, а также с помощью адаптивных систем регулирования притока (АСРП), которые дают возможность не только выровнять профиль притока и отложить прорыв газа в скважину, но и ограничить расход газа на заданном уровне в зонах прорыва. На сегодняшний день на российском рынке существует подобное устройство -АСРП «ВОРМХОЛС», успешно опробованная на горизонтальных скважинах месторождения им. Ю. Корчагина. Эффективность вариантов 1 и 3 можно также повысить путем формирования специальных изолирующих экранов сложного состава на границе газонефтяного контакта. Однако создание только изолирующего экрана на уровне газонефтяного контакта не всегда оправдывает себя: через какое-то время газ обходит неподвижный экран (барьер) и прорывается к забою добывающей скважины. Более эффективным способом является одновременное формирование изолирующего гелевого экрана и водяного барьера (рис. 16) [11].

В случае вертикальной скважины в межтрубном пространстве на уровне газонефтяного контакта устанавливается пакер. По межтрубному пространству в газонасыщенную зону закачивается гель, который распространяется вдоль газонефтяного контакта и образует непроницаемый экран. Затем в газонасыщенную часть также по затрубному пространству закачивают воду, формируя жидкостной барьер. Через некоторое

время приступают к добыче нефти из нефтяной оторочки. При этом закачка воды продолжается, жидкостной барьер продолжает отделять газ от забоя скважины и снижает риск его прорыва к добывающей скважине. Такая технология может стать способом усовершенствования и варианта 2 (горизонтальная скважина). Бурится два горизонтальных ствола (рис. 17), один из которых расположен в газонасыщенной зоне над газонефтяным, а другой - в области нефтеносности [11].

Через верхний ствол закачивают изолирующий агент, формирующий экран на уровне газонефтяного контакта. Далее через этот же ствол нагнетают воду для образования барьера. Нижний ствол предназначается для добычи нефти, которая начинается через некоторое время после формирования жидкостного барьера [11].

В заключение необходимо отметить, что несмотря на наибольшую (согласно расчетам) технологическую эффективность использования горизонтальных скважин, нельзя исключать из внимания экономический аспект. Стоимость бурения горизонтальных скважин значительно превышает стоимость бурения скважин вертикальных, что может нивелировать прибыль от дополнительно добытой нефти. Поэтому при выборе технологии необходимо производить детальный технико-экономический анализ. Кроме того, при применении различных способов разработки нефтегазоконден-сатных залежей большое значение приобретает контроль за состоянием пластовых жидкостей и движением границ оторочек, который позволит вовремя предупреждать прорывы газа, выявлять и оперативно устранять недостатки действующей системы. Именно это в конечном счете определяет эффективность разработки месторождения.

I

Литература:

1. Язков А.В., Горобец В.Е., Загайнов А.Н. и др. Применение горизонтальных скважин со сложным заканчиванием как один из способов эффективной разработки трудноизвлекаемых запасов нефти тонких подгазовых оторочек с подгазовой водой // Российская нефтегаз. техн. конф. и выставка SPE, 2016 г. [Электронный ресурс]. Режим доступа: www.onepetro.org/conference-paper/SPE-181907-RU?sort=&start=0&q=Язьков+A.В.%2C+ Горобец+В.Е.&...= &published_between=&fromSearchResults=true&to_year=&rows=10# (дата обращения: 13.02.2019).

2. Hasan A., Foss B., Sagatun S.I., et al. Modeling, Simulation, and Optimal Control of Oil Production under Gas Coning Conditions [Электронный источник]. Режим доступа: https://mafiadoc.com/spe-143520-modeling-simulation-and-optimal-semantic-scholar_5ba8d836097c473a1a8b4608.html (дата обращения: 13.02.2019).

3. Пресняков А.Ю., Ломакина И.Ю., Нигматуллин Т.Э. и др. Комплексный подход к выбору технологии ограничения водо- и газопритока в условиях Юрубчено-Тохомского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2014. № 6. С. 94-98.

TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 1-2 February 2019

87

4. Al-Dhafeeri A.M., Nasr-El-Din H.A., Al-Mubarak H.K., et al. Gas Shutoff Treatment in Carbonate Reservoir for Oil Wells in Saudi Arabia [Электронный источник]. Режим доступа: www.researchgate.net/publication/239818852_Gas_Shutoff_Treatment_in_Carbonate_Reservoir_for_Oil_Wells_in_Saudi_Arabia (дата обращения: 13.02.2019).

5. Ali E., Bergren F.E., DeMestre P., Biezen E. Effective Gas-Shutoff Treatments in a Fractured Carbonate Field in Oman [Электронный источник]. Режим доступа: www.researchgate.net/publication/250089215_Effective_Gas-Shutoff_Treatments_in_a_Fractured_Carbonate_Field_in_0man (дата обращения: 13.02.2019).

6. Томская Л.А., Краснов И.И., Мараков Д.А. и др. Изоляционные технологии ограничения газопритоков в нефтяных скважинах месторождений Западной Сибири // Вестник Северо-Восточного федерального университета им. М.К. Аммосова. 2016 [Электронный источник]. Режим доступа: https://cyberleninka.ru/article/n/izolyatsionnye-tehnologii-ogranicheniya-gazopritokov-v-neftyanyh-skvazhinah-mestorozhdeniy-zapadnoy-sibiri (дата обращения: 13.02.2019).

7. Hatzignatiou D.G., Mohamed F. Water and Gas Coning in Horizontal and Vertical Well. Paper presented at the 45th Annual Technical meeting of the Petroleum Society of Canadian Institute of Mining held in Calgary, Canada, 12-15 June, 1994.

8. MacDonald R.C. Methods for Numerical Simulation of Water and Gas Coning [Электронный источник]. Режим доступа: www.researchgate.net/ publication/270440797_Methods_for_Numerical_Simulation_of_Water_and_Gas_Coning (дата обращения: 13.02.2019).

9. Дорофеев Н.В., Талдыкин С.А., Калугин А.А., Бочкарев А.В. Причины и пути минимизации прорыва газа в добывающие скважины на месторождении им. Ю. Корчагина // Нефтепромысловое дело. 2014. № 7. С. 5-9.

10. Chierici G.L., Ciucci G.M., Pizzi G. A Systematic Study of Gas and Water Coning by Potentiometric Models [Электронный источник]. Режим доступа: www.onepetro.org/journal-paper/SPE-871-PA (дата обращения: 13.02.2019).

11. Суслова А.А. Газоизоляция в пластах нефтегазовых месторождений: дис. ... канд. техн. наук. М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2015 [Электронный источник]. Режим доступа: https://gubkin.ru/diss2/files/Dissertation_SuslovaAA.pdf (дата обращения: 13.02.2019).

12. Eoff L., Vasquez J., Recio A., et al. Customized Sealants for Water/Gas Shutoff Operations in Horizontal and Highly Deviated Wellbore Completions [Электронный источник]. Режим доступа: www.onepetro.org/conference-paper/SPE-174263-MS?sort=&start=0&q=SPE+174263&from_year=&peer_ reviewed=&published_between=&fromSearchResults=true&to_year=&rows=134# (дата обращения: 13.02.2019).

13. Herring G.D., Milloway J.T., Wilson W.N. Selective Gas Shut-Off Using Sodium Silicate in the Prudhoe Bay Field [Электронный источник]. Режим доступа: www.onepetro.org/conference-paper/SPE-12473-MS (дата обращения: 13.02.2019).

14. Mjaavatten A., Aasheim R., Saelid S., Gronning O. A Model for Gas Coning and Rate-Dependent Gas/Oil Ratio in an Oil-Rim Reservoir (Russian) [Электронный источник]. Режим доступа: www.onepetro.org/conference-paper/SPE-102390-RU (дата обращения: 13.02.2019).

15. Onwukwe S.I., Obah B., Chukwu G.A. A Model Approach of Controlling Coning in Oil Rim Reservoirs [Электронный источник]. Режим доступа: www.onepetro.org/conference-paper/SPE-163039-MS (дата обращения: 13.02.2019).

16. Tiefenthal S.A. Super-Critical Production from Horizontal Wells in Oil Rim Reservoirs [Электронный источник]. Режим доступа: www.onepetro.org/ journal-paper/SPE-25048-PA (дата обращения: 13.02.2019).

References:

1. Yazkov A.V., Gorobets V.E., Zagaynov A.N., et al. Application of Horizontal Wells with Complex Completion Systems for Efficient Recovery of Tight Oil Reserves of Thin Under-Gas Rims with Bottom Water. Russian Oil and Gas Engineering Conference and Exhibition SPE, 2016. Access mode: www.onepetro.org/conference-paper/SPE-181907-RU?sort=&start=0&q=Язьков+А.В.%2C+Горобец+В.Е.&fr om_year=&peer_reviewed=&published_be tween=&fromSearchResults=true&to_year=&rows=10# (access date - February 13, 2019). (In Russian)

2. Hasan A., Foss B., Sagatun S.I., et al. Modeling, Simulation, and Optimal Control of Oil Production under Gas Coning Conditions [Electronic source]. Access mode: https://mafiadoc.com/spe-143520-modeling-simulation-and-optimal-semantic-scholar_5ba8d836097c473a1a8b4608.html (access date - February 13, 2019).

3. Presnyakov A.Yu., Lomakina I.Yu., Nigmatullin T.E., et al. An Integrated Approach to the Selection of Technologies for Controlling Water and Gas Inflow under the Conditions of Yurubcheno-Tokhomskoye Field. Neftyanoe khozyaistvo = Oil Industry, 2014, No. 6, P. 94-98. (In Russian)

4. Al-Dhafeeri A.M., Nasr-El-Din H.A., Al-Mubarak H.K., et al. Gas Shutoff Treatment in Carbonate Reservoir for Oil Wells in Saudi Arabia [Electronic source]. Access mode: www.researchgate.net/publication/239818852_Gas_Shutoff_Treatment_in_Carbonate_Reservoir_for_Oil_Wells_in_Saudi_Arabia (access date - February 13, 2019).

5. Ali E., Bergren F.E., DeMestre P., Biezen E. Effective Gas-Shutoff Treatments in a Fractured Carbonate Field in Oman [Electronic source]. Access mode: www.researchgate.net/publication/250089215_Effective_Gas-Shutoff_Treatments_in_a_Fractured_Carbonate_Field_in_Oman (access date - February 13, 2019).

6. Tomskaya L.A., Krasnov I.I., Marakov D.A., et al. Isolation Technologies Limiting Gas Influx in Oil Production Wells in Western Siberia. Vestnik of North-Eastern Federal University. 2016 [Electronic source]. Access mode: https://cyberleninka.ru/article/n/izolyatsionnye-tehnologii-ogranicheniya-gazopritokov-v-neftyanyh-skvazhinah-mestorozhdeniy-zapadnoy-sibiri (access date - February 13, 2019). (In Russian)

7. Hatzignatiou D.G., Mohamed F. Water and Gas Coning in Horizontal and Vertical Well. Paper presented at the 45th Annual Technical meeting of the Petroleum Society of Canadian Institute of Mining held in Calgary, Canada, 12-15 June, 1994.

8. MacDonald R.C. Methods for Numerical Simulation of Water and Gas Coning [Electronic source]. Access mode: www.researchgate.net/ publication/270440797_Methods_for_Numerical_Simulation_of_Water_and_Gas_Coning (access date - February 13, 2019).

9. Dorofeyev N.V., Taldykin S.A., Kalugin A^., Bochkarev A.V. Causes and Ways of Minimizing Gas Breakthrough into Mining Wells at Mine's Deposit Yu. Korchagin. Neftepromyslovoe delo = Oilfield Engineering, 2014, No. 7, P. 5-9. (In Russian)

10. Chierici G.L., Ciucci G.M., Pizzi G. A Systematic Study of Gas and Water Coning by Potentiometric Models [Electronic source]. Access mode: www.onepetro.org/journal-paper/SPE-871-PA (access date - February 13, 2019).

11. Suslova A.A. Gas Insulation in the Layers of Oil and Gas Deposits. Ph.D. thesis in Engineering Science. Moscow, Gubkin Russian State University of Oil and Gas, 2015 [Electronic source]. Access mode: https://gubkin.ru/diss2/files/Dissertation_SuslovaAA.pdf (access date - February 13, 2019). (In Russian)

12. Eoff L., Vasquez J., Recio A., et al. Customized Sealants for Water/Gas Shutoff Operations in Horizontal and Highly Deviated Wellbore Completions [Electronic sporce]. Access mode: www.onepetro.org/conference-paper/SPE-174263-MS?sort=&start=0&q=SPE+174263&from_year=&peer_ reviewed=&published_between=&fromSearchResults=true&to_year=&rows=134# (access date - February 13, 2019).

13. Herring G.D., Milloway J.T., Wilson W.N. Selective Gas Shut-Off Using Sodium Silicate in the Prudhoe Bay Field [Electronic source]. Access mode: www.onepetro.org/conference-paper/SPE-12473-MS (access date - February 13, 2019).

14. Mjaavatten A., Aasheim R., Saelid S., Gronning O. A Model for Gas Coning and Rate-Dependent Gas/Oil Ratio in an Oil-Rim Reservoir (Russian) [Electronic source]. Access mode: www.onepetro.org/conference-paper/SPE-102390-RU (access date - February 13, 2019).

15. Onwukwe S.I., Obah B., Chukwu G.A. A Model Approach of Controlling Coning in Oil Rim Reservoirs [Electronic source]. Access mode: www.onepetro.org/conference-paper/SPE-163039-MS (access date - February 13, 2019).

16. Tiefenthal S.A. Super-Critical Production from Horizontal Wells in Oil Rim Reservoirs [Electronic source]. Access mode: www.onepetro.org/journal-paper/SPE-25048-PA (access date - February 13, 2019).