CC BY
62УДК 622.276.1/.4
ОПЫТ ПОСТРОЕНИЯ ИНТЕГРИРОВАННОЙ МОДЕЛИ ДЛЯ РЕШЕНИЯ ПРОБЛЕМ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
EXPERIENCE IN CONSTRUCTING THE INTEGRATED MODEL FOR SOLVING THE PROBLEMS OF THE FIELD DEVELOPMENT
А. В. Поднебесных, А. В. Барышников, А. В. Губаев, С. Р. Нуров, С. П. Стуков, Ю. И. Тимохович
A. V. Podnebesnykh, A. V. Baryshnikov, A. V. Gubaev, S. R. Nurov, S. P. Stukov, Yu. I. Timokhovich
ООО «НТЦ ОЙЛТИМ», г. Сочи, ЗАО «УНС», г. Пермь
Ключевые слова: интегрированное моделирование; потенциал скважин; график бурения Key words: integrated modeling; wells potential; drilling schedule
Составление геолого-технологической модели пласта, моделей скважин и системы обустройства длительное время является неотъемлемой частью проектирования и сопровождения разработки месторождений. С увеличением производи-
№ 1, 2016
Нефть и газ
27
тельности компьютеров в последние 10 лет стал активно развиваться подход интегрированного моделирования (ИМ), где все модели работают с взаимным и непрерывным обменом входных и выходных данных.
Основной целью данной работы является определение проблем при построении ИМ, разработка методик, определение критериев применимости и проблем построения, выработка рекомендаций по оптимизации разработки месторождения-полигона.
В качестве месторождения-полигона выбрано Ожгинское газонефтяное месторождение, расположенное в Пермском крае и разрабатываемое компанией Уралнефтесервис. В настоящий момент рассматриваются различные мероприятия по увеличению коэффициента извлечения нефти и поддержания заданного уровня добычи. Эти мероприятия включают в себя бурение новых скважин, расширение системы сбора скважинной продукции, создание системы ППД, расширение существующих мощностей по подготовке продукции и строительство новых.
Основные принципы интегрированного моделирования. Интегрированная модель в фундаментальном понимании — это математическое описание процессов в компонентах системы добычи углеводородов (УВ), включая пласт, скважины и поверхностное обустройство. Основные задачи ИМ — это расчет фазовых деби-тов, профилей изменения давления и температуры в трубопроводах и оценка продуктивности коллектора в течение всего периода разработки.
Ключевой особенностью ИМ, объединяющей все вышеперечисленные модели, является наличие только одного обязательного фиксированного граничного условия на конечном элементе наземной системы, например давления в сепараторе первой ступени [1]. Иными словами, появляется возможность проводить расчет добычи без фиксации таких значений, как буферное и забойное давление или дебит, в промежуточных звеньях системы, а ограничиваться только условием в общем стоке системы добычи. В данном случае граничные условия для промежуточных звеньев приобретают вид расчетных величин. Суть ИМ подразумевает возможность проведения комплексной оптимизации эксплуатации месторождения. Для этого необходимо задание целевых функций оптимизации, граничных условий с одной стороны и переменных параметров, предлагаемых мероприятий с другой стороны. В качестве целевых функций могут выступать такие критерии, как максимальная добыча, постоянная добыча, минимальная обводненность, минимальный газовый фактор, максимальная добыча УВ и т. д. Граничными условиями могут служить минимальное или максимальное значение линейного давления, газового фактора, забойного давления. В роли переменных величин, направленных на оптимизацию целевой функции, могут выступать диаметры штуцеров, частота работы насосного оборудования, расход газа на газлифт. В качестве мероприятий для достижения целевой функции могут применяться: ввод новых скважин, смена интервалов добычи, замена насосного оборудования, обработки призабойной зоны, внедрение системы ППД, смена трубопроводов в системе сбора.
Построенная интегрированная модель используется для решения широкого спектра как текущих, так и стратегических задач.
Краткое описание месторождения-полигона. Ожгинское газонефтяное месторождение находится на территории Пермского края, в пробную эксплуатацию месторождение введено в 2005 г., а промышленная эксплуатация ведется с 2008 г. Промышленно-нефтегазоносными комплексами являются: верхнедевонско-турнейский карбонатный (пласт Т), нижне-средневизейский терригенный (пласты Мл, Бб, Тл2-б, Тл2-а), верхневизейско-башкирский карбонатный (пласт Бш), верейский терригенно-карбонатный (пласт В3В4).
Основными сложностями при разработке данного месторождения являются: многопластовость залежи; обширная газовая шапка по ряду объектов; высокий начальный ГФ; небольшой запас упругих сил и слабая связь с законтурной областью.
По состоянию на 01.01.2015 г. в активной стадии разработки находится два объекта — пласты Бб и В3В4, остальные разрабатываются одиночными скважинами. Добыча нефти осуществляется как фонтанным, так и механизированным способом установки электроцентробежных насосов (УЭЦН). Разработка залежи находится на начальной стадии с локальными зонами дренирования на естественном режиме.
Построение моделей. В качестве программы-интегратора выбран один из коммерческих пакетов, в котором происходило создание наземной системы. На основании анализа распределения давления в модели нефтесборной системы была выбрана приоритетная корреляция. Использование данной корреляции при моделировании системы сбора флюида позволило достичь хорошей сходимости с реальными данными по профилю падения давления в коллекторе, отклонение составило не более 2,4 %. Модели скважин импортировались в модель сбора как совокупность кривых оттока для ожидаемого диапазона значений обводненности, устьевого давления, газового фактора и рабочей частоты ЭЦН.
Гидродинамическая модель Ожгинского месторождения создана в симуляторе Eclipse 100, адаптирована по состоянию на 01.01.2015 г. Далее был произведен импорт данной модели в гидродинамический симулятор.
Интеграция моделей и решение проблем с помощью ИМ. Кривые притока, рассчитанные в ГДМ с учетом падения пластового давления, изменения фазовых соотношений и изменения ФЕС, являются входными данными для модели сбора.
В случае расчета прогнозных параметров программа отправляет данные по добыче флюида или забойному давлению в гидродинамическую модель. Далее рассчитывается новое пластовое давление и кривые притока. Процесс обмена данными в ИМ схематично представлен на рисунке 1.
Рис. 1. Обмен данными посредством ПО Resolve
Для калибровки интегрированной модели производился исторический расчет ИМ на 2 месяца. Большинство мероприятий за это время было прописано в графике модели.
Полученные данные калибровались на фактические результаты с помощью поправочных коэффициентов в системе сбора, корректировки пластового давления в кривых притока. В результате динамика добычи, рассчитанная интегрированной моделью, в целом повторяла фактическую динамику из ежедневных сводок по давлениям и добыче. Как видно из рис. 2, двухмесячный расчет модели показал высокую сходимость с историческими данными, где среднее отклонение по добыче жидкости составило 2 %, а по добыче нефти — 1,4 %.
Рис. 2. Сравнение расчетной и фактической добычи флюида, оценка потенциала фонтанирования скважин
Участниками проекта были выделены наиболее приоритетные задачи, для решения которых может быть использована ИМ. Среди них: оценка потенциала фонтанирования скважин, оценка целесообразности ввода нового коллектора, оптимизация графика бурения.
На данный момент на месторождении имеется четыре скважины с фонтанным способом эксплуатации. К прекращению фонтанирования могут привести четыре фактора: снижение пластового давления, обводнение флюида, снижение ГФ вследствие истощения газовой шапки и повышение устьевого давления. Прорывы воды в расчете ГДМ не наблюдались, поэтому обводненность не учитывалась при анализе.
Для оценки потенциала фонтанирования произведен расчет ИМ с текущими технологическими параметрами. В случае, когда скважина становится нестабильной, задано условие увеличения диаметра штуцера на 2 мм (до штуцера 16 мм) и пересчет шага расчета. На рис. 3 приведен прогнозный анализ работы фонтанной скважины.
По профилю добычи скважины 76 (рис. 3а) видно, что увеличение диаметра штуцера происходит два раза: 12-14 мм, 14-16 мм. Скважина становится нестабильной в августе 2017 года. Черной точкой отмечен момент, при котором скважина перестает фонтанировать.
На рис. 3 б показано изменение кривых притока с падением пластового давления и изменение кривых оттока с падением газового фактора на штуцере 16 мм. По черной точке (см. рис. 3б) можно увидеть параметры, при которых скважина прекращает фонтанировать, то есть условия, при которых кривая оттока (УЬР) едва пересекается с кривой притока (1РЯ). На рисунке кривая притока соответствует пластовому давлению 62 бара, а кривая оттока — газовому фактору 304 м3/м3.
В соответствии с прогнозным расчетом две фонтанные скважины становятся нестабильными в конце 2016 года, а две другие скважины — в середине 2017, это связано в первую очередь с истощением газовой шапки и, как следствие, снижением эффекта газлифта, а также падением пластового давления.
Оценка целесообразности ввода нового коллектора. На месторождении планируется ввод нового коллектора большего диаметра с целью снижения линейного давления в системе сбора и большей пропускной способности с учетом роста добычи при вводе новых скважин. Внутренний диаметр нового коллектора будет составлять 300 мм вместо 147 мм.
Рис. 3. Анализ фонтанной скв. 76: а — прогноз добычи жидкости и изменения газового фактора, б — кривые притока для различных значений пластового давления и
кривые оттока для различных значений газового фактора
а
б
Для анализа эффективности решения было запущено два прогнозных расчета ИМ на два года с существующим и новым коллектором с учетом ввода новых скважин. Расчет ИМ показал, что добыча нефти за счет смены коллектора увеличится на первом временном шаге, но уменьшится на следующих. Это связано с тем, что понижение устьевого давления изначально понижает забойные давления и, как следствие, повышает дебиты, а затем влечет прорыв газа к забою. Также при снижении устьевого давления наблюдается увеличение количества свободного газа на приеме насоса и снижение эффективности работы УЭЦН, что согласуется с теорией [2].
Оптимизация графика бурения. Для оптимизации графика бурения использован логический метод, направленный на своевременный ввод скважин при разработке месторождения-полигона. Произведен двухгодичный расчет ИМ для двух сценариев: без мероприятий и с графиком бурения по целевой функции — поддержание проектного уровня добычи нефти. Основная цель расчета — своевременное бурение новых скважин для поддержания темпа добычи нефти. При этом добыча нефти не должна быть ниже 440 м3/сут в соответствии с проектными параметрами. Существующей энергии пласта недостаточно для постоянного фонтанирования проектных скважин, поэтому скважины моделировались со спущенным насосом ЭЦН. При работе скважин задано условие, что забойное давление скважин не должно быть ниже 30 атм., так как в соответствии с промысловыми данными при давлении на приеме ниже 25 атм. происходит срыв подачи насоса либо
резкое снижение эффективности вследствие высокого количества свободного газа на приеме.
В модели сбора переменными величинами были заданы частота работы насосов и диаметры штуцеров на фонтанных скважинах. Модель системы сбора, имея внутренний квадратичный оптимизатор, рассчитывала переменные параметры с целевой функцией — максимизация добычи нефти. Цель оптимизации на каждом шаге — выбор оптимального диаметра штуцера и, как следствие, выбор оптимального устьевого давления и линейного давления, при котором насосы ЭЦН и фонтанные скважины в совокупности будут иметь максимальную производительность. При этом должны соблюдаться граничные условия минимального забойного давления.
При расчете временного шага внутренний оптимизатор системы сбора выставлял значения максимального диаметра штуцеров на фонтанных скважинах для обеспечения максимальной добычи на данном временном шаге, однако впоследствии из-за низких забойных давлений на некоторых фонтанных скважинах это приводило к прорыву газа из газовой шапки. В результате было принято решение ограничивать максимальную депрессию отдельно для каждой скважины, при которой не наблюдался бы прорыв газа в соответствии с отдельным расчетом гидродинамической модели. После задания данных условий были произведены два прогнозных расчета: сценарий без ввода новых скважин и ввод новых скважин с оптимизацией по целевой функции. Ниже представлена динамика добычи по обоим вариантам (рис. 4). Как видно из графика, средний период ввода новых скважин для поддержания проектных показателей добычи составляет два месяца. Утвержденный график бурения подразумевает меньшие темпы ввода новых скважин и, как следствие, невыполнение условия заданной добычи. Тем не менее, темпы добычи могут быть увеличены без корректировки графика бурения за счет дополнительных геолого-технических мероприятий и ввода системы ППД.
Рис. 4. Профиль добычи флюида с вводом и без ввода новых скважин, критерии применимости ИМ и особенности моделирования
В результате выполнения работы по составлению модели были выработаны следующие критерии ее успешного создания и эффективного использования:
• необходим большой объем входных данных, начиная от петрофизических характеристик, заканчивая условиями подготовки нефти, а также уверенность в достоверности и точности исходных данных;
• для успешного построения модели требуется значительное количество ресурсов: группа специалистов, имеющих достаточные опыт и знания в различных областях моделирования разработки и обустройства; дорогостоящее программное обеспечение и вычислительные мощности;
• даже незначительные отклонения в моделях отдельных симуляторов накладываются друг на друга при расчете ИМ, образуя существенную ошибку;
• точность интегрированного моделирования наиболее критично зависит от качества гидродинамической и PVT моделей;
• необходимо использовать наиболее простую ГДМ, отвечающую целям работы, так как проблемы адаптации, свойственные сложным ГДМ, в дальнейшем приводят к большим погрешностям расчета ИМ;
• модели, участвующие в ИМ, должны последовательно использовать одинаковые PVT свойства и корреляции.
Таким образом, с помощью построенной интегрированной модели произведен анализ потенциала фонтанирования скважин, оценена перспектива ввода нового коллектора большего диаметра и рассчитан профиль добычи с учетом внедрения новых скважин с оптимизацией графика бурения. Определено, что все фонтанные скважины имеют дальнейший потенциал для фонтанирования в ближайшие два года, эффективность ввода нового коллектора неоднозначна, график ввода новых скважин требует некоторого уплотнения для выполнения проектных показателей добычи.
Список литературы
1. Integrated Production Modeling: Advanced, but not Always Better / Correa Feria C. // SPE 138888.-2010.
2. Скважинная добыча нефти / Мищенко И. Т. // Учебное пособие для вузов. - М.: Нефть и Газ РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. - 816 с.
3. Integrated Asset Modeling in Mature Offshore Fields: Challenges and Successes / Nazarov R. // SPE 169923.-2014.
4. Forecasting Reservoir Management Through Integrated Asset Modelling / Ursini F., Rossi R., Pagliari F. // SPE 128165.-2010.
5. Особенности построения интегрированной модели разработки и эксплуатации двух газокон-денсатных пластов Уренгойского ГКМ / Игнатьев А. и др. // SPE 166892. - 2013.
Сведения об авторах
Поднебесных Александр Владимирович,
к.г.-м. н., главный инженер проекта ООО «НТЦ ОЙЛТИМ», г. Сочи, тел. 8(862)2255447*1030, e-mail: PodnebesnyhAV@oilteam.ru
Барышников Андрей Владимирович,
к. т. н., генеральный директор ЗАО «УНС», г. Пермь, тел. 8(342)2079784, e-mail: Baryshnikov AV@urlns.ru
Губаев Андрей Валентинович, специалист, ООО «НТЦ ОЙЛТИМ», г. Сочи, тел. 8(862)2255447, e-mail: GubaevAV@oilteam.ru
Нуров Салават Ринатович, старший инженер-разработчик, ООО «НТЦ ОЙЛТИМ», г. Сочи, тел. 8(862)2255447*1030, e-mail: NurovSR@oilteam. ru
Стуков Сергей Павлович, главный геолог ЗАО «УНС», г. Пермь, тел. 8(342)2079784, email: StukovSP@urlns.ru
Тимохович Юрий Иванович, заместитель главного геолога ЗАО «УНС», г. Пермь, тел. 8(342)2079784, e-mail: TimokhovichYuI@urlns.ru
Information about the authors Podnebesnykh A. V., Candidate of Science in Geology and Mineralogy, project chief engineer of LLC «STC Oilteam», Sochi, phone 8(862)2255447*1030, e-mail: Podnebesnyh AV@oilteam.ru
Baryshnikov A. V., Candidate of Science in Engineering, Director General of CJSC «UNS», Perm, phone 8(342)2079784, e-mail: Baryshniko-vAV@urlns.ru
Gubaev A. V., specialist of LLC «STC Oilteam», Sochi, phone: 8(862)2255447, e-mail: Gubae-vAV@oilteam. ru
Nurov S. R., senior reservoir engineer of LLC «STC Oilteam», Sochi, phone 8(862)2255447*1030, e-mail: NurovSR@oilteam. ru
Stukov S. P., chief geologist of CJSC «UNS», Perm, phone: 8(342)2079784, e-mail: StukovSP@urlns.ru
Timokhovich Yu. I., deputy chief geologist of CJSC «UNS», Perm, phone: 8(342)2079784, e-mail: TimokhovichYuI@urlns. ru
