CC BY
67ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ВЫСОКИМ СОДЕРЖАНИЕМ ГАЗА (НА ПРИМЕРЕ НОВОПОРТОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ)
УДК 622.06
К.И. Повышев, ООО «Газпромнефть НТЦ» (Тюмень, РФ), [email protected] С.А. Вершинин, ООО «Газпромнефть НТЦ», [email protected] А.Н. Блябляс, ООО «Газпромнефть НТЦ», [email protected] О.С. Верниковская, ООО «Газпромнефть НТЦ», [email protected]
Новопортовское месторождение - самое северное и наиболее крупное на п-ове Ямал. Его запасы составляют более 250 млн т нефти и конденсата и более 270 млрд м3 газа. Эффективная эксплуатация данного месторождения затруднена наличием газовой шапки, низкой проницаемостью коллекторов, присутствием подстилающей воды и большим газосодержанием в скважинной продукции. В существующих реалиях стандартный способ разработки скважин имеет ряд недостатков, и поиск метода прогнозирования оптимального режима эксплуатации подобных месторождений становится актуальной задачей.
В работе построена интегрированная модель Новопортовского месторождения для разных сценариев эксплуатации, выполнена их технико-экономическая оценка. Даны рекомендации по повышению эффективности разработки при наличии осложняющих факторов. Представленная экономическая модель позволила выявить основные управляющие факторы, влияющие на выбор способа эксплуатации скважин. Опробованная методика расчета может служить основой для прогнозирования применительно к другим объектам.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: НОВОПОРТОВСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ, РАЗРАБОТКА СКВАЖИН, ГАЗЛИФТНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ, ИНТЕГРИРОВАННАЯ МОДЕЛЬ, ПРОГНОЗИРОВАНИЕ, ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА.
В современных условиях невозможно обеспечить заданный уровень добычи нефти без использования высокотехнологичных подходов и нового инструментария. Приоритетными направлениями нефтяных компаний становятся повышение эффективности эксплуатации действующих месторождений, разработка газокон-денсатных залежей и нефтяных оторочек.
Новопортовское месторождение составляет ключевой актив ПАО «Газпром нефть» на п-ове Ямал с большим потенциалом. Несмотря на то, что открыто месторождение в далеком 1964 г., его запасы превышают 250 млн т нефти и конденсата и 270 млрд м3 газа, которые сосредоточены в пяти пластах.
Новопортовское месторождение -самое северное и наиболее крупное на п-ове Ямал, но сложность
его разработки и обустройства обусловлена не столько географией и отсутствием транспортной инфраструктуры, сколько наличием газовой шапки и подстилающей воды,низкой проницаемостью коллекторов и большим газосодержанием в скважинной продукции. Основной способ эксплуатации в существующих реалиях - механизированная добыча электроцентробежными насосами по прокатной схеме. В условиях географической автономии, высокой стоимости проката оборудования и низкой эффективности работы установки электроприводного центробежного насоса (УЭЦН) на жидкости с высоким содержанием растворенного газа возможность моделирования режима работы при разных схемах эксплуатации представляет значительный практический интерес.
Существующие модели и мето -дики оценки не позволяют в пол-
ной мере спрогнозировать темпы прорыва газа и подобрать оптимальные способы эксплуатации для каждого конкретного случая [1]. В настоящей работе описано применение интегрированного моделирования (ИМ) для решения этой задачи на примере Новопортовского месторождения. Выполнена технико-экономическая оценка разных вариантов разработки скважин и даны рекомендации по повышению эффективности разработки и обустройства в условиях осложняющих факторов.
ИНТЕГРИРОВАННОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ КАК ИНСТРУМЕНТ ДЛЯ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ СЦЕНАРИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ
Интегрированная модель представляет собой математическое описание месторождения, объединяющее гидродинамические моде-
K.I. Povyshev, Gazpromneft NTC LLC (Tyumen, the Russian Federation), [email protected]
S.A. Vershinin, Gazpromneft NTC LLC, [email protected]
A.N. Blyablyas, Gazpromneft NTC LLC, [email protected]
O.S. Vernikovskaya, Gazpromneft NTC LLC, [email protected]
Enhancing the operation efficiency of fields with high gas contents (exampled by Novoportovskoye field)
Novoportovskoye is the northernmost and the largest field on Yamal Peninsula. Its reserves exceed 250 mln tons of oil and condensate and 270 b cubic meters of gas. Efficient operation of this field is constrained by a gas cap, low permeability of the reservoirs, presence of bottom water, and high gas content in production fluid. Given the existing conditions, conventional method of well development has a number of shortcomings, so finding a method to forecast the optimum operation condition for such fields is becoming an immediate task.
A new integrated model of Novoportovskoye field is developed during the study, for various operating scenarios with their technical and economic evaluation. Recommendations are provided on enhancing efficiency of development, given the complicating factors.
The presented economic model has revealed the key managing factors that influence the choice of well operation method. The calculation methodology is tested and can be a basis for forecasting when applied to other facilities.
105 - Газовый куст Gas well cluster
----Необходимо строительство газопровода
Gas pipeline needed
--Действующий газопровод
Active gas pipeline
Рис. 1. Кустовые площадки, выбранные для технико-экономического анализа Fig. 1. Multiple well platforms selected for technical and economic analysis
300 250
1-я группа скважин 1st pattern holes
2022 Год Year
' 2-я группа скважин 2nd pattern holes
26
2023
202Д
3-я группа скважин 3rd pattern holes
Рис. 2. Распределение фонда скважин по способам эксплуатации Fig. 2. Well stock distribution by operation method
ли пласта, модели скважин и на -земной инфраструктуры, связанные между собой на платформе-интеграторе. Она позволяет рассчитать кривую притока, корректировать дебиты скважин и выполнить узловой анализ. Посредством ИМ создаются алгоритмы управления пластом и сценарии эксплуатации месторождений.
В Petroleum Experts Inc. построена ИМ Новопортовского месторожде-
ния. Она оптимизирована по данным четырех кустовых площадок, находящихся в стадии проектирования (рис. 1). Гидродинамические параметры пласта на этих площадках обуславливают постоянный рост содержания растворенного газа. В условиях высокого газового фактора насосное оборудование работает нестабильно, что привлекает интерес к поиску альтернативного решения. Цифровая модель позволила сравнить УЭЦН с технологией газлифтной эксплуатации (ГЭ).
Согласно ИМ при базовом сценарии добычи УЭЦН весь фонд скважин Новопортовского месторождения можно разделить на три основные категории (рис. 2).
1-я группа. Фонтан при целевом давлении. Давление забойное равно целевому.
2-я группа. Целевые параметры могут быть обеспечены при эксплуатации скважин УЭЦН. Давление забойное равно целевому. Скважины не фонтанируют или фонтанируют. Свободное содержание газа на приеме насоса. Газожидкостный фактор меньше или равен критическому значению.
3-я группа. Целевые параметры не могут быть обеспечены. Скважины фонтанируют при забойном давлении,большем целевого. Свободное содержание газа на приеме насоса. Газожидкостный фактор выше критического значения.
Таблица 1. Оценка объемов добычи за период 2020-2040 гг. Table 1. Rating of wells for the period 2020-2040
Куст Cluster A (22 скважины) A (22 wells) B (24 скважины) B (24 wells) C (24 скважины) C (24 wells) D (21 скважина) D (21 wells)
Способ эксплуатации Operation method ГЭ GLO УЭЦН ECPU ГЭ GLO УЭЦН ECPU ГЭ GLO УЭЦН ECPU ГЭ GLO УЭЦН ECPU
Добыча жидкости, тыс. т Fluid production, thousand tons 8085 7850 6173 6115 8449 8372 6472 6392
Добыча нефти, тыс. т Oil production, thousand tons 3522 3361 2226 2192 2937 2894 1433 1406
Таблица 2. Экономическая оценка реализации ГЭ для куста A за период 2020-2040 гг. (прирост нефти для ГЭ: 161 тыс. т, накопленный дисконтированный поток: 908 млн руб.)
Table 2. Economic evaluation of GLO implementation for cluster A for the period 2020-2040 (incremental oil for GLO is 161 thousand tons, accumulated discounted flow is 908 mln rubles)
Показатели Indicators Единицы измерения Measurement units ГЭ GLO УЭЦН ECPU Разница Difference
Добыча нефти Oil production тыс. т thousand tons 3522 3361 161
Добыча жидкости Fluid production тыс. т thousand tons 8085 7850 -
Капитальные вложения CAPEX (one-time capital expenditure) тыс. руб. thousand rubles 578 251 70 547 507704
Операционные затраты Operational expenditure тыс. руб. thousand rubles 296 629 633 561 -336 932
Накопленный поток наличности Accumulated cash flow тыс. руб. thousand rubles 35 274 9 05 33 828 881 -
Накопленный дисконтный поток / Чистая приведенная стоимость Accumulated discounted flow / Net present value тыс. руб. thousand rubles 20 581 010 19 673 043 907966
Выявлено два кандидата для пе -ревода на ГЭ: скважины 2-й и 3-й групп. Основная задача исследования - сравнить для этих скважин способ ГЭ с работой УЭЦН в отношении капитальных,операционных затрат, а также прироста добычи нефти на период 2020-2040 гг. и подобрать режим эксплуатации, способный обеспечить работу фонда при целевом и забойном давлении как можно дольше.
На рис. 3 изображена схема функционирования газлифтных скважин. Существует большое количество ее модификаций при неизменных принципиальных технологических решениях: закачка активного газа, узлы учета и регулирования, а также подземная компоновка, включающая газовые клапаны и мандрели. Как основные достоинства ГЭ недропользователи
УПНГ 0GTU
Подготовка газа: осушка, компримирование Gas treatment: drying, compression
Регулировки расхода
и давления газа Gas flow and pressure control unit
Нефть + газ Oil + gas
Газлифтный газ
Рис. 3. Принципиальная технологическая схема ГЭ газлифтной эксплуатации: УПНГ установка подготовки нефти и газа
Fig. 3. Gaslift operation (GLO) PFD: OGTU — oil & gas treatment unit
Таблица 3. Экономическая оценка реализации ГЭ для куста B за период 2020-2040 гг. (прирост нефти для ГЭ: 34 тыс. т, накопленный дисконтированный поток: -133 млн руб.)
Table 3. Economic evaluation of GLO implementation for cluster B for the period 2020-2040 (incremental oil for GLO is 34 thousand tons, accumulated discounted flow is -133 mln rubles)
Показатели Единицы измерения ГЭ у: «Н Разница
Indicators Measurement units GLO EC :pu Difference
Добыча нефти Oil production тыс. т thousand tons 2226 2192 34
Добыча жидкости тыс. т 673 6115
Fluid production thousand tons
Капитальные вложения тыс. руб. 671 263 32 267 638 996
CAPEX thousand rubles
Операционные затраты Operational expenditure тыс. руб. thousand rubles 331 461 750 483 -419 022
Накопленный поток наличности тыс. руб. 21 943148 21 832 673
Accumulated cash flow thousand rubles
Накопленный дисконтный поток / Чистая приведенная стоимость тыс. руб. thousand rubles 10 170 167 10 302 815 -132 649
Accumulated discounted flow / Net present value _
Таблица 4. Экономическая оценка реализации ГЭ для куста C за период 2020-2040 гг. (прирост нефти для ГЭ: 43 тыс. т, накопленный дисконтированный поток: -201 млн руб.)
Table 4. Economic evaluation of GLO implementation for cluster C for the period 2020-2040 (incremental oil for GLO is 43 thousand tons, accumulated discounted flow is -201 mln rubles)
Показатели Единицы измерения ГЭ у: «Н Разница
Indicators Measurement units GLO EC PU Difference
Добыча нефти Oil production тыс. т thousand tons 2937 2894 43
Добыча жидкости тыс. т 8449 8372
Fluid production thousand tons
Капитальные вложения тыс. руб. 904 963 51 333 853 630
CAPEX thousand rubles
Операционные затраты Operational expenditure тыс. руб. thousand rubles 382 072 976 729 -594 657
Накопленный поток наличности тыс. руб. 28 998 283 28 838 299
Accumulated cash flow thousand rubles
Накопленный дисконтный поток / Чистая приведенная стоимость тыс. руб. thousand rubles 14 681395 14 882 619 -201 224
Accumulated discounted flow / Net present value _
отмечают стабильную работу с высоким газовым фактором, высокую надежность оборудования и низкие эксплуатационные затраты. В качестве ограничений следует выделить необходимость подготовки газа перед закачкой, высокие капитальные затраты на систему газораспределения и повышение давления газа перед закачкой. Тем не менее для текущих условий эксплуатации Новопортовского месторождения газлифтный подъемник можно рассматривать в качестве альтернативы реализуемой прокатной схемы УЭЦН.
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА РАССМАТРИВАЕМЫХ СПОСОБОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ
Об эффективности технологии можно судить по результатам оценки объемов добычи в расчетном периоде 2020-2040 гг. (табл. 1).
Газлифтная эксплуатация обеспечивает более продолжительный срок службы при целевых забойных давлениях; газлифтный подъемник стабильно работает даже тогда, когда функционирование УЭЦН уже невозможно из-за высокого содержания газа на приеме насоса, а фонтанирование при целевом за-
бойном давлении еще не происходит из-за отсутствия достаточного объема собственного газа. При этом следует учитывать, что стоимость одного комплекта газлифтного оборудования составляет порядка 10 млн руб., и оно нуждается в регулярном техническом обслуживании (около 800 тыс. руб. в год). Дополнительный источник капитальных затрат - газопроводы высокого давления, и удаленность кустов от системы газоснабжения также играет существенную роль. В связи с вышесказанным необходимо оценить, будет ли выигрыш
Таблица 5. Экономическая оценка реализации ГЭ для куста D за период 2020-2040 гг. (прирост нефти для ГЭ: 27 тыс. т, накопленный дисконтированный поток: -365 млн руб.)
Table 5. Economic evaluation of GLO implementation for cluster D for the period 2020-2040 (incremental oil for GLO is 27 thousand tons, accumulated discounted flow is -365 mln rubles)
Показатели Единицы измерения ГЭ у: «Н Разница
Indicators Measurement units GLO EC PU Difference
Добыча нефти Oil production тыс. т thousand tons 1433 1406 27
Добыча жидкости тыс. т 6472 6392
Fluid production thousand tons
Капитальные вложения тыс. руб. 9 0 0 744 46 567 854 178
CAPEX thousand rubles
Операционные затраты Operational expenditure тыс. руб. thousand rubles 347 479 848 470 -500 991
Накопленный поток наличности тыс. руб. 13 798 587 13 877 745
Accumulated cash flow thousand rubles
Накопленный дисконтный поток / Чистая приведенная стоимость тыс. руб. thousand rubles 5 657149 6 022 493 -365 344
Accumulated discounted flow / Net present value _
a) a) a
г щ
21 ООО ООО 20 500 ООО 20 ООО ООО 19 500 ООО 19 ООО ООО
ГЭ GL0
УЭЦН ECPU
б) b) |
Б
10 350 ООО 10 300 ООО 10 250 000 Оя = 123% 10 200 ООО 10 150 ООО 10 100 ООО
УЭЦН ECPU
в) с)
г) d)
Б
О
Z
х
§
14900 ООО 14 850 ООО 14 В00 ООО 0 14750 000 14700 000 14650 000 14600 000 14550 000
d -г гз
CD
■=! =
S3 ш
m tn
г
6 1001 6 ООО ( 5 900 1 5 800 1 5700 1 5 600 1 5500 1 5400 1
ГЭ GL0
УЭЦН ECPU
САРЕХ - капитальные единоразовые затраты ^ - экономическая разница технологий, выраженная через относительный объем нефти
^ - economic difference of technologies, expressed in terms of relative oil volume
Рис. 4. Оценка экономической чувствительности вариантов: а) куст А; б) куст B; в) куст C; г) куст D
Fig. 4. Economic sensitivity evaluation for the following options (EPCU - electrically driven centrifugal pump unit): a) cluster A; b) cluster B; c) cluster C; d) cluster D
от повышения уровня нефтедобычи компенсировать затраты на реализацию проекта (табл. 2-5).
При сравнении вариантов эксплуатации роль управляющего фактора играет прирост добычи в расчетном периоде, а не затраты. Это нагляд-
но показано на примере оценки экономической чувствительности рассмотренных вариантов (рис. 4). Рассчитанный прирост уровня добычи нефти на кусте А (161 тыс. т) компенсирует капитальные затраты на реализацию ГЭ. Для того
чтобы способы эксплуатации 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.
При анализе результатов следует учитывать тонкости гидродинамической модели и понимать, что данные одного куста нельзя транслировать на все месторождение. Например,реализация ГЭ на кусте B не обеспечивает самоокупаемости.
СУЩЕСТВУЮЩИЕ РИСКИ И ОГРАНИЧЕНИЯ
Газлифтный способ эксплуатации ни в коем случае не увеличивает коэффициент извлечения нефти. Дополнительная добыча возникает вследствие смещения временного интервала при целевом забойном давлении, другими словами - этот метод снижает временные затраты. В рассмотренном в настоящей работе случае период для эффективного использования газлифтного оборудования составляет 3-5 лет, после чего целевые скважины переходят в режим фонтанирования, и газлифтное оборудование не эксплуатируется.
Следует иметь в виду, что качество моделирования и достоверность прогнозирования радикальным образом зависят от исходных данных по гидродинамике, и малейшие неточности существенно влияют на расчет. Поскольку добыча нефти - управ -ляющий фактор, отклонения по этому показателю недопустимы.
ВЫВОДЫ
В статье описано применение ИМ как метода локального определения эффективности ГЭ скважин. Впервые выполнено моделирование узких зон работы скважин для ряда кустовых площадок Новопортовского месторождения, на которых добыча погружным насосным оборудованием уже невозможна, а фонтанирование еще не происходит в связи с недостаточным газовым фактором. Сформулированы критерии эффективности применения способа ГЭ для северных районов в условиях автономии. В программном продукте Resolve разработана система обеспечения выполнения задач, описывающая алгоритм перевода скважин с фонтанной на ГЭ.
На базе ИМ составлен 20-летний прогноз работы проектируемых объектов.
Представленная экономическая модель позволила выявить основные управляющие факторы, влияющие на выбор способа эксплуатации скважин, и может служить основой для прогнозирования применительно к другим объектам.■
ЛИТЕРАТУРА
1. Повышев К.И., Вершинин С.А., Верниковская О.С. Особенности
разработки,обустройства и эксплуатации нефтегазоконденсатных месторождений. Результаты внедрения, интегрированной модели // Нефтяное хозяйство. 2017. № 7. С. 68-71.
REFERENCES
(1) Povyshev KI, Vershinin SA, Vernikovskaya OS. Specifics
of development, infrastructure construction and production of oil-gas-condensate fields. Integrated model application experience. Oil Industry = Neftyanoye khozyajstvo. 2017; (7): 68-71. (In Russian)
