Анализ и повышение эффективности разработки месторождения имени Юрия Корчагина. Анализ и повышение эффективности разработки месторождения имени. 21. 03. 01. Нефтегазовое дело

• Название: 21. 03. 01. Нефтегазовое дело
• Анкор: Анализ и повышение эффективности разработки месторождения имени Юрия Корчагина
• Дата: 27.12.2021
• Размер: 1.4 Mb.
• Имя файла: Анализ и повышение эффективности разработки месторождения имени .docx
• Тип: Документы; #319933
• страница: 4 из 12

2.3.2 Обоснование применения методов повышения извлечения интенсификации добычи углеводородов

Обширные нефтегазовая и водонефтяная зоны на залежах месторождения им. Ю. Корчагина являются ограничивающими факторами для применения ряда способов воздействия на пласт и призабойную зону, увеличивающих риски прорывов воды и газа к забоям скважин. Так, например, неприемлемыми являются гидроразрывы пластов, ведущие к возможному образованию вертикальных трещин и преждевременному загазованию или обводнению продукции скважин.

В условиях разработки месторождения им. Ю. Корчагина одной из основных проблем является достижение равномерного профиля в горизонтальном стволе скважин, а также ограничение и изоляция прорывов газа и воды. В настоящее время все забои добывающих скважин, пробуренных на основной эксплуатационный объект - залежь неокома, оборудованы системой ResFlow. Она представляет собой пассивное интеллектуальное заканчивание, предусматривающее установку нескольких песчаных фильтров по длине горизонтального ствола, подобранных исходя из коллекторских свойств пласта в каждом интервале ствола скважины. В данном случае регулирование притока является пассивным, так как не позволяет в процессе разработки перекрывать интервалы поступления газа и воды.

Поэтому рекомендуется провести опытные работы по испытанию «интеллектуального» оборудования, состоящего из регулируемых секционных фильтров, позволяющих разделить горизонтальный участок на несколько интервалов, и при необходимости (загазование, обводнение) проводить их селективное отключение. Выделение этих интервалов и определение их количества в горизонтальных стволах скважин необходимо осуществлять с учетом геологического строения в зависимости от коллекторских свойств, вскрываемых зон.

25

2.3.3 Программа применения методов на проектный период На проектный период в целях обеспечения плановых уровней добычи нефти в целом по месторождению запланировано бурение добывающих горизонтальных скважин в следующем количестве:

− в 2014 г. – 4 ГС на залежь неокома (скв.115, 111, 108, 118); − в 2015 г. – 4 скважины, из них 3 ГС на залежь неокома (скв.112, 106, 103) и 1 РГС – на залежь волжского (скв.15 - двухзабойная);

− в 2016 г. – 3 ГС, из них 2 ГС – на залежь неокома (скв.119, 120) и 1 ГС – на залежь волжского (скв.16);

− в 2017 г. – 2 ГС на залежь неокома (скв.311, 312);

− в 2018 г. – 2 ГС на залежь неокома (скв.313, 314);

− в 2019 г. – 2 ГС на залежь неокома (скв.315, 316).

Бурение горизонтальных скважин в период с 2013 по 2019 гг. должно обеспечить суммарную добычу из новых скважин на уровне 2084 тыс. т (таблица 2.3).

В рекомендуемом варианте разработки месторождения с 2021 г. в целях поддержания пластового давления (ППД) запланирована обратная закачка попутно добываемого газа в ГШ неокома через три газонагнетательные скважины в полном объеме (за минусом газа на собственные нужды). За счет этого обеспечивается прирост в добыче нефти в объеме 830 тыс. т (таблица 2.3). 2.3.4 Опытно-промышленные работы на месторождении

В результате бурения на месторождении скважин была получена новая геолого-промысловая информация, которая уточнила геологическое строение месторождения.

Геологические условия для проводки скважин оказались более сложными, чем ожидалось. Основным осложняющим фактором в условиях разработки залежей волжского и неокома является интенсивный прорыв газа к забоям добывающих скважин. Источником прорыва является газ из газовой шапки неокома.

26

Это обусловлено тем, что по данным ГИС, исследований керна и шлама между залежами неокома и волжского существует более тесная гидродинамическая связь через возможные зоны разуплотнения, приуроченные к покрышке между ними. Это подтверждается результатами трассерных исследований.

Поэтому на месторождении в целях изоляции притока газа рекомендуется проведение опытно-промышленных работ по применению пенных систем или технических устройств типа АСРП (адаптированные системы регулирования притока).

Следует обратить внимание на тот факт, что, несмотря на известность этой технологии, и ее эффективность для борьбы с притоками газа, в России практически отсутствует история подобных проектов. Поэтому основным источником данных для подготовки указанной рекомендации стал проект на месторождении Усеберг (Øseberg, Норвегия), реализованный в 2003 г. Кроме того, использовались данные по проекту месторождения Снорре (Snorre, Норвегия), где закачка пен осуществлялась в 2001 г.

Однако в этом проекте закачка пены выполнялась не для отсечения интервалов поступления газа, а для выравнивания профиля вытеснения при водогазовом воздействии, поэтому данные по Снорре могут использоваться в ограниченном объеме.

В процессе разработки и согласования технического задания на выполнение указанных работ, возник ряд вопросов и определены риски: - возможное бактериальное заражение пласта под влиянием неподготовленной морской воды;

- отрицательное влияние на технологический процесс добычи и получение некондиционной нефти;

- потеря физических свойств и замерзание реагента (ПАВа) под воздействием отрицательных температур окружающей среды.

27

Для решения возникших вопросов, ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» в рамках сопровождения ОПР, подготовлена программа проведения ОПР по испытанию пенных систем для ограничения притока газа.

В соответствии с этой программой, будут получены ответы на вопросы по минимизации перечисленных рисков, при исключении которых рекомендуется провести пробную ОПЗ скважины 12. По результатам пробной обработки рекомендуется провести ОПР на трёх дополнительных скважинах.

Целесообразность дальнейших ОПЗ будет определяться по результатам работ в рамках авторского надзора, либо при формировании очередного проектного документа.

В рамках Программы опытно-промышленных работ в 2012 г. проводились приемочные испытания системы пассивного регулирования притока нового поколения - ФБСРП (фильтр беспроволочный с системой регулирования притока) с ограничителем расхода газа, разработанной ООО «ВАРМХОЛМС». Данное устройство создает гидравлическое сопротивление газовой фазе на заданном уровне, при этом скорость притока жидкой фазы остается практически неизменной, что позволяет снизить расход газа в скважине. По итогам испытаний устройства в 2012 г. на Котовском месторождении ОАО «РИТЭК» в режиме работы на небольших депрессиях (способ эксплуатации ШГН) удалось снизить газовый фактор в 10 раз, а в режиме работы при повышенной рабочей депрессии на пласт (способ эксплуатации ЭЦН) газовый фактор снизился в 2.2 раза.

Для решения задачи ограничения притока прорывного газа в добывающей скважине 11 волжского яруса будет проводиться вторая фаза испытаний оборудования.

По результатам моделирования и расчетов прогнозируется снижение газового фактора по скважине в 2–2.5 раза. На рисунке 2.1 представлена принципиальная схема компоновки ФБСРП в скважине 11.

28

Рисунок 2.1 - Принципиальная схема компоновки ФБСРП в скважине 11

По заказу недропользователя в настоящий момент ООО «ВАРМХОЛМС» разрабатываются адаптивные устройства регулирования притока (АСРП) - устройства, способные подстраиваться под изменяющиеся со временем характеристики притока жидкой и/или газообразной фазы.

Наиболее простой вариант адаптивной системы регулирования притока показан на рисунке 2.2. Она состоит из набора дроссельных колец с определенными гидравлическими характеристиками и клапанов с фиксированным положением затвора (открыто или закрыто). Клапаны изготавливаются под необходимые характеристики АСРП. Это достигается за счет проходного сечения седла клапана и жесткости пластины затвора, что обеспечивает нужный перепад давления срабатывания клапана на его открытие или закрытие для заданного расхода потока.

Рисунок. 2.2 - Вариант адаптивного устройства контроля притока

29

Работа адаптивного устройства контроля притока происходит следующим образом. При спуске все клапаны открыты. Поток жидкости и/или газа проходит через дроссельное кольцо и открытый клапан и попадает в НКТ. При превышении определенного (заданного) значения расхода на клапане, клапан закрывается. При этом, изменяется тракт течения и поток направляется в следующее дроссельное кольцо. Гидравлическое сопротивление системы возрастает и расход жидкости снижается. Если расход опять превосходит необходимую величину, то закроется последующий клапан и т.д. Такая система является наиболее простой в изготовлении, но имеет ограниченное число настроек гидравлических характеристик.

Одним из важнейших преимуществ адаптивной системы является гарантированное нахождение системы в известном положении. Открытие всех клапанов можно обеспечить повышением давления в стволе скважины. После чего происходит перенастройка всей системы заканчивания под изменившиеся условия добычи. Также возможно закрытие любой зоны скважины путем селективного повышения депрессии при впрыске азота через ГНКТ (гибкие насосно-компрессорные трубы) или НКТ (насосно-компрессорные трубы). При этом исключается самопроизвольное открытие (закрытие) системы без подачи внешнего давления раскрытия. Возможен также спуск частично закрытого оборудования заканчивания с последующим открытием для селективной выработки запасов, освоения протяженных скважин и многое другое.

Предложенная адаптивная система контроля притока может использоваться для решения следующих задач:

- выравнивания профиля притока в горизонтальных скважинах; - предотвращения конусообразования в районе «пятки» горизонтальной скважины;

- ограничения притока из суперколлектора (зон с повышенной проницаемостью или трещинноватостью);

- ограничения водопритока;

- снижения дебита газа из зон прорыва.

30

Уникальностью адаптивной системы контроля притока является ее возможность подстраиваться под изменяющиеся условия околоскважинной зоны (интенсивность притока, кольматация и т.д.). Также, система позволяет ограничивать приток из интервала на определенном уровне, что решает проблему прорывов воды и газа. При полном обводнении (или прорыве газа) в определенной зоне дренирования, возможно перекрыть полностью данный участок, локально создав дополнительную депрессию.

В случае, если требуется открыть зоны для притока, достаточно подать давление с устья скважины.

Таким образом, система контроля притока дает возможность настроить оптимальную работу скважины с помощью системы заканчивания на протяжении всего времени эксплуатации.

После запланированного испытания системы на месторождении Авиловское СП «Волгодеминойл» применение АСРП планируется на месторождении им. Ю. Корчагина.

Основной задачей применения систем контроля притока является выравнивание профиля притока в горизонтальных скважинах, контроль добычи из различных по фильтрационно-емкостным свойствам зон, задержка времени прорыва в скважину воды и газа.

Одной из существующих на сегодняшний день систем является активная система регулирования притока с гидравлически регулируемыми клапанами, которые спускаются на НКТ внутрь хвостовика (противопесочного фильтра, перфорированного хвостовика). Клапана имеют возможность регулировать уровень штуцирования каждой зоны с поверхности.

Для оценки эффективности использования активных систем регулирования притока, было запланировано использование подобной системы в проектной скважине 13 волжского яруса, пробуренной в 2013 г. Протяженность горизонтального ствола скважины составляет 600-800 м. Применение активной системы регулирования притока позволяет в реальном времени изолировать

31

отдельные зоны в случае прорыва газа или воды. Принципиальная схема интеллектуального заканчивания скважины 13 представлена на рисунке 2.3

Рисунок 2.3 - Принципиальная схема интеллектуального заканчивания скважины 13

Следует отметить, что современные активные системы регулирования притока имеют естественное ограничение по протяженности наклонно направленного ствола, связанное с трением. Максимальная протяженность ствола для спуска подобных систем при применении растворов на инвертной эмульсии не превышает 4 200 м.

Недостатками активных систем контроля притока являются высокая стоимость оборудования, ограничения по глубине спуска, невысокая степень надежности работы оборудования.

2.3.5 Конструкция заканчивания для решения задач регулирования приток

Основной задачей применения систем контроля притока является выравнивание профиля притока в горизонтальных скважинах, максимальная выработка запасов в зоне дренирования залежи, контроль добычи из различных по фильтрационно-емкостным свойствам зон, задержка времени прорыва в скважину воды и газа. На данный момент в нефтегазовой индустрии существует два основных типа систем контроля и регулирования притока посредством заканчивания скважин.

32

Первый тип – это пассивные системы регулирования притока, монтируются в противопесочные фильтры. Наиболее распространены модификации штуцерных или трубочно-канальных систем. Данные системы создают определенный перепад давления между продуктивным пластом и скважиной, тем самым изменяя значение рабочей депрессии на пласт. При этом уровень штуцирования (подбор определенного диаметра штуцера или длины и диаметра трубочно-канальной системы) осуществляется на основе данных каротажа после бурения (или по данным каротажа во время бурения LWD) и не может быть изменен после установки оборудования в скважину. Различные по ФЕС участки горизонтальной скважины разделяются нефте-водо-разбухающими пакерами. Системами штуцерного типа оснащены скважины неокомского надъяруса. На основании результатов каротажа в режиме реального времени проводились расчеты в специализированном программном продукте NETool. Данный программный продукт моделирует приток нефти, воды и газа при различных вариантах заканчивания скважины, основываясь на уравнениях продуктивности и коллекторских свойствах пласта.

Моделирование NETool основывается на следующих определениях: - NETool может учитывать трехфазный, двухфазный и однофазный режим, приток из пласта любых углеводородных кондиций, в т.ч. газообразной нефти, конденсата, влажного газа, многочисленные условия выделения растворённого газа и точек росы.

- Поток в скважине локально одномерный, т.е. поток между двумя смежными узлами затрубного пространства или горизонтальной части ствола определяется локальными характеристиками участка и свойств флюида.

- Общие расчеты падения давления в затрубном пространстве и трубе – это общие уравнения баланса для потока в трубопроводе (Бернулли), с учетом коэффициентов трения, способности к сжатию и законов гидростатики.

- Линейная формула Дарси используется, если затрубное пространство заполняется гравием или разрушенной породой.

33

- Расход многофазной жидкости основывается на объединенных моделях коэффициента продуктивности (КП) и данных PVT анализа. Такая модель определяет локальные КП в соответствии со свойствами пласта.

- Процесс ремасштабирования учитывает неоднородности и анизотропию.

- Расчеты падения давления посредством компонентов заканчивания основываются на изменчивости различных конфигурируемых корреляций или равенств, зависящих от фактического компонента.

- Поток внутри и снаружи границ системы заканчивания рассматривается в виде простых отношений, во избежание сложных вычислений. - Сетевая геометрия узлов и каналов потока является довольно общей для моделирования большинства типов заканчивания, для удовлетворения

требований вычислительной эффективности и численной устойчивости. Установка пассивных систем заканчивания произведена в скважинах 110, 113, 104, 107, 114, 116, 109.

Для построения модели призабойной зоны пласта и конструкции скважины в NETool предварительно задаются данные инклинометрии, PVT-свойств, фазовых проницаемостей, пластового давления, проницаемостей пласта, поинтервальных сегментов скважины и т.д. Диаметры и количество штуцеров подбираются таким образом, чтобы добиться максимального выравнивания депрессии по стволу скважины.

По результатам моделирования строится прогноз работы скважины при различных депрессиях, который представлен на рисунке 2.4.

Рисунок 2.4 - Зависимость дебита нефти от депрессии по скважине 116

34

В таблице 2.4 приведены расчетные и фактические значения пусковых дебитов по эксплуатационным скважинам месторождения им. Ю. Корчагина.

Таблица 2.4 - Расчетные и фактические значения пусковых дебитов по эксплуатационным скважинам месторождения им. Ю. Корчагина

Основными недостатками пассивных систем контроля притока является невозможность поменять настройку системы в случае изменения со временем характеристик притока. Кроме того, в случае начала прорыва воды или газа данные системы не позволяют ограничивать приток отдельной, «нежелательной» фазы. Также, в случае недоспуска системы по техническим причинам до заданных глубин весь дизайн настройки уровня штуцирования не будет соответствовать фактическому профилю проницаемости по длине ствола.

Скважины 107, 104, 116, 114 и 109 имеют значительное отклонение от вертикали и достаточно протяженную часть открытого ствола. Они оборудованы фильтрами с устройством контроля притока RESFLOW / глухими трубами с интегрированными центраторами и соединениями TENARIS HYDRIL 563, разбухающими пакерами.

Обсадные трубы, используемые в конструкции хвостовика, изготовлены марки стали P-110 с соединениями Tenaris Hydril 563 и, также, оснащены центраторами для предотвращения дифференциального прихвата.

35