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.
27
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.
28
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.
29
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
30
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.
31
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
32 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 притокаявляются 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.
33
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.
34
-
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
35
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.
36
2.4 Анализ выполнения решений предыдущего проектного документа На месторождении им. Ю. Корчагина разработка нефтегазоконденсатных залежей в отложениях неокомского надъяруса и волжского яруса ведется на основании утвержденного проектного документа. Сопоставление фактических и проектных показателей разработки в целом по месторождению приведено в таблице 2.5. Из представленных данных видно, что в период 2010-2012 гг. фактические уровни добычи нефти и жидкости существенно ниже проектных показателей.
Основные причины столь значительного отличия между проектом и фактом следующие:
- более поздний ввод залежей в разработку, чем планировалось. Так, по проекту начало добычи нефти было предусмотрено с 01.02.2010, фактически первую нефть получили в апреле, а полномасштабный ввод месторождения состоялся в июле 2010 г. Фактический фонд добывающих скважин (2 шт. - на волжский ярус) меньше проектного (6 шт.) на четыре скважины, из которых две планировались на залежь волжского яруса и две – на залежь неокомского надъяруса. Геологические условия для проводки скважин оказались более сложными, чем ожидалось. Был изменен порядок ввода скважин и снижены коммерческие скорости бурения. Соответственно изменение скоростей отразилось на сроках строительства и ввода скважин в эксплуатацию;
- фактический средний дебит по нефти скважин волжского яруса (275 т/сут) ниже проектного (356 т/сут) в 1.3 раза. Это связано в основном с меньшей проницаемостью пород-коллекторов, чем прогнозировалась.
Так, средневзвешенная проницаемость нефтенасыщенной зоны волжского яруса в актуализированной фильтрационной модели 2016г. составляет - 0.065 мкм
2
(по проекту 1.65 мкм
2
). Во-вторых, с
более высоким газовым фактором, составляющим в среднем 694 м
3
/т, (по проекту 126 м
3
/т), обусловленным прорывом газа газовой шапки.
37
Таблица 2.5 - Сравнение проектных и фактических показателей разработки
Месторождение им. Ю.Корчагина в целом
38
Невыполнение плана по использованию попутного газа в 2010 г. (22%) связано с тем, что не был предусмотрен порядок вывода на проектный режим оборудования эксплуатационно-технологического комплекса с малым количеством добывающих скважин (2шт.) и в период пусконаладочных работ. В
2011 г. фактическая добыча нефти и жидкости (338.1 и 403.8 тыс.т) также оказалась ниже проектной (1 351.5 и 1 435.6 тыс.т) на 75 и 72 % соответственно.
Причины этого следующие:
- фактический фонд добывающих скважин (5 шт.) ниже проектного (9 шт.) на четыре скважины, из которых одна планировалась на залежь волжского яруса и три – на залежь неокомского надъяруса;
- средние по месторождению дебиты нефти и жидкости (280 и 335 т/сут) ниже проектных (515 и 547 т/сут), как по причинам, описанным выше, так и в связи с тем, что:
- фактическая протяженность горизонтальных стволов по коллектору (Lгс эфф.) оказалась меньше проектной, что объясняется более неоднородным распространением пластов-коллекторов. Так, например, дебит скважины 110 прогнозировался при Lгс эфф, равной 856 м, а по факту она составила 456 м;
- фактическая обводненность добываемой продукции (32.3 %) по новым скважинам неокомского надъяруса превысила проектную (5.5 %). Основной вклад в рост обводненности внесла неокомская скважина 113, в продукции которой с самого начала эксплуатации отмечено 50% воды. Объяснением этому могут служить результаты трассерных исследований, которые свидетельствуют о более тесной гидродинамической связи между нефтенасыщенной и водоносной областями. Кроме того, данные ГИС, керна и шлама свидетельствуют об отсутствии в интервале залегания подошвенной части неокома и кровли волжских отложений покрышек с надежными экранирующими свойствами.
Поэтому можно ожидать, что и в пределах каждой из залежей непроницаемые прослои могут также характеризоваться слабыми экранирующими свойствами и иметь зоны повышенной проводимости, связанные с зонами разуплотнения пород или наличия трещинной составляющей.
39
- продолжился рост газового фактора по волжским скважинам - в среднем до 2097 м
3
/т, а по скважинам неокомской залежи фактический газовый фактор
(290 м
3
/т) более чем вдвое превысил проектный (104.3 м
3
/т). Невыполнение плана по использованию попутного газа в 2011 г. (92 %) обусловлено следующим. Фактический газовый фактор в целом по месторождению достигал
1 460 м
3
/т (при проектном 115.7 м
3
/т). В связи с этим молярная масса газа по ступеням сепарации технологического комплекса не соответствовала проектным решениям. В целях недопущения снижения уровня добычи нефти в период пуско-наладочных работ (ПНР) недропользователь был вынужден ограничить использование газа 3 и 4 ступеней. По итогам завершения ПНР компрессоров уровень использования попутного газа был увеличен с 40.1 до 99.3 %.
В 2012 г. фактический отбор нефти и жидкости (792.9 и 965.7 тыс.т) ниже проектного (2347.5 и 2932.6 тыс.т) на 66 и 67 % соответственно, что обусловлено следующим:
- фактический фонд добывающих скважин (10 шт.) ниже проектного (13 шт.) на три скважины, которые планировалась на залежь неокомского надъяруса;
- фактические дебиты по нефти и жидкости составляют 306 и 373 т/сут, что почти в 2 раза ниже запланированных, равных соответственно 595 и 744 т/сут.
Основные причины расхождения фактических и проектных дебитов аналогичны описанным выше.
Результаты изучения причин и источников прорыва газа, как говорилось выше, свидетельствуют о том, что между залежами неокомского надъяруса и волжского яруса существует более тесная гидродинамическая связь через возможные зоны разуплотнения, приуроченные к покрышке между ними.
Сначала математическое моделирование, а затем и результаты трассерных исследований, подтвердили это. Так, присутствие трассеров, закачанных с водой в скважину ВП-2 (волжский) и с газом в скважину G-1 (неоком), зафиксировано в продукции добывающих скважин 11, 12, 14, 110, 113, 107, 104.
Скачать 2.88 Mb.