Системный анализ проблем эксплуатации газоконсенсатных месторождений на поздней стадии разработки

Добыча углеводородов в Российской Федерации в последнее время неуклонно растет, все это делает страну мировым лидером по добыче как газа, так и нефти. При этом, в нефтегазовой отрасли накопились серьезные проблемы, которые способны подорвать достигнутый высокий объем производства. Основной проблемой по-прежнему остается постепенное увеличение средней обводненности продукции газовых скважин, которая уже на сегодняшний момент превысила 83 % [1].

Уникальные газоконденсатные месторождения Оренбургской области в большинстве своем выработаны более чем на 50 %. Поздняя стадия разработки залежь Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ОНГКМ) сопровождается значительным падением пластового давления. В результате чего газовая скважина обводняется и часть пластовой энергии расходуется уже на подъем жидкости. Все эти факторы вызывают снижение дебита по газу и в итоге вывод скважины из эксплуатации.

Выше сказанное обуславливает необходимость своевременного выявления признаков обводнения скважины и разработки и системы методов для повышения срока промышленной эксплуатации газоконденсатного месторождения.

Проблемы теории и практики восстановления промышленной эксплуатации газоконденсатного месторождения

Проблемы эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений в условиях обводнения и на поздних стадиях промышленной эксплуатации были рассмотрены в работах отечественных и зарубежных ученых: Абрамов Г.С., Андреев Е.Б., Блюменцев А.М., Богданов А.А., Габдуллин Т.Г., Дроздов А.Н., Ивановский В.Н., Ильясов Б.Г., Кричке В.О., Кузьмичев Н.П., Ляпков П.Д., Молчанов А.А., Тагирова К.Ф., Тер-Хачатуров А.А., Уразаков К.Р., Широков В.Н., Дж. П. Брилл, Й. Айтлер, М. Зейвальд, Дж. Ли, Г. Никенс, М. Уэллс и других.

Объектом исследования является газоконденсатное месторождение. Обобщенная схема системы добычи и сбора продукции участка газоконденсатного месторождения представлена на рисунке 1.

Рисунок 1 - Система добычи и сбора продукции участка газоконденсатного месторождения

Система ПСШ включает в себя продуктивный пласт, добывающую скважину и шлейфовый трубопровод (шлейф), служащий для транспортировки добываемой продукции до установки комплексной подготовки газа (УКПГ). Продукция из пласта поступает на забой скважины, далее по насосно-компрессорным трубам (НКТ) движется к устью скважины [2].

Разработку обводненных газоконденсатных месторождений осложняют слабоизученные случайные процессы накопления жидкости на забоях скважин, снижения запаса пластовой энергии в системе «пласт-скважина шлейф» (ПСШ). Кроме того, ОНГКМ характеризуется отсутствием кустов добычи. Все это требует привлечение большого количества энергии для управления, а также доставка ресурсов провоцирует дополнительные денежные и временные вложения.

Одним из основных направлений повышения качества управления разработкой газоконденсатных месторождений является применение интегрированных постоянно действующих геолого-технологических моделей месторождений [3,4].

Постоянно действующая геолого-технологическая модель (ПДГТМ) - это объемная имитация месторождения, которая хранится в компьютере в виде многомерного объекта, позволяющая исследовать и прогнозировать процессы, протекающие при разработке скважины, непрерывно уточняющаяся на основе новых данных на протяжении всего периода промышленной эксплуатации месторождения (рисунок 2).

Рисунок 2 - Обобщенная схема построения и сопровождения ПДГТМ

Вместе с тем аналитический обзор современной научно-технической, нормативной и методической литературы свидетельствует о том, что применение ПДГТМ для повышения эффективности разработки месторождений ограничено рядом факторов, к числу которых относятся:

• а)    отсутствие технологии оперативного сбора и хранения геологотехнологической информации о текущем состоянии разработки месторождения;

• б)    ручная, не автоматизированная адаптация ПДГТМ на текущее состояние разработки месторождения и, как следствие, низкое качество ее адаптации;

• в)    недостаточная эффективность планируемых и выполняемых ГТМ из-за низкого качества адаптации ПДГТМ;

• г)    отсутствие возможности составления оперативных прогнозов состояния разработки месторождения после проведения ГТМ [5].

Проблемы добычи продукции газоконденсатного месторождения в условиях обводнения представлены на рисунке 3.

В области эксплуатации газоконденсатного месторождения на поздних стадиях эксплуатации отсутствуют модели технологических процессов обоснования восстановления промышленной эксплуатации с рекомендациями применения методов откачки на различных стадиях выработки. Имеющееся на рынке программное обеспечение в сфере добычи углеводородов является зарубежным и дорогостоящим, что в условиях импортозамещения делает невозможным их использование. Сложностью добычи углеводородов на ОНГКМ является также постоянное увеличение числа обводненных скважин и как следствие сокращение срока промышленной эксплуатации месторождения.

Рост числа обводненных скважин

Снижение пластового давления газоконденсатного месторождения на поздней стадии разработки

Снижение эффективности разработки газоконденсатного месторождения.

Регулярное проведение исследования состояния всех обводненных скважин затруднено в силу необходимости значительных материальных

Проти

Отсутствие модели технологических процессов обоснования восстановления промышленной эксплуатации с рекомендациями применения методов откачки на различных стадиях выработки

Наличие иностранного дорогостоящего ПО в условиях импортозамещения не позволяет решить вопрос

Методы, базирующиеся на использовании только энергии пласта применимы для небольшого количества пластовой жидкости

Отсутствие эффективных методик выявления на ранних стадиях признаков обводнения газовой скважины

воре- чия

Рисунок 3 - Проблемы добычи продукции газоконденсатного месторождения в условиях обводнения

Возникающие противоречия между необходимостью повышения срока промышленной эксплуатации газоконденсатного месторождения, добычи углеводородов в условиях обводнённых газовых скважин и отсутствием эффективных методов противодействия обводнению и как следствие невозможности восстановления ее промышленной эксплуатации обуславливают необходимость проведения научно-исследовательской работы.

Постановка задачи обоснования восстановления промышленной эксплуатации скважин газоконденсатного месторождения

Эксплуатация обводненных газовых скважин газоконденсатных месторождений ведет к системному сокращению дебита по газу и повышению объема жидкости. Все это является причиной коррозии оборудования и усилению образования гидратов. Из-за повышенного содержания воды в продукции газовой скважины происходит ее самозадавливание. Прекращение эксплуатации скважины особенно опасно в зимний период при низких температурах, поскольку происходит замерзание шлейфов труб в кустовом коллекторе. Поэтому при работе таких скважин следует установить максимальный дебит и как следствие максимальную депрессию, при которой скважины не обводняются.

Для решения проблемы снижения неблагоприятного воздействия обводнения применяют две группы методов:

• 1)    ограничения поступления воды к скважине;

• 2)    удаление воды из скважины.

Выбор метода удаления жидкости с забоев скважин зависит от множества факторов, таких как - конструкция скважины, геолого-промысловые характеристики газонасыщенного пласта, качество цементирования заколонного пространства, период разработки залежи, количества и причины поступающей жидкости и газа и т. д. Определение оптимального технологического режима работы скважины подразумевает подбор таких условий эксплуатации, которые обеспечат максимальный дебит при минимальных затратах пластовой энергии.

Гипотеза исследования: исходя из этого и учитывая постепенно изменяющиеся условия добычи и обводнения в скважине, – требуется разработать модель, формирующую рекомендации по последовательному применению каждого из методов борьбы с обводнением.

Предметом исследования является информационно-программное обеспечение системы моделирования технологических процессов добычи углеводородов в условиях обводнения газовых скважин.

Границы исследования – моделирование технологических процессов добычи углеводорода в условиях обводнения на различных стадиях выработки.

На рисунке 4 представлены характеристики работы системы ПСШ: кривые притока газа (1) и пластовой воды (6) к забою скважины, зависимость давления на устье скважины от дебита при работе «сухим» газом (4) и при наличии в продукции пластовой воды (5), а также зависимость давления в начале шлейфа от расхода смеси при заданном давлении в конце для случая транспортировки «сухого» газа (3) и газожидкостной смеси с водой (2).

Рисунок 4 - Характеристики системы «пласт-скважина-шлейф»

Так как начало шлейфа и устье скважины геометрически совпадают, то точка пересечения кривых (С) соответствует стационарному режиму работы системы при наличии в продукции воды. Давление, соответствующее точке пересечения, есть устьевое давления Р у и давление в начале шлейфа. Расход, соответствующий точке пересечения - есть дебит скважины Q_г по газу. Если от значения дебита Q_г через точку С провести прямую, то давление, соответствующее точке пересечения с кривой притока, есть давление на забое скважины (Р_з), точка пересечения с кривой притока воды соответствует дебиту скважины по воде (Q_в).

Точка пересечения кривых С1 есть стационарный режим работы системы «сухим» газом. Этой точке соответствуют устьевое давление - Р_у 1 , дебит по газу - Q_г1, давление на забое скважины - Р_з1.

Следовательно, при увеличении в добываемой продукции доли жидкости забойное и устьевое давление в скважине увеличиваются и стационарный режим работы системы «скважина - шлейф» постепенно смещается от точки С1 к С, что соответствует значительному снижению объема добытого газа.

Аналогично строятся характеристики системы, когда в один шлейф работают две и более скважин (куст) [6].

Таким образом, имея возможность оперативного расчета движения газожидкостных систем по трубам, можно достаточно точно описывать существующий режим работы системы «пласт-скважина-шлейф», прогнозировать поведение системы при изменении параметров и определять оптимальные параметры отдельных элементов системы. Полученные данные в совокупности с результатами исследований скважин могут служить основой для назначения технологических режимов работы скважин.

Цель исследования – повышение срока промышленной эксплуатации газоконденсатных месторождений путем разработки информационного и программного обеспечения системы моделирования технологических процессов добычи углеводородов в условиях обводнения газовых скважин.

U(t)

Q_z ( Р б ( Р у , Q Hac JV^M max, (1)

где T _с – срок эксплуатации скважины (лет);

P _заб , P _у – давление на забое и устье скважины (МПа);

Q нас – производительность насоса (м ³ /сут.);

V _доб. – объем добычи газа (м ³ /сут.);

U(t) – управляющее воздействие.

Задачи исследования:

• 1.    анализ технологических процессов системы «пласт - скважина шлейф» ( ПСШ ) обводненных газовых скважин как объекта моделирования ;

• 2.    обоснование выбора методов определения и измерения параметров технологического процесса добычи углеводородов в условиях обводнения газовых

• 3.    формирование системы методов для применения на различных стадиях выработки скважины ;

• 4.    моделирование технологических процессов системы «пласт - скважина - шлейф» в условиях обводненных газовых скважин ;

• 5.    разработка информационного и программного обеспечения системы моделирования технологических процессов добычи углеводородов в условиях обводнения газовых скважин ;

• 6.    оценка эффективности предложенных технических решений .

скважин и уровня жидкости в скважине ;

Научная новизна исследования:

• -    исследование технологических процессов обводненных газовых скважин на

газоконденсатном месторождении;

• -    разработка системы управления газоконденсатного месторождения, характеризующегося отсутствием кустов добычи;

• -    применение средств моделирования технологических процессов добычи с целью повышения срока промышленной эксплуатации газоконденсатного месторождения;

• -    разработка модели, рекомендующей последовательно применять тот или иной метод борьбы с обводнением на основе оценки объема текущей добычи.

Для оптимального управления и регулирования процессов разработки газовых месторождений требуется организовать качественный контроль за технологическими параметрами эксплуатации скважин. Для правильной оценки потенциала скважин, не оборудованных средствами погружной телеметрии, и выбора решений, направленных на повышение эффективности их работы, необходимо достоверно определить уровень жидкости в работающей скважине.

Модель проведения исследования

Моделирование системы «пласт-скважина-шлейф» Оренбургского газоконденсатного месторождения позволит определять в какой последовательности и на каком этапе выработки следует применять тот или иной метод удаления жидкости с целью своевременного выявления степени обводнения и повышения срока эксплуатации скважины.

Функциональная модель технологических процессов добычи углеводородов в условиях обводненных газовых скважин представлена в нотации методологии IDEF0 на рисунке 5.

Моделирование технологических процессов добычи углеводородов в условиях обводнения газовых скважин газоконденсатного месторождения с формированием рекомендаций по последовательному применению методов борьбы с обводнением проводится впервые.

Дпроливные и режимные yuuieti

Нормативная доклеит аци я

РД 163 39 0 МТ ОО

СТО Газпром 23 3-164-2007

СТО Газпром 2-3 3-164-200 7

моделей пласт моделирование

Гидродин,

Параметры пот оков

База д»»ных моделей спет ему етры поте ое

Теянолег|шкте ура*ичо*1е

Баю данных

Л11^Е±аЕгиа£1Е11±!!.

Режимные кар» ы тожнологнческга процессов

Бал данных

Персонал ИТЦГДО

Ро<оме*дуеыые уста вot w планы мероприятий

Еазада-ны* моделей г «о с 6 о(* ой сети

Слукбакснг рогя рирабогем

МОСТ ОрОКДОаМЯ

Исходные гео по го- г о оф из нч ос i

ГСгухба «онтрог-я раз работ ю* мост оракдоття

Pfl 1М 39 ОМ 740 СТО Газпром 2-3 3-1Ы-2007

Lb де пн системы под woe *м

V-эделлэом-ме системы метхщо!: црДемл и ткамюх с учетом оОуэдгтеита газ о гид ро де ма и нч ес< нк моделей пласта

Бал дамым промыспоеой * дориец и

Пс»злтепи роботы_________ тех*м1с<и-еес»<гоо6с»р,Дйвлм,.я

База данных ремзменд>еыых устно! иппме неролрюпий reenofo-reefl* зичосесй

•мф Ормами

Сл, «1а । онт гс ля / раз работ им t4 лроыы слооые да*-ыи

Прообразованные пор еиетры геологи ческой

/5р             гк-

Газе тмдродинаи иное me Е углеводородов —Т--!---------

1.Ьдепнроеанио

Служба «онгрола го«но«оги" лодгогое газа * газового «окденсаг а

Рисунок 5 - Функциональная модель технологических процессов добычи

углеводородов в условиях обводненных газовых скважин в нотации методологии

IDEF0

Заключение

Разработанное информационное и программное обеспечение позволит провести моделирование технологических процессов добычи углеводородов в условиях обводнения скважин газоконденсатного месторождения. Модель поможет решить проблему борьбы с обводнением путем формирования рекомендаций по последовательному применению различных методов устранения жидкости из забоя. Моделирование будет проводится на основе анализа изменяющихся условий уровня жидкости и объема добычи углеводорода. последовательно определения уровня жидкости в скважине на ранних стадиях эксплуатации месторождения. Все это повысит эффективность разработки и увеличит срок промышленной эксплуатации обводненных газовых скважин.

Применение средств моделирования технологических процессов добычи углеводородов позволит сократить денежные вложения в процесс определения уровня жидкости. На данный момент это проводится с применением различных приборов, что требует как финансовых и временных, так и материальных ресурсов. Модель визуально отразит этапы выработки месторождения и поможет экономически обосновать эксплуатацию залежь на поздней стадии разработки, что сделает возможным восстановление эксплуатации обводненных газовых скважин.