СИСТЕМНЫЙ ПРИНЦИП ОБОСНОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ
Т. БРАВИЧЕВА, К. БРАВИЧЕВ, П. ПЯТИБРАТОВ, РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина
Методология решения задач разработки и эксплуатации нефтяных месторождений основана на использовании системного принципа, позволяющего рассматривать месторождение как единую сложную систему. Сам принцип состоит в согласовании работы элементов системы "пласт - скважина - сква-жинное оборудование".
Необходимость разработки системного подхода связана с особенностями промысловой практики на современном этапе. Она очевидна и не нуждается в каком-либо дополнительном обосновании. Скважины взаимосвязаны через пласт по де-битам, забойным давлениям, обводненности и другим параметрам. Это возможно учесть при гидродинамическом моделировании фрагмента залежи или месторождения в целом.
Данная методология может использоваться при решении самых разных задач разработки и эксплуатации, например, выборе совокупности режимов работы добывающих и нагнетательных скважин, способов эксплуатации с вариантами компоновки оборудования, обосновании выбора методов интенсификации притоков нефти к забоям скважин.
Для практической реализации системного подхода необходимо проводить расчеты по совокупности моделей, к которым относятся модели фильтрации, установок, выбора вариантов. Поставлен и решен комплекс взаимосвязанных задач, позволяющий обеспечить устойчивое функционирование элементов добывающей системы.
Проиллюстрируем системный подход на примере выбора рациональной технологии добычи нефти для Восточно-Рогозинского месторождения.
Месторождение карбонатное, состоит из двух пластов, разрабатываемых единой сеткой скважин. Характеризуется существенной не-
однородностью по площади и разрезу. Залежь полностью подстилается водой, частично активной. Основные геолого-физические характеристики месторождения следующие: начальное пластовое давление - 38 МПа, давление насыщения пластовой нефти газом -16,3 МПа, средняя эффективная толщина - 14 м, средняя начальная нефтенасыщенность - 0,89, газонасыщенность пластовой нефти -134 м3/м3, плотность пластовой нефти - 724 кг/м3, вязкость пластовой нефти - 0,57 мПа.с, диапазон изменения проницаемости - 0,03-1,0 мкм2.
В качестве объекта для численного моделирования выбран северный участок, разрабатываемый с применением обращенной девятиточечной системы (36 добывающих и 13 нагнетательных скважин).
Для нагнетательных скважин обоснована максимальная величина забойного давления, соответствующая границе гидроразрыва пласта -
45 МПа. За нижнюю границу забойного давления добывающих скважин принято давление насыщения пластовой нефти газом - 16 МПа. При проведении многовариантных гидродинамических расчетов получено: при Рзаб=16 МПа Рпл поддерживается на уровне 65% от начального; при Рзаб=20 МПа - 70% от начального; при Рзаб=24 МПа - 80% от начального.
Таким образом, снижение забойного давления добывающих скважин приводит к значительному снижению пластового. Ввиду сравнительно низкой приемистости нагнетательных скважин поддержание пластового давления на более высоком уровне требует использования технологий повышения приемистости. Возможно, что поддержание пластового давления на более высоком уровне может быть осуществлено при использовании более интенсивных систем заводнения (например, при пятиточечной
Табл. 1. Режимы работы добывающих скважин
Скважина № Дебит жидкости, м3/сут. Заб. давление, атм. Обводненность, доли ед. Дебит жидкости, м3/сут. Заб. давление, атм. Обводненность, доли ед.
Режим на начало эксплуатации Режим через 1 год
15 18.5979 240 0.138553 19.3987 240 0.269207
16 10.3515 240 0 9.5689 240 0
17 9.0174 240 0 8.4232 240 0
21 67.3695 240 0.136312 66.6678 240 0.508829
23 11.3356 240 0 10.5087 240 0
27 48.955 240 0.445421 58.3028 240 0.470637
28 141.899 240 0.081709 137.505 240 0.698803
29 16.4928 240 0.228499 18.3613 240 0.477123
Режим через 2 года Режим через 3 года
15 18.9429 240 0.292351 19.6489 240 0.30658
16 9.0877 240 0 7.8946 240 0.020983
17 8.5503 240 0 9.5046 240 0
21 65.4637 240 0.676315 69.9783 240 0.762421
23 9.905 240 0 8.588 240 0.022826
27 56.6955 240 0.551573 57.6011 240 0.634538
28 153.946 240 0.859231 155.246 240 0.901451
29 18.0728 240 0.499478 18.6964 240 0.495247
Табл.2. Начало эксплуатации рг =15%
Давление
Среднесуточный дебит
Тип насоса
И" ш
£
с п н I I е н Д
1 2 3 4 5 6 7 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21
1 ЭЦНМ5-050-1000 192 1550 799 14.21 30.26 23.94 7.66 15.59 2.79 919.3 56.6 27.2 49 44.5 33.2 15.66
2 ЭЦНМ5-050-1100 224 33 1550 799 14.21 30.26 23.94 7.66 16.92 3.87 1072.5 56.6 27.2 49 44.5 33.2 18.27 5
3 ЭЦНМ5-050-1300 264 69 1550 799 14.21 30.26 23.94 7.66 18.57 5.37 1264.1 56.6 27.2 49 44.5 33.2 21.53 5
4 ЭЦНМ5-050-1550 304 108 1550 799 14.21 30.26 23.94 7.66 20.22 6.97 1455.6 56.6 27.2 49 44.5 33.2 24.79 4
5 ЭЦНМ5-050-1700 344 148 1550 799 14.21 30.26 23.94 7.66 21.88 8.63 1647.1 56.6 27.2 49 44.5 33.2 28.05 4
6 ЭЦНМ5-080-900 196 1550 799 14.21 30.26 23.94 7.66 15.98 3.09 963.7 56.6 27.2 49 44.5 33.2 16.43
7 ЭЦНМ5-080-1050 228 41 1550 799 14.21 30.26 23.94 7.66 17.33 4.23 1121 56.6 27.2 49 44.5 33.2 19.11 5
8 ЭЦНМ5-080-1200 269 79 1550 799 14.21 30.26 23.94 7.66 19.08 5.85 1322.6 56.6 27.2 49 44.5 33.2 22.54 5
9 ЭЦНМ5-080-1400 310 119 1550 799 14.21 30.26 23.94 7.66 20.82 7.56 1524.2 56.6 27.2 49 44.5 33.2 25.98 4
10 ЭЦНМ5-080-1550 351 161 1550 799 14.21 30.26 23.94 7.66 22.56 9.31 1725.8 56.6 27.2 49 44.5 33.2 29.42 4
11 ЭЦНМ5-080-1800 392 202 1550 799 14.21 30.26 23.94 7.66 24.3 11.07 1927.4 56.6 27.2 49 44.5 33.2 32.85 4
12 ЭЦНМ5-080-2000 424 234 1550 799 14.21 30.26 23.94 7.66 25.66 12.42 2084.7 56.6 27.2 49 44.5 33.2 35.53 3
системе заводнения). Кроме того, в карбонатном коллекторе снижение забойного давления может привести к снижению фильтрационно-ем-костных параметров околоскважин-ных зон добывающих скважин. При снижении забойного давления устойчивое функционирование скважин осложнено и тем, что обеспечение необходимого газосодержания на приеме насоса связано с существенным его заглублением, что невозможно при повышенной кривизне скважины. Поэтому забойное давление добывающих скважин должно составлять 24 МПа.
Расчеты динамики показателей разработки для группы из восьми добывающих скважин приведены в табл. 1. В процессе разработки месторождения происходит перемещение контуров нефтеносности и в
ряде случаев значительное искривление начальной, более или менее горизонтальной поверхности ВНК.
Диапазон изменения дебитов, обводненности, забойных и пластовых давлений позволяет рекомендовать в качестве возможных механизированных способов добычи нефти использование УЭЦН и СШНУ.
Для обеспечения устойчивого функционирования скважины с УЭЦН в течение исследуемого периода времени необходимо обеспечить заданное газосодержание на приеме насоса при минимально необходимом давлении на устье скважины. При расчете вариантов компоновки сква-жинного оборудования исследовалась динамика показателей разработки за три года, т. к. указанный срок близок к максимально возможной наработке на отказ.
Рассмотрим варианты компоновки УЭЦН, которые обеспечивают заданную динамику показателей разработки для скважины № 27. Расчеты проводились для различного расходного объемного газосодержания (0, 5, 10, 15%) в скважине (в табл. 2 и 3 представлены технологические режимы при объемном расходном газосодержании, равном 15%). Указанные величины расходного объемного газосодержания с учетом естественной сепарации значительно ниже критических; типоразмеры выбранных УЭЦН обеспечивают минимально необходимую величину устьевого давления -2,5 МПа.
Показано, что устойчивое функционирование скважины в течение заданного периода времени (при
Табл.3. Через 3 года эксплуатации рг = 15%
Давление
Среднесуточный дебит
Тип насоса
£ Б ь
оо
1 2 3 4 5 6 7 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21
1 ЭЦНМ5-050-1700 344 1900 1309 13.91 30.26 23.71 6.86 22.94 3.43 1513.9 63.5 21.1 57.5 63.4 33.7 35.03
2 ЭЦНМ5-080-1400 310 1900 1309 13.91 30.26 23.71 6.86 22.85 3.34 1505.3 63.5 21.1 57.5 63.4 37 31.81
3 ЭЦНМ5-080-1550 351 55 1900 1309 13.91 30.26 23.71 6.86 24.96 5.35 1704.4 63.5 21.1 57.5 63.4 37 36.02 5
4 ЭЦНМ5-080-1800 392 96 1900 1309 13.91 30.26 23.71 6.86 27.08 7.46 1903.5 63.5 21.1 57.5 63.4 37 40.22 5
5 ЭЦНМ5-080-2000 424 128 1900 1309 13.91 30.26 23.71 6.86 28.73 9.1 2058.8 63.5 21.1 57.5 63.4 37 43.51 4
Табл. 4. Сравнение базовых (б) и рациональных (р) вариантов компоновки СШНУ (Березовская площадь Ромашкинского месторождения)
№ скважины Вариант Глубина спуска насоса, Длина хвостовика, Число качаний, Длина хода, Забойное давление, Дебит жидкости, м3/сут. Приведенное напряжение,
м м 1/мин. м МПа расч. Факт МПа
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
1 Б 1300 3.0 1.7 7.7 3.9 80.51
Р 1300 3.0 1.7 7.4 4.0 3.0 81.59
2 Б 1300 3.0 3.5 8.5 9.3 76.35
Р 1200 580 5.0 3.5 6.7 13.06 14.0 78.94
3 Б 1300 3.0 1.7 9 4.3 70.88
Р 1300 3.0 1.7 8.8 4.00 3.50 72.02
4 Б 1300 4.0 3.5 8.2 12.3 78.66
Р 1300 4.0 3.5 7.8 11.78 12.00 81.78
5 Б 1300 3.0 3.5 8.5 9.4 75.55
Р 1200 600 5.0 3.0 6.5 11.56 12.00 85.53
6 Б 1300 3.0 3.5 7.9 9.1 78.60
Р 1300 3.0 3.5 7.0 8.5 8.0 82.60
7 Б 1300 3.0 2.5 7.7 6.3 78.47
Р 1300 3.0 2.5 7.2 5.5 5.0 81.24
8 Б 1300 3.0 3.0 9.90 8.6 64.17
Р 1200 610 5.0 3.0 7.5 12.54 12.00 79.91
9 Б 1300 3.0 3.5 7.6 8.8 81.46
Р 1300 3.0 3.5 7.1 8.20 7.50 84.28
10 Б 1300 3.0 1.7 9.5 4.4 66.7
Р 1500 3.0 2.5 7.3 5.3 4.5 86.8
Условия: диаметр насоса = 32 мм; диаметр НКТ (хвостовика) = 62 мм.
обеспечении заданного объемного расходного газосодержания и устьевого давления) невозможно при выборе технологических режимов на начало планируемого периода: число вариантов компоновки существенно сокращается вследствие роста обводненности продукции. Поскольку в данном случае, по-видимому, нет ограничений по оборудованию, в качестве оптимального может быть выбран ЭЦНМ5-080-1400, обеспечивающий минимум потребляемой мощности (табл. 3).
Указанная последовательность расчетов может проводиться
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.