Разработка методов и технологии применения скважин с высокотехнологичными компоновками при разработке морских нефтегазовых месторождений

Хруленко, Алексей Андреевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Разработка методов и технологии применения скважин с высокотехнологичными компоновками при разработке морских нефтегазовых месторождений
ВАК РФ 25.00.18, Технология освоения морских месторождений полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Разработка методов и технологии применения скважин с высокотехнологичными компоновками при разработке морских нефтегазовых месторождений"

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА

УДК 622.276.5

005011514

На правах рукописи

Хруленко Алексей Андреевич

РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ И ТЕХНОЛОГИИ ПРИМЕНЕНИЯ СКВАЖИН С ВЫСОКОТЕХНОЛОГИЧНЫМИ КОМПОНОВКАМИ ПРИ РАЗРАБОТКЕ МОРСКИХ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Специальность 25.00.18 - Технология освоения морских месторождений полезных ископаемых

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 О ФЕБ ^¡2

МОСКВА-2012

005011514

Работа выполнена в Российском государственном университете нефти и газа имени И.М. Губкина

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор

Золотухин Анатолий Борисович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Защита состоится 29 февраля 2012 года в 16 часов на заседании диссертационного совета Д.212.200.11 при Российском государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина по адресу: 11991, ГСП-1, Москва, Ленинский проспект, 65, аудитория 1802.

Отзывы па диссертацию и автореферат, заверенные печатью, просим направлять в двух экземплярах по указанному адресу.

С диссертацией можно ознакомиться в научно-технической библиотеке Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина.

Объявление о защите диссертации и автореферат размещены на официальном сайте РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина (www.gubkin.ru) и направлены на размещение в сети Интернет Министерством образования и науки Российской Федерации по адресу: referat_vak@mon.gov.ru.

Ермолаев Александр Иосифович

кандидат технических наук, Ибрагимов Ильдар Ильясович

Ведущая организация: ООО «Газпром ВНИИГАЗ»

2012

г.

д.т.н., доцент

Ученый секретарь диссертационног

И.Е. Литвин

Общая характеристика работы

Актуальность темы исследования. По мере истощения легко извлекаемых запасов нефти и усложнения условий ведения добычи появляются задачи, необходимость решения которых стимулирует создание и применение передовых технических разработок. Эти тенденции особенно остро ощущаются при освоении морских месторождений нефти и газа. Причиной тому является ряд факторов, определяющих специфику морских промыслов: необходимость ускоренной выработки запасов, увеличение периода безводной эксплуатации скважин, сокращение общего количества скважин за счет повышения их продуктивности, требования к компактности и высокой производительности оборудования, минимизация технологических операций на скважинах и оборудовании и т.д. Поэтому применение новых технических решений зачастую является решающим фактором, позволяющим сделать освоение морских месторождений эффективным и экономически целесообразным.

Одним из таких решений являются скважины, называемые высокотехнологичными. Основные черты технологии высокотехнологичного заканчивания (ВТЗ) можно свести в следующее определение:

«Скважина с высокотехнологичным закатыванием - это скважина, конструктивно объединяющая ряд компонентов для сбора, передачи и анализа данных о добыче и таете в режиме реального времени, дающих возможность управлять притоком на отдельных интервачах перфорации в целях оптимизации добычи, без проведения внутрискважинных работ»

Эти функции реализуются посредством дистанционно управляемых клапанов и систем измерения на забое, устанавливаемых в скважине.

Первая высокотехнологичная компоновка была использована в 1997 году на месторождении Бпогге (норвежский сектор Северного моря). К настоящему времени по всему миру функционирует около 800 подобных

скважин. Приблизительно половину из этого числа составляют скважины морских месторождений, в свою очередь, из них почти 50% приходится на скважины подводных промыслов.

Мотивация применения высокотехнологичного заканчивания может быть сведена к следующим основным пунктам:

1. Интенсификация добычи нефти;

2. Повышение нефтеотдачи;

3. Сокращение эксплуатационных затрат;

4. Стремление смягчить влияние геологических неопределенностей на экономические и технологические показатели.

Однако у технологии есть существенные недостатки, напрямую происходящие из ее технической сложности и ограничивающие масштабы ее применения, основными из которых являются следующие:

• высокая стоимость компонентов и их установки;

• опасность выхода из строя управляемых клапанов и систем измерения

при установке или в ходе эксплуатации скважины.

Поэтому при проектировании таких скважин неизбежно возникают вопросы:

1. оценки эффекта от применения высокотехнологичного заканчивания и, в общем случае, целесообразности их применения;

2. эффективного управления устройствами контроля притока;

3. оценки возможных потерь, которые могут быть вызваны отказом устройств контроля притока.

Разработке методики, позволяющей найти ответы на данные вопросы, и посвящена данная работа.

Целью диссертационной работы является разработка и апробация методики моделирования, оптимизации и оценки эффективности применения высокотехнологичного заканчивания скважин при освоении морских месторождений нефти и газа.

Основные задачи исследования:

1) изучение, обобщение и критический анализ мирового опыта применения высокотехнологичных скважин при освоении морских месторождений нефти и газа;

2) анализ ранее опубликованных подходов к моделированию и оптимизации управления устройствами контроля притока высокотехнологичных скважин;

3) разработка методики управления устройствами контроля притока скважин с целью оптимизации показателей разработки месторождения;

4) разработка методики оценки экономической и технологической эффективности применения высокотехнологичных скважин с учетом надежности функционирования их компонентов;

Научная новизна работы определяется следующими результатами:

1. Проведены систематизация и обобщение зарубежного опыта по применению высокотехнологичных скважин за рубежом;

2. Разработан и программно реализован алгоритм управления работой высокотехнологичных скважин, основанный на использовании современных методов оптимизации и идее сращивания полномасштабного и секторного гидродинамического моделирования. Программа совместима с гидродинамическим симулятором Eclipse и позволяет осуществлять эффективную оптимизацию по проактивной и реактивной стратегии. За счет применения предложенного подхода было значительно (в 2 - 3 раза) сокращено время оптимизации при сохранении точности решения по сравнению с оптимизацией на полномасштабной модели;

3. Решена задача оптимизации разработки морского месторождения в условиях подводного промысла за счет проактивного управления устройствами контроля притока высокотехнологичных скважин;

4. На примере модельной задачи показано, какой эффект, выраженный в приросте добыче нефти и чистого дисконтированного дохода, может быть получен за счет применения технологии на скважинах подводного промысла в условиях геологических неопределенностей и к каким потерям могут приводить отказы компонентов ВТЗ.

Защищаемые положения:

1. Алгоритм проактивной оптимизации управления устройствами контроля притока высокотехнологичных скважин с использованием секторных моделей месторождения;

2. Методика оценки влияния неопределенности в описании свойств продуктивных пластов на эффективность применения высокотехнологичных скважин;

3. Способ оценки влияния надежности устройств контроля притока на экономический и технологический эффекты от применения высокотехнологичных скважин.

Методы исследования

Основным инструментом исследования, использованным в данной работе, являлось гидродинамическое моделирование (с учетом ограничений, специфичных для морских месторождений). При помощи специально разработанной программной надстройки, управляющей работой основного программного комплекса, выполнялась численная оптимизация и оценка технико-экономической эффективности работы высокотехнологичных скважин.

Практическая ценность работы

1. Приведенный в работе обзор литературных источников, освещающих обширный опыт по внедрению технологии высокотехнологичного заканчивания за рубежом, может быть использован при составлении проектных документов на стадии выбора концепций заканчивания скважин.

2. На основе изложенных в данной работе подходов был создан

программный контроллер для симулятора Eclipse. Данная программа

позволяет:

• эффективно решать задачи оптимизации управления устройствами контроля притока на полномасштабных фильтрационных моделях;

• моделировать возможные отказы устройств контроля притока;

• выполнять автоматизированный анализ экономической эффективности применения высокотехнологичных скважин по расчетным вариантам.

Результаты диссертационной работы использованы в отчете ОАО "ВНИИНефть" по договору № 331/01-036/11 / 83.13 (от 01 июля 2011 года) «Анализ состояния проблемы "умных" скважин и месторождений в России и за рубежом».

Апробация результатов исследования. Результаты работы были представлены на следующих российских и международных конференциях и семинарах:

1.11-я международная конференция «Освоение ресурсов нефти и газа российского шельфа: Арктика и Дальний Восток», Москва, "Газпром ВНИИГАЗ", 17-18 сентября 2008 года

2. 1-й Научно-технический семинар «Инновационныерешения и актуальные вопросы проектирования разработки месторождений углеводородов», Москва, "Газпром ВНИИГАЗ", 26 Мая 2010

3. 2-я научно-практическая молодежная конференция «Новые технологии в газовой отрасли: опыт и преемственность», "Газпром ВНИИГАЗ", 6-7 октября 2010 г.

4. Российская техническая нефтегазовая конференция и выставка SPE 2010, Москва, 26-28 октября 2010 года

5. Международная студенческая научно-техническая конференция в рамках Европейского Студенческого Нефтегазового Конгресса (European Student Petroleum Congress), Краков, 13-15 апреля 2011 года

6. 2-й Научно-технический семинар «Инновационные решения и актуальные вопросы проектирования разработки месторождений углеводородов», Москва, "Газпром ВНИИГАЗ", 26 Мая 2011 года

7. Международная конференция SPE "Разработка месторождений в осложненных условиях и Арктике», Москва, ВВЦ, 18-20 октября 2011 г.

8. Научные семинары в Международном Исследовательском Институте Ставангера (IRIS), Берген, 6 сентября и 28 октября 2011 года.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 12 работ, в том числе, 2 - в ведущих рецензируемых журналах, рекомендованных ВАК РФ

Объем работы. Диссертация включает 101 страницы, 43 рисунка, 5 таблиц, состоит из общей характеристики работы, 4 глав, заключения и одного приложения; библиография состоит из 72 наименований.

Благодарности Автор выражает глубокую признательность научному руководителю, доктору технических наук, профессору Анатолию Борисовичу Золотухину и своим родителям за постоянную и безусловную поддержку, а также своим руководителям и коллегам в ОАО "ВНИИНефть" за ценные советы, за внимание и понимание, с которыми они относились к автору работы.

Основное содержание работы

В первой главе дается определение термина высокотехнологичной скважины (ВТС), описываются основные элементы ее конструкции. Приведена классификация задач, для решения которых используются высокотехнологичные скважины. Дано описание основных причин появления, развития и применения технологии. Проведены систематизация и обобщение мирового опыта в области высокотехнологичного заканчивания скважин, с акцентом на освещении следующих вопросов:

• Конструкции высокотехнологичных компоновок для решения различных задач;

• Цели их применения и условия, в которых они применялись;

• Преимущества и недостатки ВТС по сравнению с другими техническими решениями;

• Где и каким образом мировой опыт применения ВТС может быть использован в России.

Вторая глава представляет собой литературный обзор публикаций, посвященных проблемам моделирования, оптимизации и оценки эффективности применения высокотехнологичных скважин. Проведен анализ преимуществ и недостатков различных методов оптимизации и подходов к моделированию надежности устройств контроля притока. Дано определение двух типов стратегий управления устройствами контроля притока: реактивной и проактивной.

Реактивная стратегия направлена на оптимизацию текущих показателей работы скважины. При использовании реактивной стратегии управление осуществляется в режиме реального времени на основе имеющихся данных, таких, как, например, результатов проведенных испытаний интервалов при различных степенях открытости активных устройств контроля притока (Inflow Control Valve, или ICV). Решение может приниматься оператором интуитивно, методом проб и ошибок, или при помощи вспомогательных моделей.

Проактивная стратегия предполагает периодический подбор положений ICV для оптимизации показателей разработки на протяжении определенного прогнозируемого периода (например, с целью отсрочки прорывы воды и газа). Целевыми функциями могут служить добыча нефти за прогнозируемый период или чистый дисконтированный доход (NPV). Инструментом прогнозирования, как правило, служат гидродинамические модели. Необходимым условием их использования является их способность

адекватно описывать показатели разработки в предшествовавший и прогнозируемый периоды.

В третьей главе приведено описание авторской методики для моделирования, оптимизации и оценки эффективности применения высокотехнологичных скважин.

Суть методики достаточно проста: в исходной полномасштабной модели выделяются секторные модели, позволяющие заменить в виртуальном пространстве исходную громоздкую и многомерную оптимизационную задачу на ряд более простых задач с меньшей размерностью. Для каждой из них определяются оптимальные управляющие параметры, а затем полученные решения переносятся на большую модель. Процесс оптимизации, реализующий проактивную оптимизационную стратегию (его схема приведена на рис. 1), организован следующим образом:

1. Время прогноза модели разбивается на конечное число

оптимизационных шагов (А();

2. В модели пласта выделяются секторные модели (СМ)

3. На каждом временном шаге:

3.1. Выполняется расчет на полной модели месторождения для Ац с целью получения граничных условий для СМ.

3.2. Находятся оптимальные положения 1СУ, позволяющие максимизировать целевую функцию (добычу нефти за период А1[) для СМ при помощи метода прямого поиска.

3.3. Выполняется расчет на полномасштабной модели с полученными положениями 1СУ, и результаты сравшшаются с полученными при расчетах на СМ. Если они совпадают, то происходит переход на следующий временной шаг, если нет, то происходит возврат на шаг 3.1.

Данный алгоритм был реализован в программе-контроллере, выполненной в Matlab и сопряженной с симулятором (Eclipse). Контроллер выполняет подготовку новых расчетных моделей, заменяя варьируемые в процессе оптимизации параметры (которые отмечены в файлах исходной

Следующий оптимизациожых шаг

Рис. 1. Схема алгоритма оптимизации модели) на новые значения, выполняет их запуск и чтение результатов. В конце каждого оптимизационного шага создается рестарт-файл, который используется для инициализации модели в начале следующего цикла. Для секторного моделирования использовалась опция Flux modeling, которая позволяет достаточно корректно учитывать граничные условия в модели. При использовании этой опции в модели выделяются регионы секторных моделей. При расчете на полномасштабной модели условия на границах

секторов (фазовые расходы или давления) записываются в специальный файл (Пих-файл). При запуске секторной модели из этого файла считываются граничные условия, имитирующие таким образом влияние «отброшенной» части пласта.

Контроллер был дополнен опцией, позволяющей моделировать поломки устройств контроля притока согласно заданной зависимости вероятности поломки от времени их работы.

Приведена методика расчета оценки эффективности применения высокотехнологичных скважин по итогам гидродинамического моделирования, основанная на использовании следующей формулы:

!>0

Где:

{- добыча нефти за временной шаг ¿V,

р - цена нефти;

Е, - эксплуатационные и капитальные издержки, связанные со строительством и эксплуатацией скважины, на момент времени /;

Т- период планирования;

I - ставка дисконтирования (в долях единицы);

а,- - коэффициент дисконтирования, равный: а, = (1+¡) ';

ДЕ0=Е"0-Ец , разница капитальных вложений между обычным и высокотехнологичным заканчиванием скважины

В четвертой главе приводятся результаты апробации модельной методики. Для апробации была использована модель небольшого нефтяного месторождения. Моделыюе месторождение состоит из двух пластов, каждый из которых вмещает массивную залежь, тектонически экранированную разломом с востока (рис. 2). Толщина верхнего пласта составляет 40 м, нижнего - 45 м. Водонефтяные контакты верхнего и

нижнего объектов расположены на глубинах 3300 и 3525 м с начальным пластовым давлением в 330 и 352,5 атм, соответственно.

По условиям задачи на месторождении проведена сейсморазведка и пробурены три разведочные скважины, на которых были проведены отборы керна, выполнены геофизические исследования, отборы проб флюидов и отбиты уровни водонефтяных контактов. Однако описание фильтрацношю-емкостных свойств коллекторов в межскважшшом пространстве является крайне неопределенным. На основании вышеперечисленных данных на этапе геологического моделирования построено пять равновероятных реализаций (по пористости, проницаемости и начальной водонасыщенности, связашшх через петрофизические зависимости) геологической модели с приблизительно одинаковыми запасами. Оба продуктивных пласта месторождения обладают большими водоносными областями, делающими возможным ведение разработки на жестком водонапорном режиме.

Применение морской платформы для освоения месторождения, в связи с небольшими запасами, заведомо нерентабельно, и обустройство месторождения намечено выполнить на базе подводного промысла, что ведет к следующим технологическим решениям, связанными с ними ограничениями и возможными проблемами:

• Скважины должны быть выполнены с подводным закачиванием;

• Вся добываемая продукция многофазным потоком транспортируется на расположенную поблизости добывающую платформу более крупного месторождения или на берег;

• Подводное обустройство требует того, чтобы скважины работали при устьевом давлении, превышающим минимальное допустимое давление на входе в подводный трубопровод (принято рапным 40 атм.);

• Если скважина по причине обводненности не может фонтанировать при заданном устьевом давлении, то она отключается;

• Внутрискважинные работы, например, изоляция обводненных интервалов, могут быть выполнены только в течение межледового периода.

Рис. 2. Схема модельного месторождения. Зеленым и синим цветами показаны нефте- и водонасыщенные породы, соответственно.

Размерность модели составляет 20 х 58 х 81 блоков с типичным размером 100 х 100 х 1,25 м3 и общим количеством активных ячеек, равным -54019.

Использовалась модель нелетучей нефти black oil со следующими свойствами:

• вязкость нефти в пластовых условиях: 0,55 сП;

• вязкость воды в пластовых условиях: 0,3 сП;

• давление насыщения нефти: 245 атм.;

• газосодержание нефти: 100м3/м".

Задание коллекторских свойств проводилось в следующей последователь ности:

1. Для трех разведочных скважин были созданы каротажные кривые литологии (коллектор-неколлектор) и пористости;

2. По данным цитологического каротажа при помощи стохастического моделирования получены несколько реализаций распространения проницаемых пород;

Рис. 3. Реализации пористости (левая колонка) и соответствующие им реализации проницаемости (правая колонка)

3. Была выбрана одна реализация, для проницаемых пород которой по каротажным кривым были получены пять (рис. 3) реализаций пористости;

4. Для полученных распределений пористости по петрофизическим зависимостям были рассчитаны поля проницаемости и связанной во донасыщенности.

Запасы по различным реализациям модели выдерживались примерно

одинаковыми и составляют:

♦ Для верхнего пласта: 10,65 млн. м3 нефти в стандартных условиях

• Для нижнего пласта: 25,1 млн. м3 нефти в стандартных условия

Рис. 4. Схема расположения скважин в продуктивных пластах месторождения. Синим цветом выделен массив пород-коллекторов

Основным граничным условием на скважинах (рис. 4) являлся отбор по жидкости (1650 м3/сут). При падении устьевого или забойного давления до заданных значений (40 атм.) скважина переходила на работу в режиме устьевого давления. Расчеты показали, что забойное давление в процессе эксплуатации изменяется незначительно. Устьевое давление по мере роста обводненности скважин быстро становится важным фактором, ограничивающим дебит скважины и, в конечном счете, ее накопленную добычу.

Каждая из трех скважин совместно дренировала оба пласта. Траектории и интервалы перфорации скважин для расчетных вариантов были одинаковы. Верхний пласт проходился наклонно-направленными участками скважин, нижний - горизонтальными. Для каждой скважины были заданы три интервала перфорации: один - в верхнем пласте и два, примерно одинаковой длины, - в нижнем. Прогнозируемый период разработки месторождения продолжительностью в 24 года был разделен на 19

оптимизационных шагов. Это было обусловлено тем, что в Eclipse 2009.1 существует ограничение на количество рестартов, которые можно использовать вместе с опцией секторного моделирования. Первый оптимизационный шаг, примерно соответствующий безводному периоду, был принят равным 6 годам, а длительность каждого из остальных равнялась одному году. Были выделены 3 сравнительно небольшие секторные модели (рис. 5) вокруг добывающих скважин.

Рис. 5. Схема выделения секторных моделей скважин из полной модели месторождения

Для расчета дисконтированного эффекта от применения высокотехнологичного заканчивания использовались следующие значения параметров:

• Цена нефти: р-50 $/баррель;

• Разница стоимости высокотехнологичной и обычной скважинной компоновки: АЕ0=2,0млн. $/скв.~,

• Ставка дисконтирования: а=12%.

Дтя каждой реализации модельной задачи были рассчитаны два варианта разработки с применением и без применения высокотехнологичного заканчивания. Для вариантов, предусматривающих ВТЗ, использовалась вышеприведенная методика управления устройствами контроля притока.

После того, как были получены профили добычи, для каждой из пяти пар моделей была проведена оценка экономического эффекта от применения высокотехнологичного закачивания и оптимизации. Результаты этих расчетов сведены в таблицу 1 и приведены на рис. 6 и 7.

Таблица 1. Сравнение показателей по расчетным вариантам и реализациям

Реализация модели Базовый вариант ВТЗ Дисконтированный эффект, млн. $ Прирост накопленной добычи нефти, млн. ст. мЗ Прирост КИН, %

Он, млн. ст. мЗ кин, % <3н, млн. ст. мЗ КИН, %

#1 17,207 48,195 17,591 49,27 107 0,38388 1,0751

#2 17,785 49,109 18,303 50,54 154,07 0,51814 1,4307

#3 17,025 47,116 17,934 49,631 133,63 0,90865 2,5146

#4 16,336 45,089 18,132 50,046 367,46 1,7962 4,9576

#5 17,665 48,967 18,118 50,224 147,23 0,45322 1,2563

В среднем 17,204 47,695 18,016 49,942 181,88 0,81201 2,2469

-#1 (ВТЗ)

£ ^^--С>н #2 (ВТЗ)

I 15 У\ - С^н #3 (ВТЗ)

| 3 / -#4 (ВТЗ)

1 110 -/----- -(^н #5 (ВТЗ)

« о се

И §

5 • / —AQндля#l

в ч

2 3 5 _/|____АОндля#2

ж , -■■"ДОн для #3

СЗ ^ ---

——ДС)н для #4

0 5 10 15 20 25еД<3ндля#5 Время, лет

Рис. 6. Графики накопленных отборов нефти для оптимизированных вариантов модельных реализаций и приросты накопленных отборов нефти по сравнению с соответствующими базовьми вариантами

—#1 —#2 #3 —#4 —#5

Рис. 7. Семейство графиков динамики накопленного дисконтированного эффекта для различных реализаций модели

Среднее значение дисконтированного эффекта составило 188,9 млн. $. Часть экономического эффекта достигалась за счет приращения конечной добычи нефти, часть - за счет интенсификации (т.е. более ранней добычи дополнительных объемов) текущей добычи нефти.

Необходимо отметить интересную деталь: достаточно часто по одной из скважин накопленная добыча и экономический эффект был заметно ниже, чем для скважин без высокотехнологичного заканчивания. Тем не менее, прирост добычи за счет применения ВТЗ и оптимизации на других скважинах позволил перекрыть эти потери для всех расчетных вариантов.

Замена полномасштабной модели моделями отдельных секторов позволила значительно сократить время проведения расчетов без существенной потери точности вычислений. В качестве критерия точности расчета по секторным моделям использовались дебиты скважин по нефти. Максимальная невязка дебитов находилась в пределах заданной величины

(1%). Максимальная невязка скважинных отборов за отдельно взятый оптимизационный шаг полной и секторных моделей составила 0,6%, т.е. точность вычислений оставалась приемлемой и достигалась, как правило, за 1-2 внешних итерации.

В ходе следующей серии экспериментов для реализации #5 были выполнены 19 расчетов с целью оценки влияния надежности на эффект, достигаемый за счет применения ВТЗ. Расчеты показали значительный разброс потерь нефтеотдачи и дисконтированного эффекта (по сравнению со случаями отсутствия поломок высокотехнологичного оборудования). Эти данные сведены в табл. 2. Из расчетов следует, что выход из строя устройств контроля притока может приводить как к значительным (до 78%), так и к очень несущественным потерям экономического эффекта от применения высокотехнологичных компоновок (отметим, что сравнение производится со случаями отсутствия поломок высокотехнологического оборудования). Среднее значение потерь дисконтированного эффекта составляет приблизительно 12%, среднее значение потерь накопленной добычи нефти составило приблизительно 24% или 0,11 млн. S.

Следует отметить, что даже при самом неблагоприятном стечении обстоятельств использование устройств контроля притока обеспечивает лучшие технико-экономические показатели, нежели без использования подобных устройств.

В приложении приведено сопоставление результатов применения метода прямого поиска, использованного в данной работе, и метода сопряженных градиентов (Yeten В., Brouwer D.R., Durlofsky L.J., Aziz К., Decision analysis under uncertainty for smart well deployment II Journal of Petroleum Science and Engineering 43, pp. 183-199, 2004). Сопоставление проводилось на модельной задаче оптимизации управления устройствами контроля притока многозабойной скважины, рассмотренной в указанной выше работе. Результаты серии численных экспериментов показали, что предлагаемый автором метод обеспечил достижение результатов в целом

лучших, чем при использовании более сложного метода сопряженных градиентов.

Табл. 2. Результаты серии расчетов для оценки влияния надежности

Потери

Реализация модели Добыча нефти, млн. мЗ Дисконтированный эффект, млн. 5 Добыча нефти Дисконтированный эффект

абс., млн. мЗ Отн. % абс., млн. $ отн., %

#5.1 18,110 146,79 0,008 1,9 0,44 0,30

#5.2 17,847 146,25 0,271 59,8 0,98 0,67

#5.3 18,110 146,79 0,008 1,9 0,44 0,30

#5.4 17,884 135,48 0,234 51,8 11,75 7,98

#5.5 18,110 146,79 0,008 1,9 0,44 0,30

#5.6 18,015 108,56 0,103 22,8 38,67 26,27

#5.7 18,110 146,79 0,008 1,8 0,44 0,30

#5.8 17,870 32,987 0,248 54,8 114,24 77,59

#5.9 17,924 127,66 0,194 42,9 19,57 13,29

#5.10 18,110 146,79 0,008 1,9 0,44 0,30

#5.11 18,110 147,15 0,008 1,8 0,08 0,05

#5.12 17,851 145,04 0,267 59,1 2,19 1,49

#5.13 18,110 146,79 0,008 1,8 0,44 0,30

#5.14 18,113 146,16 0,005 1,3 1,07 0,73

#5.15 18,110 146,79 0,008 1,9 0,44 0,30

#5.16 17,862 83,54 0,256 56,7 63,69 43,26

#5.17 18,004 107,94 0,114 25,2 39,29 26,69

#5.18 17,862 83,54 0,256 56,7 63,69 43,26

#5.19 18,110 147,15 0,008 1,8 0,08 0,05

Среднее значение 18,01 128,37 0,11 23,56 18,86 12,81

#5 без поломок 18,118 147,23 - - - -

#5 базовый 17,665 - - - -

Основные результаты и выводы

1. Решена задача по созданию методики оптимизации разработки шельфовых месторождений с использованием высокотехнологичных скважин.

2. Разработан алгоритм, основанный на выделении секторных моделей, позволивший значительно сократить время проведения оптимизации по сравнению с традиционным подходом, предполагающим использование полномасштабных фильтрационных моделей, при сохранении точности расчетов.

3. На основе предложенного алгоритма разработана программа, интегрированная с гидродинамическим симулятором, позволившая выполнить оптимизацию и дать оценку ее эффекта.

4. Метод прямого поиска позволяет осуществлять эффективное управление устройствами контроля притока. При апробации алгоритма па синтетических фильтрационных моделях во всех случаях был достигнут большой технологический и экономический эффект от применения высокотехнологичных скважин.

5. На примере модельной задачи было показано, что даже при отказах устройств контроля притока и технологический и экономические эффекты оставались положительными за счет оптимального управления действующих устройств.

6. Описанный подход может быть применен при решении других задач оптимизации разработки, например: распределение отборов и закачки в системах одновременно-раздельной эксплуатации, подбор оптимальных фильтрационных сопротивлений пассивных устройств контроля притока, и подобных им.

Список работ, опубликованных по теме диссертации:

1. Хруленко A.A., Принципы и практическое применение технологии «интеллектуального месторождения» и концепции интегрированных операций // Тезисы докладов конференции «Освоение ресурсов нефти и газа российского шельфа: Арктика и Дальний Восток», Москва, 17-18 сентября 2008 г., с. 97.

2. Золотухин А.Б., Хруленко A.A., Интеллектуальное месторождение // Современное машиностроение 2(6) 2008, с. 64-68.

3. Хруленко A.A., Обзор мирового опыта применения скважин с высокотехнологичными компоновками при разработке нефтяных и газовых месторождений II Тезисы докладов научно-технического семинара «Инновационные решения и актуальные вопросы проектирования разработки месторождений углеводородов», Москва, "Газпром ВНИИГАЗ", 26 Мая 2010 г.

4. Хруленко A.A., Обзор мирового опыта применения скважин с высокотехнологичными компоновками при разработке морских нефтегазовых месторождений // Тезисы докладов Н-й научно-практической молодежной конференции «Новые технологии в газовой отрасли: опыт и преемственность», 6-7 октября 2010 г.

5. Хруленко A.A., Золотухин А.Б., Оценка эффективности применения высокотехнологичных скважин в условиях арктического подводного нефтяного промысла //Текстовая версия доклада на Российской технической нефтегазовой конференции и выставке SPE, Москва, 26-28 октября 2010 года, SPE-138072-RU.

Англоязычная версия доклада: Khrulenko A.A., Zolotukhin A.B., A case study of smart well deployment for arctic offshore subsea field development// SPE-138072,2010.

6. Khrulenko A.A., Approach for full field scale smart well modeling and optimization // Proceedings of European Student Petroleum Congress «East Meets West», Krakow, April 13-15, 2011.

7. Хруленко A.A., Моделирование, оптимизация и оценка эффективности применения высокотехнологичных скважин // Тезисы докладов 2-го научно-технического семинара «Инновационные решения и актуальные вопросы проектирования разработки месторождений углеводородов», Москва, "Газпром ВНИИГАЗ", 26 Мая 2011 г.

8. Хруленко А. А., Методика моделирования и оптимизации работы высокотехнологичных скважин // Нефтяное хозяйство, 6'2011, с. 116-119.

9. Khrulenko A.A., Approach for full field scale smart well modeling and optimization // YoungPetro, summer 2011, p. 45 - 53. Доступ к электронной версии: http://vounppetro.org/issue 2 web.pdf.

10. Евстафьев И.Л., Хруленко A.A., Мировой опыт применения интеллектуальных скважин на морских нефтегазовых месторождениях // Аналитик - 2010: Сборник научно-технических обзоров. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2011, с. 122- 152.

11. Хруленко A.A., Золотухин А.Б., Подход для моделирования и оптимизации работы высокотехнологичных скважин в рамках полномасштабных гидродинамических моделей, Текстовая версия доклада на Международной конференции SPE "Разработка месторождений в осложненных условиях и Арктике», Москва, ВВЦ, 18-20 октября 2011 г., SPE-149926-RU.

Англоязычная версия доклада: Khrulenko A.A., Zolotukhin A.B., Approach for full field scale smart well modeling and optimization, SPE-149926-EN, 2011.

12. Хруленко А. А., Золотухин А.Б., Моделирование и оптимизация работы высокотехнологичных скважинных компоновок с учетом надежности их функционирования // Труды РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 3'2011, с. 78-94.

Подписано в печать 23 января 2012 г. Объем 1,2 п.л. Тираж 100 экз. Заказ № 34

Отпечатано в Центре оперативной полиграфии ООО «Ол Би Принт» Москва, Ленинский пр-т, д.37

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Хруленко, Алексей Андреевич, Москва

61 12-5/1459

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА

ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА

На правах рукописи УДК 622.276.5

ХРУЛЕНКО АЛЕКСЕЙ АНДРЕЕВИЧ

Специальность 25.00.18 - Технология освоения морских месторождений

полезных ископаемых

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель: доктор технических наук Золотухин Анатолий Борисович

МОСКВА-2012

ОГЛАВЛЕНИЕ

Общая характеристика работы.................................................................................................4

Глава 1. Высокотехнологичное заканчивание скважин. Описание технологии и опыта ее применения за рубежом..........................................................................................................12

1.1. Основные составляющие технологии высокотехнологичного заканчивания...........12

1.1.1. Определения и основные элементы конструкции................................................12

1.1.2. Причины появления и развитие технологии........................................................15

1.2. Классификация ВТС по типу решаемых задач...........................................................18

1.2.1. Разработка многопластовых залежей...................................................................18

1.2.2. Дренирование нескольких нефтяных зон в разобщенных пластах.....................22

1.2.4. Переменная добыча газа........................................................................................27

1.2.5. Контроль притока из отдельных стволов многозабойной скважины..................28

1.2.6. Выравнивание профиля притока к скважине.......................................................31

1.2.7. Межпластовый транспорт флюидов для поддержания пластового давления.....31

1.3. Проблемы и перспективы внедрения интеллектуальных скважин............................32

1.3.1. Недостатки технологии «интеллектуального» заканчивания..............................32

1.3.2. Конкурентные технические решения...................................................................34

Выводы к главе............................................... .....................................................................36

Глава 2. Подходы к оптимизации работы высокотехнологичных скважин. Оценка эффективности применения высокотехнологичного заканчивания.....................................39

2.1. Оценка потенциального эффекта от применения при проектировании.....................39

2.2. Стратегии управления......................................... .........................................................41

2.3. Методы оптимизации...................................................................................................43

2.4. Проблемы адекватности фильтрационных моделей. Подходы к учету неопределенностей..............................................................................................................45

2.5 Концепция замкнутого цикла управления разработкой и основные методы ее практической реализации. Методы оптимизации ансамблей реализаций фильтрационных моделей........................................ ...........................................................48

2.6 Учет надежности функционирования компонентов высокотехнологичного заканчивания.......................................................................................................................53

Глава 3. Методика оценки технологического и экономического эффекта от применения ВТС и оптимизации управления устройствами контроля притока.......................................55

3.1. Метод прямого поиска.................................................................................................55

3.2. Модификация алгоритма для задач большой размерности........................................57

3.3. Оценка экономического эффекта от применения ВТЗ...............................................60

3.4. Методика учета надежности работы высокотехнологичной компоновки.................62

Глава 4. Апробация предлагаемой методики.........................................................................63

4.1. Постановка модельной задачи................................................................................63

Описание модели............................................................................................................64

Исходные данные для оценки экономического эффекта...............................................73

Функции надежности работы устройств контроля притока..........................................73

4.2. Результаты серии экспериментов по применению проактивной стратегии управления устройствами контроля притока.....................................................................74

4.3. Результаты серии экспериментов по оценке влияния надежности устройств

контроля притока на эффективность применения ВТЗ.....................................................80

Основные выводы и результаты.................................... .....................................................83

Направления дальнейших исследований...........................................................................84

Благодарности.....................................................................................................................85

Использованные сокращения и обозначения.........................................................................86

Список использованных источников.....................................................................................87

Приложения............................................................................................................................94

Приложение 1. Апробация оптимизационного алгоритма............................................94

Общая характеристика работы

«Скважина с высокотехнологичным заканчиванием- это скважина, конструктивно объединяющая ряд компонентов для сбора, передачи и анализа данных о добыче и пласте в режиме реального времени, дающих возможность управлять притоком на отдельных интервалах перфорации в целях оптимизации добычи, без проведения внутрискважинных работ»

Первая высокотехнологичная компоновка была использована в 1997 году на месторождении Зпогге (норвежский сектор Северного моря). К настоящему времени по всему миру функционирует около 800 подобных скважин. Приблизительно половину из этого числа составляют скважины

морских месторождений, в свою очередь, из них почти 50% приходится на скважины подводных промыслов.

Мотивация применения высокотехнологичного заканчивания может быть сведена к следующим основным пунктам:

1. Интенсификация добычи нефти;

2. Повышение нефтеотдачи;

3. Сокращение эксплуатационных затрат;

• высокая стоимость компонентов и их установки;

• опасность выхода из строя управляемых клапанов и систем измерения

при установке или в ходе эксплуатации скважины.

Поэтому при проектировании таких скважин неизбежно возникают вопросы:

2. эффективного управления устройствами контроля притока;

3. оценки возможных потерь, которые могут быть вызваны отказом устройств контроля притока.

Разработке методики, позволяющей найти ответы на данные вопросы, и посвящена данная работа.

Основные задачи исследования:

Научная новизна работы определяется следующими результатами:

1. Были проведены систематизация и обобщение зарубежного опыта по применению высокотехнологичных скважин за рубежом;

4. На примере модельной задачи показано, какой эффект, выраженный в приросте добыче нефти и чистого дисконтированного дохода, может

быть получен за счет применения технологии на скважинах подводного промысла в условиях геологических неопределенностей и к каким потерям могут приводить отказы компонентов ВТЗ.

Защищаемые положения:

Методы исследования

Практическая ценность работы

2. На основе изложенных в данной работе подходов был создан

программный контроллер для симулятора Eclipse. Данная программа

позволяет:

• моделировать возможные отказы устройств контроля притока;

Результаты диссертационной работы были использованы в отчете ОАО "ВНИИНефть" по договору № 331/01-036/11 / 83.13 (от 01 июля 2011 года) «Анализ состояния проблемы "умных" скважин и месторождений в России и за рубежом».

1. П-я международная конференция «Освоение ресурсов нефти и газа российского шельфа: Арктика и Дальний Восток», Москва, "Газпром ВНИИГАЗ", 17-18 сентября 2008 года

2. 1-й Научно-технический семинар «Инновационные решения и актуальные вопросы проектирования разработки месторождений углеводородов», Москва, "Газпром ВНИИГАЗ", 26 Мая 2010

4. Российская техническая нефтегазовая конференция и выставка SPE 2010, Москва, 26-28 октября 2010 года

6. 2-м Научно-технический семинар «Инновационные решения и актуальные вопросы проектирования разработки месторождений углеводородов», Москва, "Газпром ВНИИГАЗ", 26 Мая 2011 года

Публикации. По теме диссертации опубликовано 12 работ, в том

числе, 2 - в ведущих рецензируемых журналах, рекомендованных ВАК РФ

Список работ, опубликованных по теме диссертации:

2. Золотухин А.Б., Хруленко A.A., Интеллектуальное месторождение // Современное машиностроение 2(6) 2008, с. 64-68

3. Хруленко A.A., Обзор мирового опыта применения скважин с высокотехнологичными компоновками при разработке нефтяных и газовых месторождений // Тезисы докладов научно-технического семинара «Инновационные решения и актуальные вопросы проектирования разработки месторождений углеводородов», Москва, "Газпром ВНИИГАЗ", 26 Мая 2010 г.

4. Хруленко A.A., Обзор мирового опыта применения скважин с высокотехнологичными компоновками при разработке морских

нефтегазовых месторождений // Тезисы докладов П-й научно-практической молодежной конференции «Новые технологии в газовой отрасли: опыт и преемственность», 6-7 октября 2010 г.

5. Хруленко A.A., Золотухин А.Б., Оценка эффективности применения высокотехнологичных скважин в условиях арктического подводного нефтяного промысла//Текстовая версия доклада на Российской технической нефтегазовой конференции и выставке SPE, Москва, 26-28 октября 2010 года, SPE-138072-RU

Англоязычная версия доклада: Khrulenko A.A., Zolotukhin A.B., A case study of smart well deployment for arctic offshore subsea field development// SPE-138072, 2010

6. Khrulenko A.A., Approach for full field scale smart well modeling and optimization // Proceedings of European Student Petroleum Congress «East Meets West», Krakow, April 13-15, 2011

9. Khrulenko A.A., Approach for full field scale smart well modeling and optimization // YoungPetro, summer 2011, p. 45 - 53. Доступ к электронной версии: - ' . ; > / * , _ (Проверено 13.12.2011)

11. Хруленко A.A., Золотухин А.Б., Подход для моделирования и оптимизации работы высокотехнологичных скважин в рамках

полномасштабных гидродинамических моделей, Текстовая версия доклада на Международной конференции SPE "Разработка месторождений в осложненных условиях и Арктике», Москва, ВВЦ, 18-20 октября 2011 г., SPE-149926-RU

Англоязычная версия доклада: Khrulenko A.A., Zolotukhin A.B., Approach for full field scale smart well modeling and optimization, SPE-149926-EN, 2011

12.Хруленко А. А., Золотухин А.Б., Моделирование и оптимизация работы высокотехнологичных скважинных компоновок с учетом надежности их функционирования // Труды РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 3'2011, с. 78-94.

Глава 1. Высокотехнологичное заканчивание скважин. Описание технологии и опыта ее применения за рубежом

/./. Основные составляющие технологии высокотехнологичного заканчивания

1.1.1. Определения и основные элементы конструкции

Основные черты технологий можно свести в следующее определение: «Скважина с высокотехнологичной компоновкой - это скважина, конструктивно объединяющая ряд компонентов для сбора, передачи и анализа данных о добыче и пласте �

Информация о работе

Хруленко, Алексей Андреевич
кандидата технических наук
Москва, 2012
ВАК 25.00.18

Диссертация

Разработка методов и технологии применения скважин с высокотехнологичными компоновками при разработке морских нефтегазовых месторождений - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы