CC BY
51
ДОБЫЧА
Э01: 10.24412/2076-6785-2022-5-36-41 УДК 622.276.5 I Научная статья
Эффективность управляемых устройств контроля притока при разработке нефтегазовых залежей с трещиноватым коллектором
Муслимов Б.Ш., Ашин М.С.
ООО «РН-БашНИПИнефть», Уфа, Россия [email protected]
Аннотация
На сегодняшний день все больший интерес вызывает разработка месторождений Восточной Сибири, в составе которых значительная доля запасов сосредоточена в нефтяных оторочках карбонатных отложений, характеризуемых разветвленной сетью трещин. Как показывает практика, при разработке нефтяных оторочек основным фактором недостижения плановых показателей добычи нефти является превышение прогнозных уровней добычи газа из газовых шапок и, как следствие, меньшая фактическая добыча нефти. Наиболее эффективной технологией борьбы с прорывами газа в горизонтальных скважинах является применение устройств контроля притока (УКП), которые хорошо себя зарекомендовали на нефтегазовых залежах терригенных отложений.
В работе поставлена задача теоретического исследования эффективности применения управляемых УКП в горизонтальных скважинах в условиях трещиноватого коллектора с изменчивыми значениями газонасыщенных и нефтенасыщеных толщин по пласту.
Для проведения исследования использовался программный комплекс, позволяющий проводить сегментацию и расчет скважин с устройствами контроля притока (разработан в ООО «РН-БашНИПИнефть»).
Материалы и методы
Материалы: промыслово-геофизические исследования, характеристика устройств контроля притока, секторная гидродинамическая модель, анализ результатов гидродинамического моделирования
Ключевые слова
устройства контроля притока, карбонатный коллектор, нефтегазовое месторождение, интеллектуальные системы, м-фактор, секторная гидродинамическая модель, многосегментная скважина
Для цитирования
Муслимов Б.Ш., Ашин М.С. Эффективность управляемых устройств контроля притока при разработке нефтегазовых залежей с трещиноватым коллектором // Экспозиция Нефть Газ. 2022. № 5. С. 36-41. Р01: 10.24412/2076-6785-2022-5-36-41
Поступила в редакцию: 17.08.2022
OIL PRODUCTION
UDC 622.276.5 I Original Paper
Efficiency of controlled inflow control devices in the development of oil and gas fields with a fractured reservoir
Muslimov B.Sh., Ashin M.S.
"RN-BashNIPIneft" LLC, Ufa, Russia [email protected]
Abstract
To date, the development of fields in Eastern Siberia is of increasing interest, in which a significant proportion of reserves are concentrated in oil rims of carbonate rocks, characterized by an extensive network of fractures. As practice shows, in the development of oil rims, the main factor for not achieving planned oil production indicators is the excess of predicted levels of gas production from gas caps and, as a result, lower actual oil production. The most effective technology to combat gas breakthroughs in horizontal wells is the use of inflow control devices (ICD), which have proven themselves well in oil and gas deposits of terrigenous origin.
The paper sets the task of a theoretical study of the effectiveness of the use of controlled ICD in horizontal wells in a fractured reservoir with variable values of gas-saturated and oil-saturated thicknesses in the reservoir.
For the study, a software package, allowing segmentation and calculation of wells with inflow control devices, was used (developed by "RN-BashNIPIneft" LLC).
Materials and methods
Materials: field geophysical surveys, characteristics of inflow control devices, sector hydrodynamic model, analysis of hydrodynamic modeling results.
Keywords
inflow control devices, carbonate reservoir, oil and gas field, intelligent systems, m-factor, sector hydrodynamic model, multi-segment well
For citation
Muslimov B.Sh., Ashin M.S. Efficiency of controlled inflow control devices in the development of oil and gas fields with a fractured reservoir. Exposition Oil Gas, 2022, issue 5, P. 36-41. (In Russ). DOI: 10.24412/2076-6785-2022-5-36-41
Рис. 1. Схематичный разрез рассматриваемой залежи Fig. 1. Schematic section of the considered deposit
Актуальность технологии продиктована многими современными проблемами разработки нефтегазовых месторождений. Значительную долю в структуре запасов нефти на текущий момент составляет нефть, сосредоточенная в подгазовых зонах. Их разработка осложнена необходимостью борьбы с прорывами газа. Проблемы разработки контактных запасов на сегодня остаются актуальными, решение данных проблем является одной из первоочередных задач многих нефтедобывающих компаний. Эффективная разработка нефтегазовых залежей тесно сопряжена с развитием технологических компетенций в области контроля притока [1, 2].
Ключевыми идеями концепции устройств контроля притока являются выравнивание профиля притока вдоль горизонтального ствола, а также ограничение притока в скважину нежелательных фаз. Эффективность устройств обусловлена двумя факторами:
• разбиение ствола скважины на участки с различными фильтрационно-емкостны-ми свойствами, называемые сегментами;
• наличие разницы в вязкостях между целевым флюидом (нефтью) и нежелательными (газом и водой). Чем больше эта разница, тем более эффективно будут работать устройства контроля притока. Технология УКП продолжает свое
развитие уже более 30 лет, на территории РФ устройства находят все большее применение.
Среди существующих технологий контроля притока можно выделить три основные группы, которые позволяют в той или иной степени бороться с негативными явлениями в виде прорывов газа и воды: пассивные, автономные и клапаны с дистанционной активацией с поверхности.
Пассивные УКП представляют собой штуцер, создающий дополнительное сопротивление притоку в интервале сегментированного участка горизонтальной скважины. Путем установки разного количества и типоразмера УКП в интервалах горизонтального ствола достигается выравнивание профиля притока. Данное решение является достаточно
недорогим и позволяет несколько отсрочить прорывы [3, 4]. Однако, после того как прорыв произойдет, устройство не ограничит приток, а продолжит работать без изменений характеристик.
Автономные УКП — это следующее поколение решений в области контроля притока, которое позволяет, помимо выравнивания профиля притока, селективно ограничивать приток в интервалах с прорывами газа и воды. Принцип работы основан на различии вязкостей нефти, газа и воды. Автономные УКП доказали свою высокую эффективность в промысловых условиях, но в условиях рассматриваемого объекта могут использоваться только для ограничения прорывов газа, прорыв воды ограничить невозможно по причине схожих вязкостей нефти и воды [5].
Интеллектуальные системы управления добычей — клапаны с дистанционной активацией с поверхности. Преимущество данной технологии — это возможность полного ограничения прорывов за счет закрытия отдельных интервалов. Недостатки — это высокая стоимость и необходимость прямого
управления, то есть отсутствие автономности.
Целью работы является оценка эффективности применения интеллектуальных систем управления притоком в условиях карбонатного коллектора. Основными предпосылками к использованию технологии является образование конусов газа и воды в процессе эксплуатации горизонтальных скважин. Геологическими особенностями объекта являются преобладание трещинной проводимости, а также наличие обширных подгазовых зон со значительными газонасыщенными толщинами. Снижение рисков прорыва газа и воды позволит продлить жизненный цикл скважин и повысить рентабельность разработки в целом.
В качестве объекта исследования выступает нефтегазовое месторождение, коллектор карбонатный с преимущественно трещинной проводимостью, значительная часть запасов сосредоточена в подгазовых и водонефтяных зонах. В рамках опытно-промышленных работ (ОПР) были выделены 4 зоны со схожей динамикой показателей работы скважин (рис. 1). Группа 1 — нефтяная
2S000
¡- 20 ООО "5
в" 15 ООО
i_
»X
I 10 000
1 % фонда эксплуатируются с ГНФ более 2 500мЗ/т (П скважин из 162)
залежи с. т-фактчро^ <0,5 ♦ Г гп фа миром >0,5
♦
5 000
* * <
40 60 80
Те ку ЩИЙ дебот нефти, т/сут
\ ♦
♦ * залежи с ш-фзктором 0,5 + залежи с т-фйнТйрорА >0,5
1.................. ♦
♦ * О 0
\o £
60
so
100
120
Накопленная Добыча нефти, гыс.т
100
90
SO
JO 70
? 60"
X 50
L
^ 40
аз Я W
20
10
0
W1 %, фонда эксплуатируются с обводненностью ^ более 80 % (51 скважина из 162)
£ *
t <£
V......;.....
о <*>♦......
о ♦
залежи с nvфактором <0,5 залежи с т-фактором >0,5
40 60 SO
Текущий дебит нефти, т/суг
450 [ 400 350 с 300 250 200 f 150 100 so о
♦ ♦.....
.......■♦.......
Ш*
♦ залежи с т-фантором <0,5 4 залежн с т-фактором >0,5
40 60 80 100 120 140 Накопленная добыча нефти, тыс. т
Рис. 2. Результаты анализа показателей работы действующего фонда Fig. 2. The results of the analysis of the operating fund performance
зона — характеризуется максимальными нефтенасыщенными толщинами (ННТ), небольшими толщинами газонасыщенной и водонасыщенной частей. Группа 2 — водо-нефтяная зона с меньшими нефтенасыщенными толщинами по отношению к группе 1. Группа 3 — подгазовая зона, характеризуется значительными газонасыщенными толщинами. Группа 4 — краевая зона с небольшими нефтенасыщенными толщинами и большим количеством подстилающей воды. На текущий момент контур инвестиционных решений сосредоточен в зонах 1 и 2. При этом разработка зон 3 и 4 осложнена прорывами газа в зоне 3 и воды в зоне 4. Эти зоны являются наиболее приоритетными направлениями для ОПР интеллектуальных систем контроля притока.
Анализ показателей работы действующего фонда также выявил, что ощутимая часть фонда работает с высокой обводненностью более 80 % (31 % скважин) и с высоким газовым фактором (7 % фонда). Это в некоторой степени подтверждает выводы, сделанные по результатам ОПР. Закономерность по работе скважин с повышенным газонефтяным фактором (ГНФ) при м-факторе (отношение порового объема, занятого газом, к поровому объему, занятому нефтью) более 0,5 не установлена (рис. 2).
При этом следует отметить, что на текущий момент наиболее активно разрабатываются залежи с небольшим м-фактором (менее 0,5), в то время как залежи с большим м-фак-тором остаются рисковыми зонами и требуют выработки эффективных подходов к их разработке (рис. 3).
Остановимся на некоторых особенностях работы коллектора, характерных для исследуемого объекта. В ходе изучения результатов проведенных промысловых геофизических исследований (ПГИ) выявлено несколько факторов, осложняющих формирование оптимального дизайна закан- Рис. 4. Результаты промыслово-геофизических исследований скважин чивания с применением УКП. Во-первых, Fig. 4. Results of field-geophysical research of wells
Скважины, находящиеся в подгазовых зонах -
первоочередные кандидаты
для проведения ОПР на месторождении
Большая чаегъ, действующего
фонда скважин (79 %)
эксплуатируется на залежах
с м-фактором 10,5 и менее
ЛЛ-фактор
Woawrop = V порсаый, занятый газом ГШ / V порсаый, занятый нефтью
Рис. 3. Распределение залежей в координатах «Средние ННТ — М-фактор» Fig. 3. Distribution of deposits in the coordinates "Average NLT - M-factor"
100
& СП
3 40
20
Дебит жидкости, м7суг
01.12.2015 29.112027 27.112035 Дата
Дебит нефти, иУсут
35.1U0«
S. 60 м 50
вдооо
35000
зоооо 1ИМ ^ J0 000 5 15000 10 000 500C
0112.2019 29.112027 27112035 Дата
Дебит газа, м'/сут
0112.2019 29.112027 27.112035 Дата
25J12043
350 ООО 300 000 250 000
"saw ооо
150 000 100 000 50 000
На но пленная добыча жидкости, м1
01.12.2019
29.11.2027 2 7.112035 Дата
25.112043
200000 150000 £ 100000 50000 О
250000 200000 s 150000 £ 100000 50 000
0112.2019 29.112027 27.112035 25.112043 Дата
Накопленная добыча газа, тыс. м1
29.112027 27.112035 Дата
25.112043
Накопленная добыча воды, м
_______ --
/
у/
01.12.2019 29.112027 27.11.2035 25.11.2043 Дата
Газа нефтяной фактор, м'/м*
2000 "г 1500 "е 1000 500
01.12.2019
29.11.2027 27.11.2035 Дата
Обводненность. %
25.11.2043
0112.2019
29.112027 27.11.2035 Дата
25.11.2043
140 120 100
——
E
70
60
50
40
30
20
10
0
V
0112.2019 30.11.2023 29.11.2027 28.11.2031 Дата
Дебит газа. г*7сут
35000
эоооо
t25000 ^ го ооо "г 15000 10000 5000
-1 1
J _.
1__ ^
1--
0112.2019 30.11.2023 29.112027 28.11.2031 Дата
Дебит нефти, м'/сут
400000 350 000
зооооо
- 250000 s200000 150000 100000 50000
100000 80000 i 60000 40000 30000
о
140000 120000 100000 J 80000
3 60000 ад ооо
30000
01.12.2019 30.112023 29.11.2027 2S.112 031 Дата
30.11.2023 Дата
Накопленная добыча нефти, м1
0112.2019
30.11.2023 Дата
29.11.2027 28.112031
ЗООООО 250 000 200 000 S150 ООО 100 000 50 000 О
0112.2019 30.11.2023 29.11.2027 28.11.2031 Дата
На ко плен нал добыча газа, тыс. м'
3500
эооо
2500 2 000 11500 ООО 500 О
^ 40
30
29,112027 28.11,2031
01.12.2019 30.11.2023 29.112027 28.11.2031 Дата
Газонефтяной фактор, м'/гл'
0112,2019
30.112023 29.11.2027 Дата
Обводненность. %_
28.11.2031
г
01.12.2019
30.11.2023 29.11.2027 Дата
28.11.2031
Рис. 5. Результаты расчета по группе 1 (красный цвет — без УКП, зеленый — с УКП) Fig. 5. Calculation results for group 1 (red color - without ICD, green - with ICD)
анализ ПГИ показал, что в ходе проведения исследований профиля притока невозможно определить количественный состав притока. По результатам исследований приток оценен лишь качественно (есть приток / нет притока). Оценка поинтервальной продуктивности скважин указанными методами невозможна. Оценка профиля притока по количеству/ плотности трещин также не дает информации о профиле притока, причем как на качественном, так и на количественном уровне (рис. 4). Наличие трещины в интервале не гарантирует наличия притока. Кроме того, отсутствие
притока на момент исследования не означает отсутствия притока в будущем. Учитывая все вышеизложенные факторы, наиболее эффективной стратегией расстановки, исключающей риски перекрытия работающих интервалов, является только равномерная расстановка устройств по стволу.
Для оценки эффективности управляемых УКП использована секторная гидродинамическая модель участка пласта, адаптированная под работу фонда одной из четырех ранее описанных групп. В расчетах реализована модель многосегментной скважины для учета
потерь давления вдоль ствола, добавлены ограничения по ГНФ и обводненности и перезапуск скважины каждые 30 дней. Вариант с управляемыми УКП дополнен группировкой перфораций в 5 вскрытий — это обусловлено ограничением по максимальному количеству клапанов, доведенному со стороны недропользователя. В случае достижения ограничения по ГНФ или обводненности скважина без УКП отключается полностью, скважина с УКП отключает наихудшее вскрытие. После чего через 30 дней происходит проверка выполнения условия — если обводненность вернулась
к значениям меньше 98 %, а газонефтяной фактор — менее 2 500 м3/м3, то скважина/ сегмент снова включаются в работу. Всего было рассчитано четыре секторные гидродинамические модели по два сценария в каждой для четырех групп скважин, выделенных в рамках ОПР.
Результаты расчета по зоне 1 представлены на рисунке 5. Эффект от применения управляемых УКП в этой зоне незначительный. Это объясняется недостижением экономических ограничений по скважине. Общая накопленная добыча составляет 208,8 тыс. м3 для варианта без УКП и 211,2 тыс. м3 для варианта с УКП. Эффекта за счет снижения накопленной добычи газа и воды также не наблюдается.
По группе 2 (рис. 6) эффект также незначительный по причине недостижения установленных ограничений. Накопленная добыча нефти составляет 101,7 тыс. м3 для варианта с УКП и 102,8 тыс. м3 для варианта без УКП. Отмечается более раннее выбытие скважины по отношению к скважинам других групп.
Группа 3 характеризуется мощной газовой шапкой. По данной группе значительный эффект наблюдается за счет ограничения прорывов газа (рис. 7). Эффект составляет порядка 30 % в пересчете на накопленную добычу нефти относительно базового варианта. Более высокие дебиты в варианте с УКП обусловлены большим коэффициентом эксплуатации скважины по отношению к скважине без УКП. Плавный рост обводненности объясняется периодической работой скважины (по причине достижения предельного ГНФ) и более медленным подтягиванием конуса воды. Нестабильное поведение показателей в начальные периоды объясняется непрерывным отключением и включением интервалов при работе УКП либо всей скважины в варианте без УКП. При подходе конуса газа интервал отключается, после чего, по мере расформирования конуса, вновь вступает
в работу.
Результаты по четвертой, краевой, группе представлены на рисунке 8. Здесь накопленная добыча достаточно низкая, однако применение УКП позволяет значительно увеличить накопленную добычу за счет ограничения прорывов воды. Причины нестабильности показателей в начальном периоде аналогичны группе 3. Накопленная добыча для варианта без УКП составляет 20,2 тыс. м3, для варианта с УКП — 24,9 тыс. м3. Более низкие показатели накопленной добычи по сравнению с другими группами объясняются меньшей эффективной нефтенасыщенной толщиной в зоне залежи, соответствующей группе 4.
Итоги
По результатам проведенных ПГИ в карбонатном коллекторе невозможно определить количественный и качественный состав притока, а также провести достоверную оценку по количеству (плотности) трещин. Наиболее эффективной стратегией расстановки устройств является только равномерная расстановка по стволу горизонтальной скважины, обеспечивающая минимальные риски перекрытия продуктивных интервалов. Эффект от применения устройств в виде дополнительной накопленной добычи нефти увеличивается с ростом газонасыщенных толщин за счет более равномерной выработки запасов нефти вдоль ствола скважины.
Выводы
Расчеты, проведенные на гидродинамической модели, подтвердили ранее выдвинутую гипотезу относительно эффективности управляемых клапанов в различных зонах рассматриваемого объекта. Основными кандидатами для внедрения данной технологии являются скважины, расположенные в группах 3 и 4. В данных группах установка управляемых УКП в 5 интервалах позволяет увеличить накопленную добычу нефти по скважине
на 32,7 и 23,3 % соответственно. Эффект проявляется за счет более равномерной выработки запасов вдоль горизонтального ствола. В зонах 1 и 2 применение управляемых УКП приводит к росту накопленной добычи нефти не более чем на 1,1 %, что является недостаточным технологическим эффектом для обеспечения окупаемости проекта.
Литература
1. Ахмадеев Р.Ф., Аюшинов С.П., Исламов Р.Р., Нигматуллин Ф.Н., Муслимов Б.Ш. Обоснование применения устройств контроля притока для эффективной разработки нефтегазовых залежей // Нефтяное хозяйство. 2021. № 12. C. 124-127.
2. Mathiesen V., Werswick B., Aakre H. The next generation inflow control, the next step to increase oil recovery on the norwegian continental shelf. SPE Bergen One Day Seminar, Bergen, Norway, April 2014. SPE-169233-MS. (In Eng).
3. Кудряшов С. Повышение продуктивности скважин и нефтеотдачи на месторождениях Восточной
и Западной Сибири в результате применения технологии выравнивания профиля притока // Российская нефтегазовая техническая конференция и выставка SPE, Москва, Россия, октябрь 2008. SPE-115486-MS.
4. Fripp M. The Theory of a Fluidic Diode Autonomous Inflow Control Device. SPE Middle East Intelligent Energy Conference and Exhibition, Manama, Bahrain, October 2013. (In Eng).
5. Zeng Q. A Novel Autonomous Inflow Control Device Design: Improvements to Hybrid ICD. International Petroleum Technology Conference, Kuala Lumpur, Malaysia, December 2014. (In Eng).
ENGLISH
Results
It is impossible to determine the quantitative and qualitative composition of the inflow, as well as to conduct a reliable assessment by the number (density) of fractures, based on the results of the PLT conducted on a carbonate reservoir. The most effective strategy for the placement of devices is only a uniform placement along the horizontal wellbore, which ensures minimal risks of overlapping productive intervals. The effect of the use of devices in the form of additional cumulative oil production increases with the growth of gas-saturated thickness due to a more uniform development of oil reserves along the wellbore.
Conclusions
The calculations carried out on the hydrodynamic model confirmed the previously put forward hypothesis regarding the effectiveness of controlled valves in various zones of the object under consideration. The main candidates for the introduction of this technology are wells located in groups 3 and 4. In these groups, the installation of controlled ICDs in 5 intervals allows increasing the cumulative oil production from the well by 32,7 % and 23,3 %, respectively. The effect is manifested due to a more uniform development of reserves along the horizontal wellbore. In zones 1 and 2, the use of controlled ICDs leads to an increase in cumulative oil production by no more than 1,1 %, which is an insufficient technological effect to ensure the payback of the project.
Fripp M. The Theory of a Fluidic Diode Autonomous Inflow Control Device. SPE Middle East Intelligent Energy Conference and Exhibition, Manama, Bahrain, October 2013. (In Eng). Zeng Q. A Novel Autonomous Inflow Control Device Design: Improvements to Hybrid ICD. International Petroleum Technology Conference, Kuala Lumpur, Malaysia, December 2014. (In Eng).
References
1. Akhmadeev R.F., Ayushinov S.P., Islamov R.R., Nigmatullin F.N., Muslimov B.Sh. Justification of using inflow control devices for the effective development of oil rims. Oil Industry, 2021, issue 12, P. 124-127.
(In Russ).
2. Mathiesen V., Werswick B., Aakre H. The next generation inflow control, the next step to increase oil recovery on the norwegian
continental shelf. SPE Bergen One Day 4.
Seminar, Bergen, Norway, April 2014. SPE-169233-MS. (In Eng).
3. Kudryashov S. Improvement of well productivity and oil recovery at the fields of Eastern and Western Siberia as a result 5. of the application of inflow profile leveling technology. SPE Russian Oil and Gas Technical Conference and Exhibition, Moscow, Russia, October 2008. (In Russ).
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ I INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Муслимов Булат Шамилевич, руководитель специализированного института по разработке газонефтяных и нефтегазовых залежей, управление по разработке нефтегазовых месторождений, ООО «РН-БашНИПИнефть», Уфа Для контактов: [email protected]
Ашин Михаил Сергеевич, ведущий специалист, отдел разработки нефтегазовых залежей, ООО «РН-БашНИПИнефть», Уфа
Muslimov Bulat Shamilevich, head of the specialized institute for the development of gas-oil and oil-and-gas deposits, administration for the development of oil and gas fields, "RN-BashNIPIneft" LLC, Ufa, Russia
Corresponding author: [email protected]
Ashin Mihail Sergeevich, leading specialist, oil and gas
development department,"RN-BashNIPIneft" LLC, Ufa, Russia
INTE éH
БУРЕНИЕ, ОСВОЕНИЕ, ИСПЫТАНИЯ, РЕМОНТ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН. ИННОВАЦИИ В ОБЛАСТИ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА.
ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ НА ОПО НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ.
05-09 сентября 2022, Ялта, Крым
КАДРОВЫЙ РЕСУРС — ПОТЕНЦИАЛ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ И БЕЗОПАСНОСТИ КОМПАНИИ. ОЦЕНКА КВАЛИФИКАЦИИ И РАЗВИТИЕ ПЕРСОНАЛА. 10-14 октября 2022, Ялта, Крым
Генеральный информационный партнер
ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ
+7 3452 520-958
бронирование участия в конференциях academy, ¡ntechnol.com
