TOC \o «1-3» \h \z \u ВВЕДЕНИЕ PAGEREF _Toc434680122 \h 41 ОСНОВНАЯ ИНФОРМАЦИЯ ПО ВТС PAGEREF _Toc434680123 \h 52 ПОЛОЖИТЕЛЬНЫЕ И ОТРИЦАТЕЛЬНЫЕ МОМЕНТЫ ДАННОЙ PAGEREF _Toc434680124 \h 7ТЕХНОЛОГИИ PAGEREF _Toc434680125 \h 73 КОМПОНОВКА ВЫСОКОТЕХНОЛОГИЧНЫХ СКВАЖИН PAGEREF _Toc434680126 \h 84 ВОЗМОЖНОСТИ ВЫСОКОТЕХНОЛОГИЧНЫХ СКВАЖИН PAGEREF _Toc434680127 \h 95 СТРАТЕГИИ УПРАВЛЕНИЯ УСТРОЙСТВАМИ КОНТРОЛЯ ПРИТОКА PAGEREF _Toc434680128 \h 126 ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ PAGEREF _Toc434680129 \h 136.1 Базовая стратегия PAGEREF _Toc434680130 \h 146.2 Реактивная стратегия PAGEREF _Toc434680131 \h 156.3 Проактивная стратегия PAGEREF _Toc434680132 \h 177. РЕЗУЛЬТАТЫ PAGEREF _Toc434680133 \h 188 ВЫВОДЫ И НАПРАВЛЕНИЕ ДАЛЬНЕЙШИХ ИССЛЕДОВАНИЙ PAGEREF _Toc434680134 \h 22СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ PAGEREF _Toc434680135 \h 23
ВВЕДЕНИЕТехнологии в мире развиваются с большой скоростью и данный факт нужно учитывать в добыче нефти и газа. По мере истощения запасов углеводородов и усложнения введения добычи появляются задачи, необходимость решения которых стимулирует создание и применения передовых технических разработок. Новая НТР определит долгосрочный тренд развития нефтегазовой отрасли и обеспечит перевод нефтегазовой промышленности на новый технологический уровень с использованием умных технологий первого и второго поколений.
Создание умного нефтегазового комплекса требует нового мышления и технологий, с тем, чтобы сделать нашу добычу нефти и газа более эффективной, интегрированной и экологически ответственной.
Умный нефтегазовый комплекс ориентирован на существенный рост производительности труда, сокращение трудовых, материальных ресурсов, снижение капитальных и эксплуатационных затрат, нивелирование техногенного воздействия на окружающую среду.
Для создания данного комплекса нужно применять «умные», интеллектуальные скважины или как мы будем дальше называть высокотехнологичные скважины (ВТС).
[1]
1 ОСНОВНАЯ ИНФОРМАЦИЯ ПО ВТСПервая высокотехнологичная скважина была использована в 1997 году на месторождении Snorre (Норвежский сектор Северного моря).
Ведущие зарубежные нефтегазовые компании давно и успешно работают в направлении «интеллектуализации». [2]
Количество умных скважин первого поколения в мире на 01.01.2013 Составляет 900. [3] Приблизительно половину из этого числа составляют скважины морских месторождений, из них приблизительно 50 % приходится на скважины подводных промыслов. Технология проводки умных скважин первого поколения типов «Змея» и «Дракон» позволяет увеличить продуктивность горизонтальных скважин на 20–30% за счет строительства горизонтальных и боковых стволов с учетом геологических и тектонических особенностей строения коллекторов. Скважины типа «Змея» применялись для разработки месторождения Champion West в Брунее (Южно-Китайское месторождение).
Энергетическая стратегия РФ
... между государствами. Второй уровень: национальные энергетические политики государств. Третий уровень: коалиционные энергетические политики (стратегии) государств. Четвертый уровень: региональная энергетическая политика государств. Пятый уровень: международная (мировая) энергетическая политика государств. Сегодня мировое сообщество оказалось в ...
На месторождении была построена безлюдная морская платформа и пробурены десятки «змеиных» скважин с умным заканчиванием до 8 км по длине ствола, из них 4 км – по простиранию залежи. Дебит «змеиной» скважины достигает 2000 т/сут.
Месторождение Champion West успешно осваивается: дебит на пике добыче составил 9 000 т/сут. [4]
Создание умных скважин второго поколения находится на стадии опытно-пилотных испытаний. [5] Десятки тысяч оптоволоконных сенсоров в умной скважине второго поколения расположены спирально на расстоянии до 1 см друг от друга на обсадной колонне и встроены в песчаный экран, каждый из сенсоров измеряет субмикронные деформации. Они фиксируют все трубные напряжения, в том числе: осевые нагрузки (сжатие и напряженность); смятие труб (потеря овальной формы); температуру; давление. На рисунке 1 показана умная скважина с различными видами деформации.
Рисунок 1 – ВТС с различными видами деформации
Умная скважина второго поколения позволит проводить мониторинг и контроль за выработкой запасов на протяжении всего жизненного цикла месторождения нефти и газа. [1]
С 2011 по 2013 год «Газпром нефть» довела долю высокотехнологичных скважин в общем объеме пробуренных с 4 % до 35 %. На 01.01.2013 количество умных месторождений первого поколения (включая месторождения, на которых были частично внедрены элементы умных технологий) в мире достигло 250; количество умных месторождений второго поколения – 2. В РФ количество месторождений с элементами умных технологий первого поколения составило 13: Роснефть (Ванкорское; Приобское; Одопту – Сахалин I); TNK-BP (Уватская группа месторождений (Урненское); Каменное; Самоотлорское; Ваньеганское); Татнефть (Ромашкинское); Лукойл (Западная Курна II; Кокуйское ГНМ); Газпром (Пильтун — Астохское и Лунское НГМ – Сахалин II); Газпромнефть (Муравленское ГКМ, 2011).
[6]
2 ПОЛОЖИТЕЛЬНЫЕ И ОТРИЦАТЕЛЬНЫЕ МОМЕНТЫ ДАННОЙ
ТЕХНОЛОГИИПричиной применения высокотехнологичного заканчивания, может быть сведена к следующим основным пунктам:
- интенсификация добычи нефти;
- повышение нефтеотдачи;
- сокращение эксплуатационных затрат;
- стремление смягчить влияние геологических неопределенностей на экономические и технологические показатели.
Однако у этой технологии есть существенные недостатки, напрямую происходящие из за технических сложностей, основные из которых:
- опасность выхода из строя управляемых клапанов и систем измерения при установке или ходе эксплуатации скважины;
- высокая стоимость компонентов установок.
Поэтому при проектировании и разработке таких ВТС возникают актуальные вопросы:
- эффективного управления устройствами контроля притока;
- оценки возможных потерь, которые могут быть вызваны отказов устройств контроль притока;
- оценки эффекта от применения высокотехнологичного заканчивания и целесообразности применения. [2]
3 КОМПОНОВКА ВЫСОКОТЕХНОЛОГИЧНЫХ СКВАЖИНВ основном комплектация ВТС состоит из следующих компонентов [2]:
Гидродинамические методы исследования скважин на Приобском месторождении
... параметрах пласта весьма обширен. Источниками сведений о параметрах пласта служат как прямые, так и косвенные методы, основанные на интерпретации результатов исследований скважин ... м. Рисунок 2.1.1 ... поколения) Применение таких манометров и комплексов позволяет использовать при анализе новые процедуры, резко улучшающие качество интерпретации фактических данных и количественно определяемых параметров ...
- колонна труб НКТ;
- пакеры в затрубном пространстве для изоляции интервалов перфорации друг от друга;
- устройства контроля притока (inflow control valve, или ICV), регулирующие приток флюидов с интервалов перфораций в НКТ;
- системы измерения на забое (датчики давления и температуры, установленные на каждом интервале перфорации снаружи и внутри НКТ).
На рисунке 2 показана компоновка ВТС состоящая из:
1 – Эксплуатационная обсадная колонна;
2 – НКТ;
3 – Устройства контроля притока в НКТ;
4 – Изоляционные пакеры;
5 – Датчики температуры и давления.
Рисунок 2 – Схема высокотехнологичной скважины
4 ВОЗМОЖНОСТИ ВЫСОКОТЕХНОЛОГИЧНЫХ СКВАЖИНПервой возможностью данной скважины является разработка многопластовых залежей. Использование устройств контроля притока позволяет ввести одновременную добычу из нескольких пластов, характеризующихся различными фильтрационно–емкостными свойствами, и как следствие – динамикой подъема водонефтяного контакта. Пример данной разработке на рисунке 3. [2]
Рисунок 3 – Схема применения высокотехнологичной скважины, дренирующей несколько пластов с различной динамикой движения ВНК
Вторая возможность данной скважины это мониторинг таких параметров, как темпы нефтедобычи и закачки воды в пласт, обводненность и давление. [5] Эти данные позволяют получить важнейшую информацию для анализа эффективности добычи и оптимизации работы скважины, на рисунках 4 и 5 представлены конструкции рассматриваемых скважин. [2]
Рисунок 4 – Конструкция высокотехнологичной скважины
Рисунок 5 – Расположение зон мониторинга
Третья возможность ВТС – это внутрискважинный газлифт. Внутрискважинный газлифт – позволяет значительно сократить затраты на оборудование для механизированной добычи, а также уменьшить размеры площадки для его размещения. На рисунке 6 представлена схема внутрискважинного газлифта. [2]
Рисунок 6 – Принципиальная схема высокотехнологичной скважины для внутрискважинного газлифта
1 – гравийные фильтры;
2 – датчики давления и температуры на внешней стороне НКТ;
3 – пакеры;
4 – датчики давления и температуры на внутренней стороне НКТ;
5 – управляемый забойный клапан, контролирующий доступ газа в НКТ.
5 СТРАТЕГИИ УПРАВЛЕНИЯ УСТРОЙСТВАМИ КОНТРОЛЯ ПРИТОКА
В общем случае, можно выделить две стратегии управления ICV, касающихся как проектирования, так и непосредственного управления скважиной на промысле: реактивную и проактивную.
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).
Стратегии разработки новых товаров
... мероприятия по разработка новых товаров: совершенствование существующих товаров, создание новых и расширение ассортимента торговых марок или увеличение их числа. Цель курсовой работы изучение значения новых товаров для повышения конкурентоспособности предприятия. Перед разработкой нового товара необходимо проводить ...
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.
6 ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИОбщий вид модели для задачи показан на рисунках 7 и 8. Это модель небольшого элемента пласта, включающего две горизонтальных скважины – добывающую и нагнетательную, находящиеся друг напротив друга на расстоянии приблизительно 700 метров.
Рисунок 7 – Примеры разных реализаций пористости
Рисунок 8 – Примеры разных реализаций проницаемости
6.1 Базовая стратегияРазработку этого элемента планируется вести на жестком искусственном водонапорном режиме. По условиям задачи на момент построения модели были доступны данные ГИС двух пробуренных эксплуатационных скважин. Этот набор исходных данных не позволяет полно охарактеризовать распределение свойств в межскважинном пространстве, которое является предметом предположений, допущений и субъективной интерпретаций исходных данных. В данной задаче было принято, что основным источником неопределенности является распределение пористости и проницаемости в межскважинном пространстве. Чтобы воспроизвести эту неопределенность был создан ансамбль из 40 равновероятных стохастических реализаций свойств геологической модели. Данный ансамбль был построен на основе гипотетических данных о распределении литологии (коллектор — неколлектор) и пористости продуктивного пласта вдоль двух горизонтальных скважин, полученных в результате геофизических исследований двух скважин. Еще одна, 41-я реализация свойств была принята соответствующей истинному распределению пористости и проницаемости в пласте. Затем на 40 реализациях был рассчитан базовый вариант разработки, предусматривающий использование скважин с обычным заканчиванием.
На рисунках 9 и 10 представлен метод стохастического моделирования.
Рисунок 9 – Метод стохастического моделирования
Рисунок 10 – Метод стохастического моделирования (продолжение)
6.2 Реактивная стратегияСхема высокотехнологичного заканчивания добывающей скважины, использованного для реализации реактивной стратегии, показана на рисунке 11.
Рисунок 11 – Схема заканчивания скважины с высокотехнологичной компоновкой. Слева изображен синтетический каротаж проницаемости, справа – пористости. На шкале показана длина по стволу добывающей скважины.
Нами был рассмотрен следующий вариант реализации реактивной стратегии: режим работы скважин изменяется при достижении определенной критической обводненности. Когда обводненность скважины становится равной 10% , отключается сегмент с самой высокой обводненностью. Скважина продолжает работать с постоянным дебитом по жидкости, по достижении обводненности 10%, отключается сегмент, из числа оставшихся в работе, с самой высокой обводненностью. Так продолжается до тех пор, пока в скважине не останется один работающий сегмент с обводненностью 10%. Далее все сегменты скважины открываются, и цикл повторяется вновь для обводненностей 85 и 90 %. После того как в скважине остается один работающий сегмент с обводненностью 90%, все сегменты открываются, и скважина до конца разработки работает без ограничений. 6.3 Проактивная стратегияВ рамках проактивной стратегии нагнетательная скважина также была оснащена высокотехнологичной компоновкой с тремя отдельно управляемыми интервалами. Таким образом, при проактивной стратегии стало возможным контролировать не только добычу с отдельных интервалов перфораций добывающей скважины, но и перераспределять закачку воды между отдельными участками ствола нагнетательной. Кроме того, устройства контроля притока способны принимать промежуточные положения, в отличии от двухпозиционных («открыто-закрыто») устройств, использованных выше для реализации реактивной стратегии. Как уже говорилось выше, проактивная оптимизация предполагает использование фильтрационных моделей и сопряженного с гидродинамическим симулятором программного контроллера, реализующего оптимизационный алгоритм. Программный контроллер осуществляет многократные запуски моделей и использует информацию о получаемых откликах целевой функции для поиска управляющих переменных, обеспечивающих ее максимум. В качестве управляющих переменных выступали степени открытости ICV нагнетательных и добывающих скважин. Время разработки месторождения (16 лет) было разбито на 32 полугодовых интервала оптимизации. В пределах каждого интервала оптимизации положения ICV оставались постоянными. Кроме того, положение каждого устройства контроля притока для каждого оптимизационного шага считалось отдельной переменной. Таким образом, оптимизация целевой функции осуществлялась по 224 переменным, каждая из которых может принимать значение от 0 (соответствует закрытому положению ICV) до 1 (соответствует полностью открытому положению ICV).
Курсовые работы по разработке скважин
... при поиске, разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений бурят картировочные, сейсморазведочные, специальные и другие скважины. 2. Способы бурения скважин По способу воздействия на горные ... канат; 5 - блок; 6 - буровой станок. По мере углубления скважины канат удлиняют. Цилиндричность скважины обеспечивается поворотом долота во время работы. Для очистки забоя от разрушенной породы буровой ...
7. РЕЗУЛЬТАТЫНа рисунках 12, 13, 14 представлено сопоставление динамики технологических показателей разработки для базового варианта разработки и при использовании реактивной стратегии контроля. Зеленым цветом во всех случаях изображено среднее по всем моделям ансамбля значение. Красным цветом выделены показатели для истинной реализации. Как хорошо видно по рисункам 13 и 14, применение реактивной стратегии управления на добывающей скважине не привело к сколько-нибудь заметному увеличению ни накопленной добычи нефти, ни КИН.
Рисунок 12 – Динамика КИН по моделям ансамбля при реализации базового варианта разработки (справа) и реактивной стратегии разработки (справа)
Рисунок 13 – Динамика накопленной добычи по моделям ансамбля
Рисунок 14 – Динамика обводнености добычи по моделям ансамбля
Однако, как можно видеть на рисунке 14, за счет применения реактивной стратегии удалось добиться заметного улучшения профиля обводненности, поэтому использование даже самой простой стратегии управления принесло экономический эффект за счет более раннего отбора тех же объемов нефти, что и для базового варианта, и более позднего отбора тех же объемов воды.
Нефть и технология ее переработки
... порфиринов с металлами (ванадий, никель). Химическая классификация нефтей нефть фракционный алкан крекинг Химическая классификация нефтей строится в зависимости от преобладания в них ... нафтеновые — эмбенские, некоторые бакинские (нефть месторождения Грязевая Сопка), калифорнийские нефти США; ароматические — нефть месторождения Чусовские Городки, майкопская, нефти Зондских При содержании во фракции ...
По итогам проактивной оптимизации управления устройствами контроля притока были получены следующие результаты
- средний прирост КИН по моделям ансамбля по сравнению — 0,96 %;
- средний прирост накопленной добычи нефти — 18,7 тыс. м3;
- средний экономический эффект — 12,22 млн. долл.
Проактивная оптимизация принесла более значительный и заметный
эффект, чем реактивная. На приведенных на рисунках 15, 16, 17 хорошо заметно небольшие изменения КИН и накопленной добычи нефти, которое не наблюдалось в варианте реактивного управления.
Рисунок 15 – Динамика КИН для моделей исходного ансамбля после проведения оптимизации (черные линии), среднего по ним (красная линия) и среднего по базовому варианту (зеленая линия)
Рисунок 16 – Динамика накопленной добычи нефти для моделей исходного ансамбля после проведения оптимизации (черные линии), среднего по ним (красная линия) и среднего по базовому варианту (зеленая линия)
Рисунок 17 – Динамика обводненности для моделей исходного ансамбля после проведения оптимизации (черные линии), среднего по ним (красная линия) и среднего по базовому варианту (зеленая линия)
На рисунке 18 представлена динамика работы ICV.
Рисунок 18 – Динамика положений устройств контроля притока
8 ВЫВОДЫ И НАПРАВЛЕНИЕ ДАЛЬНЕЙШИХ ИССЛЕДОВАНИЙ- Совершенствование реактивной стратегии – использование модели скважины, сопряженной с симулятором, для выбора оптимальных положений ICV;
- Обобщение методов ансамблевой оптимизации на класс задач целочисленного программирования (например, задач выбора траектории скважины на модельной сетке);
- Изучение влияния количества клапанов и их функциональности (кол-ва позиций) на эффект от их применения;
- СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ1.
[Электронный ресурс]//URL: https://inzhpro.ru/referat/matematicheskoe-modelirovanie-v-neftegazovoy-otrasli/
Беспалов А.П., Умные технологии для умного управления, 41-я научно – практическая конференция «Современные информационные технологии в нефтяной и газовой промышленности». [Электронный ресурс];
2. Хруленко А.А., Разработка методов и технологии применения скважин с высокотехнологичными компоновками при разработке морских нефтегазовых месторождений: диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук, Москва, 2011;
3. Кульчицкий В.В. Обращение к участникам круглого стола на тему. «интеллектуальная скважина» // Нефть. Газ. Новации. — 2011. — № 11. – С 16-21;
4. Еремин Н.А., Современная разработка месторождений нефти и газа. Умная скважина. Интеллектуальный промысел. Виртуальная компания: Учеб. Пособие для вузов. М.:ООО «НедраБизнесцентр», 2008. 244 с;
5. Красильникова В. О. «Метрологическое обеспечение умных скважин для эффективной добычи нефти» сборник трудов III Всероссийская научно-практическая конференция с международным участием «Теплофизические основы энергетических технологий», ТПУ, Томск. — 2012. — с 198-201;
6. Болотник Д.Н.. Технологии интеллектуального месторождения и некоторые примеры элементов данной технологии. 41-я научно-практическая конференция «Современные информационные технологии в нефтяной и газовой промышленности».
