Наименование дисциплины: Управление разработкой интеллектуальных

Международной конференции «Интеллектуальное месторождение: мировая практика и современные технологии» 10-11

мая 2012, М. РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

Преподаватель: доцент, к.т.н. Иван Алексеевич Дьячук

часов (9 пар)

(МГТ41, ММТ51, МСТ32, МСТ33)
(МГБ01, МГБ03, МГБ04, МГГ61, МГЛ21,

МГР11, МГР12, МГР14, )

Зачёт

Лекции - 4 часа (2 пары)

Практические занятия – 4 часа (2 пары)

(МГТз-41, ММТз-51, МСТз-32, МСТз-33, МСТз-35, МГБз01, МГГз-61)

Зачёт

2011 г. (тема номера: Интелектуальные скважины).

Ерёмин Н.А. «Управление разработкой интелектуальных

месторождений нефти и газа», учебное пособие, М. М. РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.

Первая Международная конференция «Интеллектуальное месторождение: мировая практика и современные технологии» 10-11 мая 2012, М. РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина (http://oilconference.ru/).

нефти и газа, предусматривающая
непрерывную оптимизацию интегральной модели месторождения и модели

управления добычей.

Ввиду сложности и не четкой определенности геологических моделей (как части
интегральной модели) построить полностью автоматическое управление
нефтедобычей в обозримый период времени представляется невозможным, но
при этом возможно использовать данный эталон для формирования целей для
программ по снижению человеческого фактора в процессах управления жиз-
ненным циклом месторождений.

'Интеллектуальное месторождение' – класс систем управления активами (произ-
водственными фондами) нефтедобывающих предприятий, построенных на базе
формализованной, интегральной модели актива, обрабатываемой автоматизи-
рованной системой управления, гарантирующей оптимальное управление на всех
уровнях предприятия при контроле целей задаваемых владельцами актива.

Термин основан на понятии «Интеллектуальное управление/интеллектуального
управления». Аналогом данного термина являются «Цифровое нефтяное место-
рождение (Digital Oil Field), интегрированное управление операциями (Integrated
Operation) на месторождении. Частным понятием данного термина является -
«интеллектуальная скважина».

точные интерфейсы обратной связи (датчики, связь);
интерфейсы для оптимизации процессов, моделей

и критериев.

Для обеспечения целостности управления месторождением, интеграль-
ная информационная модель актива должна включать и объединить
все аспекты представления знаний об активе, включая:
Геологическая модель.
Географическая модель
Технологическая модель
Модель цепочек поставок (напр. SCOR)
Экономическая модель
Финансовая модель
Политическая модель

Основные определения

ISA-88
и т.д.

Интеллектуальное месторождение включает в себя несколь-
ко контуров управления:

Операционный контур

обеспечивает контроль над эффек-тивностью процессов управления операциями на месторождении (добыча, контроль и управление режимами работы и состояния оборудования, вспомогательные процессы и т.д.);

Моделирующий контур - обеспечивает динамическое развитие модели управления при изменяющихся внешних и внутренних условиях.

Основные определения

притока?
«Появление «умных» скважин обусловлено рядом факторов, проявившихся в конце 80-х

годов:

Добыча из подводных скважин первого поколения начала падать и возникло множество проблем с их ремонтом;
Появление глубоководных скважин с очень высокими стоимостями КРС;
Успешное развитие технологии бурения, позволило проводить скважины сложного профиля (горизонтальные, многозабойные и большим отходом от вертикали). В результате технология бурения опередила возможности управления добычей, что породило множество проблем для разработчиков. Основная «загвоздка» была в том, как осуществлять дистанционные мониторинг и управление добычей из отдельных интервалов перфораций и пластов без сложных внутрискважинных работ. Эта потребность в конечном счете станет определением «умных скважин», первая из которых была введена в эксплуатацию в 1997 году.

Derek Mathieson (WellDynamics), Journal of Petroleum Technology 08’2007

или «скважина с высокотехнологичной компоновкой» - скважина конструктивно объединяющая ряд

компонентов для сбора, передачи и анализа данных о добыче и пласте, и способных управлять притоком на отдельных интервалах перфорации в целях оптимизации добычи, без внутрискважинных работ

Активные устройства контроля притока (Inflow Control Devices – ICV), в отличии от пассивных устройств контроля притока (ICD) управляются с поверхности и позволяют регулировать расход потока, поступающего с интервала перфорации
Системы измерения на забое
Пакеры, изолирующие отдельные интервалы перфорации

Основные элементы:

признакам:
По количеству позиций, которые они способны принимать:
Двухпозиционные ICV, способные принимать

только два положения (“on/off”);
Многопозиционные ICV (6-11 позиций), (рис. вверху)
ICV с неограниченным количеством позиций (рис. внизу)
По принципу применяемой системы управления:
Гидравлические, применяемые для управления двух- и многопозиционными ICV
Электрические, используемые для ICV с неограниченным количеством позиций
Комбинированные электрогидравлические, используемые для всех типов

гибкого по сравнению с обычными скважинами управления разработкой месторождения посредством

регулирования добычи или закачки на отдельных интервалах перфорации
Повышение коэффициента охвата пласта вытеснением
Возможность получения в реальном времени данных о дебитах, забойных давлениях и температурах на отдельных интервалах применения этих данных для управления разработкой месторождения
Возможность раздельного освоения и испытания отдельных зон
Снижение эксплуатационных затрат за счет сокращения объема внутрискважинных работ (особенно на морских месторождениях)

в основном ограничено высокодебитными фонтанирующими скважинами
Техническая сложность установки, эксплуатации и,

особенно, ремонта. Возможность выхода из строя устройств контроля притока, датчиков из-за неисправностей, дефектов, отложений солей или парафинов

эксплуатацию первой скважины c высокотехнологичной компоновкой на месторождении Snorre (Saga

Petroleum, Норвегия)
Более 800 скважин по всему миру к настоящему времени оборудованы устройствами контроля притока (SPE 124705, 2009)
68 из 100 ICV для контроля добычи из нескольких интервалов, установленных Schlumberger к июню 2006 г. по всему миру, были установлены на месторождениях Норвежского шельфа, из них 37 ICV – для внутрискважинного газлифта (SPE 107117)
139 ICV на 45 скважинах было установлено с 1997 по 2006 гг. на месторождениях Statoil (www.statoil.com)
Анализ статистики работы надежности работы компоновок производства WellDynamics, установленных на месторождениях Shell, показал, что вероятность нормальной работы интеллектуальной скважины в течение первых пяти лет после установки равняется 96%. Вероятность отказа в течение 10 лет после установки оценивается в 10-15% (SPE 126093, 2009)

компоновками

M., From Intelligent Injectors to Smart Flood Management: Realizing the

Value of Intelligent Completion Technology in the Moderate Production Rate Industry Segment, SPE 112240, 2008

Значительный рост доли ВТС, установленных на суше после 2005 года, объясняется началом их массированного применения на Ближнем Востоке, в первую очередь компанией Saudi Aramco

100308
Первая многозабойная скважина А.М. Григоряна (Башкирия, 1953)

Øivind Rekda, 2007
Многоствольные скважины со сложной траекторией

проект Na-Kika (Мексиканский залив)
Разрез пластов месторождения Фурье проекта Na-Kika
Графики накопленных

отборов нефти скважины для вариантов совместной (красная линия) и последовательной (синяя) отработки пластов

ВТК с двумя ICV для контроля добычи из двух продуктивных интервалов, трех пластов

+28%

НКТ;
Пакеры;
Датчики давления и температуры на внутренней стороне НКТ;

Управляемый забойный клапан, контролирующий доступ газа в НКТ

Примеры применения:
Troll (Norsk Hydro, Северное море) – оптимизация добычи из нефтяной оторочки
Panna-Muchta (BG, ONGC) – тоже
Abqaiq (Saudi Aramco) – обеспечение фонтанирования скважины при высокой обводненности
Fram Vest (Norsk Hydro, Северное море) – обеспечение высоких устьевых давлений для увеличения добычи нефти на морском промысле
Norne (Statoil, Северное море) – обеспечение фонтанирования подводных скважин, как альтернатива внедрения ЭЦН и традиционного газлифта
Egret (Shell, шельф Брунея) – тоже + обеспечение высоких устьевых давлений скважин для стабильного транспорта добываемой на подводном промысле нефти на стационарную платформу

Энергия газовой шапки или вышележащих газовых пластов используется для подъема нефти на поверхность

большей пропускной способностью ICV для контроля газового интервала для рентабельной

добычи по сравнению с внутрискважинным газлифтом

Примеры применения:
Vestflanken (Norsk Hydro, Северное море)
Brent Charlie (Shell, Северное море)

Добыча нефти. Газовый интервал закрыт

Сезонная добыча газа

пятью ICV, дренирующая пять блоков нефтяной оторочки, разобщенных разломами. Дополнительная

добыча нефти за счет применения ВТК в течение 6 лет оценивается в 1,57 млн. баррелей
OTC 15191

Месторождение Oseberg (Statoil, Северное море, 2007 г.) SPE 62953

Дренирование нескольких нефтяных зон в разобщенных пластах

нефти было решено пробурить две добывающих скважины сложного профиля, дренирующие

несколько нефтяных пластов

Были использованы ВТК для совместной эксплуатации пластов и внутрискважинного газлифта

Использование внутрискважинного газлифта было обусловлено опасениями, что запаса пластовой энергии может не хватить для обеспечения фонтанирования скважин при высоком устьевом давлении.

________________________________________________________________________________
Результаты сравнения с другими вариантами разработки:
NPV проекта оказался на 17% выше, чем для варианта разработки без опережающей добычи и ВТК
Использование внутрискважинного газлифта позволяет увеличить извлекаемы запасы нефти на 4%

Схема скважины EG-13st1. SPE 92891

флюидов на месторождении SW Ampa (Shell, Бруней, 2000 г.)
SPE

72108

Примеры применения:
SW Ampa (Shell, Бруней, 2000 г.) – межпластовый транспорт газа для поддержания пластового давления в вышележащих нефтегазовых пластах (SPE 72108)
Minagish/Umm Gudair (Kuwait Oil Company) – поддержание давления в нефтеносном пласте за счет транспорта воды из нижележащего пласта (SPE 112243)

Блок 11 месторождения SW Ampa разрабатывался с 1972 года на режиме вторичной газовой шапки, пластовое давление снизилось со 190 до 70 бар и продолжало снижаться. Таким образом возникла необходимость в ППД. Месторождение включало ряд газовых пластов (AW-AX), давление в которых осталось близким к начальному. На месторождении были пробурены две скважины, по которым газ из пластов с более высоким пластовым давлением поступал в истощенные нефтяные. Расход газа контролировался управляемым клапаном

месторождения» реально работают, однако требуют колоссальных затрат, и их эксплуатация

рентабельна только при использовании многоствольных горизонтальных скважин, бурящихся с морских платформ.
В условиях типовых нефтяных месторождений России копирование таких сложных и дорогостоящих систем управления разработкой едва ли оправданно. Поэтому речь может идти о максимальном технологическом упрощении при сохранении основных системных принципов контроля и управления разработкой»

А.И. Ипатов и др. («Газпромнефть – Газпромнефть НТЦ»), «Принципы контроля и управления разработкой сложнопостроенных месторождений нефти на основе стационарного гидродинамического мониторинга пластов и скважин», Нефтяное хозяйство 09’2009

Перспективы внедрения высокотехнологичных скважин в России

мире, интеллект не всегда является гарантией успеха, и ключевой вопрос

разработки «умных» (высокотехнологичных) скважин – это способность дополнительных функций приносить добавочную стоимость.
«Глупые» (т.е. конструктивно наиболее простые) скважины являются иногда самым «умным» решением.

J. Jansen (Delft University of Technology, Shell E&P)

Ref.: w.tudelft.nl/live/ServeBinary?id=c394640a-9e1e-4810-b654-7912d393d668&binary=/doc/jansen.pdf

Перспективы внедрения высокотехнологичных скважин в России

скважин: высокотехнологичное заканчивание (ВТЗ)

из нескольких пластов
Управление закачкой в несколько пластов
Дренирование нескольких нефтяных зон

в разобщенных пластах
Разработка нефтяных оторочек
Внутрискважинный газлифт
Переменная добыча газа
Контроль притока из отдельных стволов многозабойной скважины
Повышение охвата пласта воздействием в системе добывающих и нагнетательных скважин
Получение информации о процессах, происходящих в стволе скважины
Нестационарное заводнение
Межпластовый транспорт флюидов для поддержания пластового давления
Связующие скважины (скважины-связки)*
Испытание разведочных скважин*
Датчики на ликвидированных скважинах
Системы скважинного сейсмоакустического мониторинга
+ сочетания перечисленных задач

"один или несколько
продуктивных пластов месторождения, выделенные исходя из
геолого-технических и экономических

соображений для
разбуривания единой системы скважин". Авторы [2] пытаясь
уточнить приведенную формулировку, дополняют определение
следующим: "при обеспечении возможности регулирования
разработки каждого из пластов". Таким образом, наиболее
жестким требованием выделения эксплуатационного объекта
является "разбуривание единой системой скважин". Иными
словами, каждый выделенный объект должен иметь
самостоятельную сетку скважин.

1. Иванова М.М., Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки
месторождений нефти и газа. – М.: Недра. – 1985.
2. Хачатуров Р.М., Гудырин М.П., Павлов В.П. Особенности разработки многопластовых залежей углеводородов на
примере месторождений ОАО НК “Роснефть”. В кн. “Контроль и регулирование разработки, методы повышения
нефтеотдачи пластов – основа рациональной разработки нефтяных месторождений”. Часть I. – Труды Всероссийского
совещания по разработке нефтяных месторождений, Альметьевск, 5 – 9 июня 2000г. – Альметьевск. 2000. – с. 276 – 283.

Эксплуатационный объект

использования ствола одной скважины и организации одновременного отбора запасов углеводородов

разных объектов разработки одной сеткой скважин.

2. Эксплуатация одновременно объектов с разными коллекторскими характеристиками и свойствами нефтей.

3. Повышение рентабельности отдельных скважин за счет подключения других объектов разработки или разных по свойствам пластов одного объекта разработки.

скважинах начали широко применять на нефтедобывающих предприятиях СССР с 1966

г. За четыре года пятилетки (1966-1969 г.) на одновременную раздельную эксплуатацию двух пластов переведено 2196 нефтяных, газовых и нагнетательных скважин (4,5 % от общего действующего фонда скважин).
Данные об объемах внедрения этого метода в «Татнефти» представлены в таблице. В эти годы в «Татнефти» были созданы отделы, секторы, группы по внедрению оборудования для раздельной эксплуатации.

Количество скважин с ОРЭ в «Татнефти» в 1966-1969 г.

для ОРЭ по одной колонне НКТ нижнего пласта глубинным насосом,

а верхнего – фонтанным

Установка для ОРЭ с применением ЭПН

Установка для ОРЭ по одной колонне НКТ верхнего пласта глубинным насосом, а нижнего – фонтанным

Доброскок Б.Е., Асфандияров Х.А., Попов А.А.,
В других регионах:
Сафин В.А.,

Пономарев К.И., Ремеев Г.Г., Фаттахов Р.М., Зубков Н.В., Беленький В.Н., Крутиков Б.С., Вирновский А.С., Миллионщиков М.Д., Токарев В.П., Губанов Б.Ф., Колесников С.Г., Думчев П.А., Осипов М.Г., Чарный И.А., Палий П.А., Евдокимова В.А., Кочина И.Н.

В г. Баку действовало ОКБ РЭ по руководством Джафарова Ш.Т.

области ОРЗ.
В конце 60-х начале 70-х годов в ТатНИИ для

осуществления ОРЗ было спроектировано однопакерное и двухпакерное оборудование применительно к 146 и 168 мм ЭК.

В 1964 г. оборудование было испытано в промысловых условиях, принято гос.комиссией и рекомендовано к серийному производству. Серийное производство его осуществлялось с 1965 г. Бугульминским заводом «Нефтеавтоматика». В 1967 г. было изготовлено свыше 100 экземпляров.

В 1965-1967 годах однопакерное оборудование внедрялось на промыслах Татарии и Башкирии. На Ромашкинском месторождении оборудование было внедрено на 40 скважинах.

К 1968 году на Ромашкинском месторождении для раздельной закачки воды оснащены специальным оборудованием 52 скважины (оборудованием ВНИИ – 26, ТатНИИ – 24, ОКБРЭ – 2. Из-за отсутствия расходомеров на каждой линии не было возможности измерять объем жидкости, закачиваемой в разобщенные пласты.

эксплуатационных колонн
Способы определения параметров работы:

Дебиты пластов – прямой замер

Обводнённости –

прямой замер

Забойное давление – только по динамограмме

Преимущества: раздельный подъём продукций пластов

и 168 мм эксплуатационных колонн
Способы определения параметров работы:

Дебиты пластов

– по динамограмме, по КВУ при кратковременной остановке

Обводнённости – переналадкой насоса

Забойное давление – по динамограмме, спуск прибора

Преимущества: простота, любой размер насоса, регулировка соотношения дебитов пластов, возможность установки глубинного прибора

– прямой замер при остановке одного из насосов

Обводнённости – прямой

замер при остановке одного из насосов


Забойное давление – по телеметрии

Преимущества: полный объём информации о работе пластов

объектов
Способы определения параметров работы:

Дебиты пластов – прямой замер

Обводнённости – прямой

замер

Забойное давление – по телеметрии

Преимущества: полный объём информации о работе пластов, раздельный подъём

замер

Обводнённости – прямой замер

Забойное давление – по уровню

Приёмистость пласта

– прямой замер на устье

Давление закачки – прямой замер на устье

Профиль приёмистости – возожен

Преимущества: полный объём информации о работе пластов, простота

устье

Давление закачки – прямой замер на устье

Профиль приёмистости – обоих

пластов

Преимущества: полный объём информации о работе пластов, простота

на устье

Давление закачки – прямой замер на устье

Профиль приёмистости –

только нижний пласт

Преимущества: защита ЭК при закачке в верхний пласт

работы:

Приёмистость пласта – расходомер на кабеле

Давление закачки – прямой замер

на устье

Забойное давление у нижнего пласта - телеметрия

Преимущества: не нужна система ППД

СНТ 2007-2010гг.
Центр удаленного мониторинга
Технология одновременно-раздельной добычи (ОРД)
Технология одновременно-раздельной закачки (ОРЗ)
Технология

интеллектуальной скважины для контроля за разработкой месторождений

Регулирование добычи и закачки на многопластовых месторождениях
Получение геофизических данных в режиме реального времени
Эффективное управление заводнением

Особенности технологии:
скважинах с колонной 146мм – что впервые в России

в затрубе напротив каждого пласта
Достоинства:

дифференциальное воздействие на пласты

разной проницаемости
относительно простая конструкция компоновки

Комплектация системы:
многопакерные компоновки
скважинные камеры со штуцерами

Комплектация системы:
многопакерные компоновки
скважинные камеры со штуцерами
двухзоновые датчики Р, Т
вывод информации на устье скважин
программный продукт по получению расхода закачки путем пересчета

Достоинства:

избирательность объемов закачки по времени и разрезу
контроль работы системы скважина - пласт в реальном режиме времени.
возможность определить расход жидкости по каждому пласту без привлечения геофизики
посадка пакеров за 1 СПО
увеличение пропускной способности штуцеров на 30%
ввод алгоритма расчета расхода закачки через перепад Р (затруб. / трубки НКТ)

Перспективы развития работ:

внедрение регулируемых (гидрав. , электр.) клапанов с возможностью регулирования непосредственно с устья скважины

Недостатки:

регулировка клапанов осуществляется аналитическим путем
определение профиля приемистости пластов осуществляется с привлечением геофизики
посадка пакеров за 2 СПО
регулировка с помощью канатной техники

Недостатки:

более сложная конструкция компоновки

Мандрели

Разъединитель

Заглушка

Динамика фонда скважин с одновременно-раздельной эксплуатацией (ОРЭ), накопленной дополнительной добычи нефти по ОАО «Татнефть»

работы:

Приёмистость пласта – расходомер на кабеле

Давление закачки – прямой замер

на устье

Забойное давление у верхнего и нижнего продуктивного пласта - телеметрия

Преимущества: не нужна система ППД, возможность заводнения двух и более продуктивных пластов

добыча составила 2,9 тыс.т., средний прирост дебита на одну скважину

4,4 т/сут.

с верхнего объекта)
Установка с разделительным поршнем и полыми штангами
Внедрена на

2 скважинах.
Суммарная дополнительная добыча составила 937 т., средний прирост дебита на одну скважину 3,2 т/сут.

кгс/см2., Т-23,9 град.;
Глубинный прибор-2 (над пакером): Р-34,3 кгс/см2., Т-23,9 град.;

№ 928

№ 972

Давление по ГИК «Фотон».
Глубинный прибор-1 (под пакером): Р-69,9 кгс/см2., Т-23,13 град.;
Глубинный прибор-2 (над пакером): Р-69 кгс/см2., Т-23,06 град.;

зависимости от геолого-физической характеристики продуктивного пласта и физико-химических свойств пластовых

флюидов.

 

 

- трещиноватый пласт
Вид индикаторной кривой при фильтрации несжимаемой жидкости в

трещиноватом пласте

В случае выноса породообразующего материала потоком добываемой жидкости необходимо уменьшить дебит скважины, в противном случае все предварительные расчёты окажутся неверными и возможность смятия обсадной колонны лишь вопрос времени.

Прочностная характеристика обсадной колонны
Pни≤Pкр/n1

Смыкания естественной трещиноватости
призабойной зоны

зависимости от геолого-физической характеристики продуктивного пласта









Пластовое давление, МПа
Изменение коэффициента приемистости

нагнетательных скважин в зависимости от пластового давления

Зависимость коэффициента охвата по толщине основного и
промежуточного пластов Арланского месторождения от
давления нагнетания при пластовом давлении: 1 - 140-170 атм;
2 - 170-200 атм; 3- 200-230 атм;

 

возможных величин забойных давлений.




Зависимость коэффициента нефтеизвлечеиия η от скорости заводнения

v

- необходимое и достаточное условие для выноса нефтяных скоплений







Схема вытеснения нефти из купольного поднятия
Вытеснение нефти происходит на макро- и микроуровне

Механизм снижения обводненности продуктивных скважин водоплавающих залежей при форсировании отборов жидкости обуславливается и осуществляется благодаря действию целого ряда факторов:
- геологический – высокие остаточные запасы нефти в условиях водоплавающих залежей;
- гидродинамический – снижение давления потока в центре его сечения на уровне верхних отверстий перфорации, квадратично усиливающееся при увеличении дебита скважины, а также влияние снижения пластового давления;
- физический – проявление энергии растворенного газа при снижении забойного давления ниже давления насыщения нефти газом;
- физико-химический – вынос отложений твердых углеводородов из призабойной зоны нефтенасыщенных интервалов в результате увеличения депрессии на пласт.

состояния скважинного фонда с целью выбора наиболее перспективных добывающих скважин

для проведения операций по оптимизации уровня их добычи. Успешность управления добычей нефти зависит от надёжности процедуры оценки потенциала и эффективности эксплуатации скважин.

Распределение добывающих скважин по реализованному потенциалу

Список скважин на оптимизацию для реализации потенциала в 75 %
в результате оптимизации 19 и деоптимизации 27 скважин произойдет сокращение суточной добычи жидкости на 1417.8 м3 и увеличение суточной добычи нефти на 182,9 т. Добыча попутно добываемой воды будет сокращена на 1234.9 м3 в сутки.