Международной конференции «Интеллектуальное месторождение: мировая практика и современные технологии» 10-11
мая 2012, М. РГУ нефти и газа им. И.М. ГубкинаПреподаватель: доцент, д.т.н. Иван Алексеевич Дьячук
Преподаватель: доцент, д.т.н. Иван Алексеевич Дьячук
Основные определения
Месторождение разделено на два купола, образующих 2 залежи пласта С2b, характеризующихся различными фазовыми состояниями углеводородов:
- Южная залежь – газоконденсатная с нефтяной оторочкой;
Северная залежь – нефтяная с газовой шапкой.
Коллектор
Неколлектор
Дебит жидких УВ
Дебит газа
Обводненность
234
507
233
235
2R
230
520
236
231
Построенная модель пригодна для прогнозирования показателей разработки.
Основные определения
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:
Значительный рост доли ВТС, установленных на суше после 2005 года, объясняется началом их массированного применения на Ближнем Востоке, в первую очередь компанией Saudi Aramco
ВТК с двумя ICV для контроля добычи из двух продуктивных интервалов, трех пластов
+28%
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
Примеры применения:
Vestflanken (Norsk Hydro, Северное море)
Brent Charlie (Shell, Северное море)
Добыча нефти. Газовый интервал закрыт
Сезонная добыча газа
Месторождение Oseberg (Statoil, Северное море, 2007 г.) SPE 62953
Дренирование нескольких нефтяных зон в разобщенных пластах
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
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
Перспективы внедрения высокотехнологичных скважин в России
Перспективы внедрения высокотехнологичных скважин в России
Эксплуатационный объект
Количество скважин с ОРЭ в «Татнефти» в 1966-1969 г.
Установка для ОРЭ с применением ЭПН
Установка для ОРЭ по одной колонне НКТ верхнего пласта глубинным насосом, а нижнего – фонтанным
В г. Баку действовало ОКБ РЭ по руководством Джафарова Ш.Т.
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.
Преимущества: раздельный подъём продукций пластов
Преимущества: простота, любой размер насоса, регулировка соотношения дебитов пластов, возможность установки глубинного прибора
Преимущества: полный объём информации о работе пластов, раздельный подъём
Преимущества: полный объём информации о работе пластов, простота
Преимущества: полный объём информации о работе пластов, простота
Преимущества: защита ЭК при закачке в верхний пласт
Преимущества: не нужна система ППД
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»
Преимущества: не нужна система ППД, возможность заводнения двух и более продуктивных пластов
№ 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.;
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
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;
- 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.
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.
Стадия разведки
Стадия промышленной разработки
Запасы
Если не удалось найти и скачать доклад-презентацию, Вы можете заказать его на нашем сайте. Мы постараемся найти нужный Вам материал и отправим по электронной почте. Не стесняйтесь обращаться к нам, если у вас возникли вопросы или пожелания:
Email: Нажмите что бы посмотреть