Тюменниигипрогаз

Секция 2

Динамика распределения давлений и расхода на участке ЦВС ЕГП – ЦВС ВяГП

При рассмотрении вариантов разработки был введен ряд техни- ко-экономических ограничений, позволяющих вести корректный расчет параметров разработки залежи. К таким ограничениям относятся: минимальное устьевое давление по скважинам, максимальный водогазовый фактор, максимальная скорость потока газа в межпромысловом газопроводе (МПГ), максимальная пропускная способность перекачивающих агрегатов при минимальном давлении на входе, входное давление в магистральный газопровод и др. Сравнительный анализ технологических показателей позволил выявить наиболее перспективный и находящийся в поле принятых ограничений вариант продолжения разработки, предусматривающий ввод ДКС на Еты-Пуровском ГП, а также дополнительной нитки на конечном участке МПГ.

Список литературы:

1.Батурин А. Ю. Геолого-технологическое моделирование разработки нефтяных и газовых месторождений. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2008. 116 с.

100

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

Комплексное геолого-технологическое моделирование крупного газового месторождения на примере Заполярного НГКМ

Красовский А. В., Свентский С. Ю., Лысов А. О., Атеполихин В. В. (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Развитие информационных технологий в последние годы позволило перейти на качественно новый уровень прогнозирования показателей разработки месторождений нефти и газа, основанный на использовании комплексных многомерных геолого-технологических моделей. Подобные модели способны аккумулировать в себе практически весь комплекс геолого-промысловой и технологической информации: от фильтрационно-емкостных свойств пород-коллек- торов в окрестностях скважин до мощности и схемы подключения установленных газоперекачивающих агрегатов (ГПА).

Использование цифровой трехмерной модели сеноманской газовой залежи Заполярного НГКМ позволяет оценить темпы падения пластового давления и обводнения пластов, выработку запасов газа по эксплуатационным участкам. Подобный анализ дает возможность предложить наиболее эффективный вариант разработки, предусматривающий максимальное вовлечение запасов газа в процесс дренирования и достижение максимальной газоотдачи пласта при существующих ограничениях газосборной сети (ГСС) и промыслового оборудования.

Комплексная модель Заполярного месторождения, созданная в программном комплексе Eclipse (компании Schlumberger), включает в себя трехмерную газогидродинамическую модель сеноманской залежи, а также модели систем транспорта газа от устья скважин до входа в магистральный газопровод и промысловой подготовки газа.

Интегрирование модели ГСС в гидродинамическую модель предполагает создание VFP-таблиц потерь давления на участках газопровода, которые представляют собой многомерные зависимости параметров суточного расхода газа, давления входа в шлейф, давления выхода из шлейфа и водогазового фактора.

Моделирование ГСС в Eclipse позволило спрогнозировать необходимые реконструкции газопроводов, работающих за пределами приемлемого скоростного режима течения газа.

Благодаря опции наземной сети с помощью Eclipse выполне-

101

Секция 2

но моделирование трех газовых промыслов и происходящих в них технологических процессов. В модели учтены потери давления газа в системах очистки, охлаждения и комплексной подготовки, а также отделение попутно добываемой жидкости.

Моделирование межпромыслового коллектора Заполярного месторождения позволило учесть влияние совместного транспорта сеноманского и неокомского (нижележащие газоконденсатные залежи) газа на прогнозные режимы работы головной компрессорной станции (ГКС) «Заполярная».

На комплексной модели Заполярного месторождения произведена серия прогнозных расчетов, отличающихся уровнями суточного отбора газа, сроками ввода и компоновками промысловых дожимных компрессорных станций (ДКС). Модели ДКС, интегрированные в сеть, соответствуют совокупной производительной мощности ГПА в зависимости от количества работающих агрегатов. Использование интегрированных моделей ДКС позволило рассчитать приемлемое и экономически целесообразное количество устанавливаемых ГПА с учетом их максимальной загрузки, а также запланировать их реконструкцию, заключающуюся в замене сменно-проточных частей (СПЧ) компрессоров. Необходимость замены СПЧ обусловлена стремлением поддержать максимальные уровни отборов газа в период падающей добычи.

Анализ многовариантных расчетов, выполненных на гидродинамической модели, показал, что прогнозирование технологических показателей разработки без интеграции моделей ДКС является некорректным, так как не учитывается в динамике взаимозависимость отборов газа от потерь давления по газопроводу и давления входа в ДКС. Расчет модели до точки входа в узел переключающей арматуры с последующим независимым определением параметров работы ДКС выявил необходимость установки 19–20 рабочих (дополнительно 6–7 резервных) ГПА.

Подводя итог, необходимо отметить, что комплексное моделирование процесса разработки залежи позволило:

––использовать в расчетах практически весь комплекс геоло- го-промысловой и технологической информации;

––оценить темпы падения пластового давления и обводнения залежи, выработку запасов газа по эксплуатационным участкам;

––определить максимальную газоотдачу пласта c учетом существующих ограничений ГСС и промыслового оборудования;

––спланировать водоизоляционные работы и замены насо-

102

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

сно-компрессорных труб по скважинам;

––создать модель ГСС, дать прогноз реконструкции газопроводов, работающих за пределами приемлемого скоростного режима течения газа;

––внедрить модели промысловых ДКС и ГКС в комплексную модель, запланировать их реконструкции, заключающиеся в «переобвязке» ГПА в несколько ступеней сжатия и замене СПЧ компрессоров;

––рассчитать приемлемое и экономически целесообразное количество устанавливаемых ГПА с учетом их максимальной загруженности, при которой достигаются максимальные отборы газа в период падающей добычи;

––выполнить моделирование межпромыслового коллектора месторождения и учесть влияние совместного транспорта сеноманского и неокомского газа на прогнозные режимы работы ГКС.

103

Секция 2

Создание модели дожимной компрессорной станции в рамках гидродинамического моделирования работы газовых месторождений

Красовский А. В., Свентский С. Ю., Скурихин Д. А., Коробейников А. В. (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Моделирование разработки газовых месторождений является одним из элементов системы управления процессом эксплуатации промыслов и делится на два больших этапа: моделирование системы «пласт – скважина», и моделирование работы наземной техники и оборудования. Что касается газовых и газоконденсатных месторождений, то моделирование наземных систем носит ограничительный характер. Причиной этого является тот факт, что все режимы работы наземных промысловых объектов, а именно процессы компримиривания и сепарации, возможны при определенных отборах и давлениях. В связи с этим возникает вопрос о создании моделей компримирования и подготовки газа. В сочетании с вариантами размещения наземного оборудования существует большое число сценариев разработки самих эксплуатационных объектов, характеризующихся различными схемами размещения скважин и режимами работы последних. Поэтому общее количество вариантов разработки месторождения увеличивается многократно. Возникает необходимость сокращения их до приемлемого количества, а это, как показывает практика, возможно только при комплексном моделировании пласта и наземных систем. Ограничения по работе технологического оборудования закладываются в модель путем создания таблиц потерь давления, которые представляют собой зависимость давления на выходе из системы от давления и отборов на входе. Таким образом, проблема многовариантности режимов работы наземной техники сводится к установлению таких зависимостей для всех групп вариантов.

Нахождение указанных зависимостей для систем подготовки газа не представляет большой проблемы, в то время как для оборудования связанного с процессами компримирования, а именно газоперекачивающих агрегатов (ГПА), это является сложным вопросом с

104

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

вычислительной и физической точки зрения. Авторами разработан программный продукт, который позволяет получить все возможные режимы работы для технологической модели разработки.

Режим работы дожимной компрессорной станции (ДКС) представляет собой зависимость выходного давления от всех возможных давлений и производительностей, ограниченных максимальной и минимальной пропускной способностью станции (таблица потерь давления). Максимальная производительность ДКС характеризуется количеством ГПА при расчете конкретного варианта разработки. В связи с этим задача нахождения данной зависимости сводится к моделированию работы одного ГПА при заданном давлении, температуре и производительности.

Проблема прогнозирования режимов работы ГПА на газовом промысле возникает из-за того, что табулированные в рамках натурных испытаний газодинамические характеристики допустимых режимов работы нагнетателя не могут быть применены для других давлений и температур, а также компонентного состава газа на промысле. В частности, это происходит, вследствие различия между термобарическими условиями для газа на входе в нагнетатель на промысле и при натурных испытаниях. В связи с этим применено решение, базирующееся на общефизическом принципе безразмерного моделирования. Данный принцип основан на обобщении одних размерных характеристик (рассчитанных для стандартных давлений и отборов) на другие (соответствующие конкретным промысловым давлениям и расходам) через безразмерные параметры.

Далее, согласно установленному алгоритму, осуществляется перебор режимов работы ГПА, а затем и всей ДКС и нахождение оптимального варианта работы станции. Таким образом, перебирая производительности и входные давления, можно получить все возможные режимы работы ДКС для выявления необходимого давления выхода.

Результатом данной работы является создание программного продукта, который позволяет в автоматическом режиме получить таблицу потерь давления в рамках заданного варианта разработки, ограничивающегося только количеством ГПА и спектром всех возможных сменных проточных частей (СПЧ). Автомати-

105

Секция 2

ческий расчет реализует алгоритм, который позволяет получить единственно возможное оптимальное решение для каждого значения таблицы в рамках допустимых мощностей. Также на основе показателей работы всего месторождения программный продукт позволяет получить информацию о режимах работы ДКС в течение всего расчетного периода, включая расход топливного газа, мощности и смены СПЧ на каждой ступени.

Данный программный продукт прошел апробацию при выполнении проектов разработки ряда месторождений: Еты-Пуровское, Коменномысское-море, Харасавэйское, Комсомольское, Семаковское, Вынгаяхинское, Ямбургское, Ямсовейское и Заполярное.

106

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

Способ укрепления призабойной зоны пласта

Кукулинская Е. Ю., Cергиенко Е. А. (ОАО «СевКавНИПИгаз»)

Месторождения Западной Сибири обеспечивают значительные объемы добываемого газа в Российской Федерации, но их потенциал значительно снижается вследствие разрушения призабойной зоны пласта (ПЗП). Вынос песка из продуктивных отложений инициирует развитие серьезных проблем и связанных с ними последствий, затрудняющих нормальную эксплуатацию скважин и удорожающих себестоимость добычи газа из-за необходимости частого проведения капитальных ремонтов. Кроме того, абразивный износ подземного и наземного оборудования, образование песчаных пробок в скважинах приводит к их выходу из строя.

Одним из путей восстановления разрушенной ПЗП является закрепление рыхлой слабосцементированной песчаной породы с созданием сцементированного проницаемого и высокопрочного конгломерата.

Данная работа основывалась на применении комплексного подхода, учитывающего изучение и анализ как отдельных факторов, так и их взаимное влияние друг на друга. При выборе способа укрепления ПЗП рассмотрены конструкции (интервалы перфорации) и режимы эксплуатации скважин, термобарические условия, обводненность, особенности литологического строения пластов, доступность, стоимость и экологическая безопасность применяемых реагентов.

Учитывая вышеизложенное, в ОАО «СевКавНИПИгаз» с целью предупреждения разрушения ПЗП продуктивного пласта и выноса пластового песка в скважину разработан состав с использованием полифункционального реагента. Предлагаемый состав представляет собой композиционную двухуровневую систему, где в соответствии с требуемыми показателями эффективности, заданными свойствами и влиянием различных факторов на каждом уровне подобраны необходимые компоненты и их оптимальные соотношения. Полифункциональный реагент представляет собой сухую смесь полимеров различной природы, что позволяет приготовленному на его основе раствору за счет низкой вязкости и однородности состава равномерно проникать в укрепляемую зону и скреплять песчаные частицы разного фракционного состава. При

107

Секция 2

взаимодействии компонентов двух уровней образуется система, которая позволяет создавать в пластовых условиях прочную трехмерную сетку-каркас с адгезионными свойствами к укрепляемой породе, устойчивую к воздействию пластовых вод с сохранением проницаемости пласта.

Эффективность исследуемых композиций оценивалась по следующим показателям: необходимая вязкость для проникновения в слабосцементированный песчаник и высокая адгезионная способность, формирование равнопрочной структуры крепления пласта по всей глубине обрабатываемого интервала, высокая проницаемость по газу, возможность применения в широком диапазоне температур (20–60 °С).

Выполнены исследования плотности рабочих растворов с учетом концентрации используемых компонентов. На основе результатов лабораторных испытаний (таблица) установлена оптимальная плотность водных растворов 1-го и 2-го уровня при их объемном соотношении, равном 1:1, что позволяет сохранить фильтрационноемкостные свойства укрепляемой зоны (до Кв.п.= 85,7 %) при достаточной прочности крепления (до 3 МПа).

Зависимость прочности и проницаемости искусственных кернов от плотности растворов

Примечания:

Кв.п. – коэффициент восстановления проницаемости; σ – показатель предела прочности на сжатие;

* – плотности растворов 1-го и 2-го уровней соответственно.

108

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

Рекомендуемая технология проведения работ по укреплению ПЗП с применением разработанной композиции включает следующую поэтапную схему закачки:

1.технологической жидкости для определения приемистости пласта;

2.композиции первого уровня на основе полифункционального реагента;

3.буферной жидкости;

4.жидкости второго уровня.

Объемные соотношения закачиваемых технологических жидкостей по пунктам 2, 3 и 4 составляют 1:0 и 2:1 соответственно.

Положительные результаты проведенной работы позволили внедрить состав при укреплении ПЗП в скважинах месторождений Западной Сибири.

109