journal of petroleum technology - englishrca.spe.org › files › 2414 › 0912 › 8986 ›...

JOURNAL of PETROLEUM TECHNOLOGY

Сборник обзоров технических статей из журнала JPT на русском языке.

Специальный раздел:

Публикации SPE: SPE не несет ответственности за любые мнения или высказывания, приведенные в публикациях.

РЕДАКЦИОННАЯ ПОЛИТИКА: SPE приветствует открытое и объективное обсуждение технических аспектов в своих публикациях. Публикации не должны содержать критических замечаний в отношении профессиональной квалификации, личных качеств или мотивации физических лиц, компаний или группы компаний. Любые материалы, не отвечающие по мнению редакции данным требованиям, будут возвращены авторам с требованием внесения изменений до их публикации. SPE разрешает рекламу (в печатном или в электронном виде) на товары и услуги, которая, по мнению редакции отвечает техническим и профессиональным интересам читателей.SPE оставляет за собой право отказать в публикации любой рекламы, которую редакция считает неприемлемой.

АВТОРСКОЕ ПРАВО И ИСПОЛЬЗОВАНИЕ МАТЕРИАЛОВ: SPE дает разрешение на изготовление до 5 копий любой статьи из данного журнала для личного использования. Данное разрешение дополняет право на распостранение, предоставляемое законом, для добросовестного использования материала или библиотечного использования материала, охраняемого авторским правом. Для использования материалов вне ограничений, предоставляемых данным разрешением, пожалуйста свяжитесь с офисом SPE по адресу электронной почты [email protected].

Уважаемые коллеги,

Данный диск содержит рефераты 30 технических статей, которые, по мнению наших экспертов, представляют наибольший интерес для нефтегазовой отрасли в России. Данные статьи были опубликованы SPE (Society of Petroleum Engineers, Обществом инженеров-нефтяников) в журнале Journal of Petroleum Technology (JPT) в 2009 году и затем переведены на русский язык. Статьи охватывают такие ключевые аспекты разработки и добычи, как восстановление дебита месторождений на поздней стадии разработки, гидроразрыв пласта, разработка месторождений с тяжелой нефтью, механизированная добыча и моделирование пласта.

Мы надеемся, что благодаря переводу на русский язык большее число специалистов получит возможность ознакомится и использовать эти статьи в своей работе, особенно на фоне активного роста количества членов SPE в России. В октябре 2006 г. состоялась первая Российская нефтегазовая техническая конференция и выставка SPE, в 2007 году в Москве был открыт первый офис SPE, чтобы всесторонне поддерживать развитие общества в России.

Мы надеемся, что Вы найдете материалы на диске нужными и интересными. Мы будем рады услышать Ваше мнение и пожелания – Вы можете оставить их на сайте SPE: [email protected]

С наилучшими пожеланиями,

Джон Донелли,Редактор Journal of Petroleum Engineers



Специальный раздел: Технологии буренияSPE 114667Параметры гидравлики при бурении на депрессии и бурении с регулируемым давлением

SPE 115149Колебания эквивалентной плотности циркуляции бурового раствора при бурении с увеличенным отклонением от оси скважины

SPE 115208Глубокозалегающие соляные пласты успешно пробурены по комплексному методу

SPE 113672Улучшенная конструкция системы бурения с регулируемым давлением (БРД) в Норвежском море

Гидроразрыв пластаSPE 117538Наука и практика послужили увеличению добычи и оптимизации экономики на газовом месторождении западного Техаса

SPE 119900Критическая оценка добавок, используемых в ГРП с жидкостью на основе соленой воды при гидроразрывах в глинах

IPTC 12147Методы оценки созданной, закрепленной и эффективной длины трещины гидроразрыва

SPE 116007Разработка и применение жидкости ГРП высокой плотности для глубоководных гидроразрывов

Тяжелая нефтьSPE 117682Электрические скважинные нагреватели для добычи из коллекторов тяжелой нефти в нефтеносном поясе Ориноко

SPE 117600Комплексная пилотная станция улавливания и хранения СО2 во Франции – возможное решение проблемы сокращения выбросов СО2 при добыче битуминозной нефти

SPE 117645Как внутрипластовое горение происходит в трещиноватой системе



Специальный раздел: Моделирование и визуализация пласта-коллектораSPE 115575Метод структурного проектирования на основе теории вероятностей модели пласта по данным его разработки с использованием эволюционных алгоритмов: месторождение Тенгиз

SPE 116212Структурированный подход к вероятностному анализу вариантов разработки с использованием эволюционных алгоритмов: месторождение Тенгиз

SPE 119094Результаты сравнительного исследования оптимизации заводнения и адаптации по историческим данным

Механизированная добыча

SPE 120645Опыт использования цельнометаллических винтовых насосов (ВН) на месторождениях тяжелой нефти Кубы

SPE 116822Замена ЭЦН, спускаемых внутри НКТ, при подземном ремонте эксплуатируемых скважин

SPE 117386Вентильный привод в нефтедобыче

Оценка пластаSPE 121972Данные о прочности горной породы, полученные на основании анализа керна и проведения каротажа

SPE 121136Оценка проницаемости кавернозных и трещиноватых карбонатов с помощью моделирования влияния фильтрата бурового раствора на каротаж сопротивления

SPE 115305Объединение многоуровневых данных для характеристики и моделирования глубоководного турбидитного коллектора



Специальный раздел: Динамика эксплуатации пласта и мониторингSPE 120229Разработка комплексного процесса контроля параметров пласта

SPE 118727Как ликвидировать разрыв? Увеличивать число инженеров-промысловиков или наиболее эффективно использовать новые профессиональные знания и методы организации рабочего процесса, которые повышают индивидуальную производительность?

SPE 126067Возрождение старых нефтяных месторождений в виде рационально организованных производств

Проекты разработки месторожденийOTC 19953Разработка досоляных коллекторов бассейна Сантос

OTC 20208Проект Сахалин-1. Разработка технологии для новых арктических проектов

OTC 20249Проект Агбами – человеческий фактор и партнерство в реализации крупнейшего проекта

SPE 118379Расширение разработки месторождения за счет искусственно намытых островов, с которых ведется бурение и добыча

Буровые растворы и растворы для заканчиванияSPE 116364Давление на входе при вторжении бурового раствора на основе нефти в глинистую породу

SPE 121905Применение бурового раствора с обращенной эмульсией и водного раствора заканчивания в длинных многоствольных скважинах

SPE 120768Первое успешное бурение глубоководной скважины в Колумбии с высокопроизводительным буровым водным раствором

Чтобы дойти до запасов в усложняющихся скважинах, нужно решить многочисленные проблемы, связанные с бурением и требующие высококлассных инженеров по ряду направлений, например, механика труб и горных пород, гидравлика, получение, регистрация и обработка данных, моделирование и пр.

Знание вопросов гидравлики и динамики весьма необходимо для современного буровика. С точки зрения гидравлики, в связи с узким запасом для бурения (например, небольшой перепад между давлением в трещине и поровым) и незнанием того, что происходит на забое, для поддержания эквивалентной циркулирующей плотности в пределах узкого запаса бурения нужны автоматическое управление и замеры в процессе бурения. В результате буровая технология, способная регулировать давление, дает возможность уменьшить потерю циркуляции, образование трещин и дифференциальный прихват, а также провести мониторинг статического, динамического и неустановившегося гидравлического поведения.

С точки зрения механики, учитывая, что скважины становятся глубже, растут температура и давление, буровое оборудование работает на грани механического и прочностного предела. Хотя понятно, что в будущем должны быть разработаны новые стойкие высокопрочные материалы, определению точного механического предела существующей технологии поможет буровая колонна с высокоскоростной телеметрией. Такая информация даст лучшее понимание механики буровой колонны, что предотвратит вибрацию, теплоту рассеяния при трении, износ, усталость и отказ.

Для уменьшения неопределенности в забойных механических и гидравлических условиях, нужно проводить точные замеры, быстро передавать информацию и соответственно реагировать для получения оптимальных решений по бурению. Т.е. обработка данных и моделирование – важные показатели замеров или управления во время бурения. Для управления и повышения значения проводимых мероприятий необходим объем данных, собранных на забое в режиме реального времени и точные механические и гидравлические модели. Будущие поколения буровиков будут отодвигать еще дальше эти технические пределы.

Дополнительное чтение по технологиям бурения можно получить на сайте OnePetro: www.onepetro.org

SPE 112669 • “Проблемы направленного бурения в соляных отложениях на глубине в Мексиканском заливе” Р.Р. Израэль, Schlumberger, и др.

SPE 114050 • “Моделирование бурения на депрессии с использованием двуокиси углерода” Файзал Аль-Адвани, Университет Кувейта и др.

SPE 112683 • “Новая гидроимпульсная скважинная телеметрия для увеличения применения измерения забойных параметров во время бурения и проведения каротажа во время бурения” С.Клотц (Общество инженеров-нефтяников, Baker Hughes), и др.

OTC 19550 • «Преодоление трудностей с передачей веса на забой при бурении сложных скважин с большими отходами и малыми глубинами по вертикали на Северном склоне Аляски»; составители – Ранди Томас, SPE, ConocoPhillips Alaska и др. См. выпуск JPT за ноябрь 2008 г, стр.70

Технологии бурения

Обзор технологий

JPT • FEBRUARY 2009

JPT

Стивен Менанд (Общество инженеров-нефтяников) инженер – исследователь в компании Mines ParisTech и постоянный консультант в компании DrillScan. Проработал 11 лет в качестве руководителя проекта в области технологии бурения, специализировался на направленном бурении, механике буровой колонны (крутящий момент, натяжение и изгиб колонны) и производительности долота. Менанд написал несколько работ для Общества инженеров-нефтяников и других организаций. Защитил докторскую степень по технологии бурения, сотрудничал в редакционном комитете JPT.

Процесс бурения, особенно в глубоких скважинах, может контролироваться параметрами, ограничивающими гидравлические свойства. Две новые технологии – бурение на депрессии (БД) и бурение с регулированием давления (БРД) - появились для решения конкретных вопросов гидравлики, возникающих в процессе бурения. Соответствующий параметр может определяться как любой показатель – механический, структурный или флюидный, влияющий на появление гидростатического напора в необсаженной скважине. Во избежание возникновения нежелательных и небезопасных ситуаций во время буровых работ гидравлические параметры должны планироваться и контролироваться.

ВведениеОграничения по гидравлике возникают, как в типичных, так и в нетипичных скважинах. БД и БРД появились, поскольку в более сложных скважинах возникают ограничения, не управляемые стандартными методами. БРД определено Ассоциацией буровых подрядчиков как «адаптивный процесс бурения, используемый для более жесткого регулирования профиля затрубного давления по всему стволу». Проще говоря, буровики должны знать весь профиль давления в не обсаженной скважине, включая затрубное давление на башмаке колонны и давление на забое. БРД не предусматривает притока флюида.

БД - это забуривание в любой пласт, где давление, создаваемое буровым флюидом, меньше пластового давления. Методика БД уменьшает гидростатическое давление колонны бурового флюида таким образом, что полезное давление в скважине меньше, чем пластовое. Соответственно, пластовое давление может создавать проницаемые зоны для потока, если условия на устье допускают прохождение потока. БД может облегчить бурение пластов со сниженным давлением и уменьшить повреждение пласта, что улучшит

Параметры гидравлики при бурении на депрессии и бурении с регулируемым давлением


Настоящая статья, написанная заместителем редактора по технологиям Карен Байби, содержит основные положения из работы 114667 Общества инженеров-нефтяников «Неучтенные параметры гидравлики при бурении на депрессии и бурении с регулируемым давлением» Чарльза Стоуна (Общество инженеров-нефтяников) и Шифенг Тьян (Общество инженеров-нефтяников и Signa Engineering Corporation), первоначально подготовленной для Технической конференции и выставки Общества инженеров-нефтяников Бурение с регулируемым давлением и бурение на депрессии в 2009 году, в Абу Даби, ОАЭ, 28-29 января. Настоящая работа не пересматривалась.

Рис. 1—Конфигурация ствола скважины; TVD=фактическая глубина по вертикали, OD=внешний диаметр, ID=внутренний диаметр, MD=измеренная глубина.

Специальный раздел: Сборник обзоров технических статей из журнала JPT на русском языке.

продуктивность скважины. БД включает пластовый флюид в план работ за исключением тех случаев, когда скважина бурится на скорость в непроницаемой породе.

При БРД буровик пытается работать немного выше или в равновесии с поровым давлением (ПД) на забое или как можно ближе к равновесию на всем интервале проблемной скважины, как во время бурения, так и во время соединения. Тщательный контроль забойного давления позволяет буровику бурить в пределах окна между поровым давлением и градиентом давления гидроразрыва (ГДГ) без предварительной обсадки.

БРД в основном опирается на теорию и инструменты, разработанные для БД, аналогичность инструментов может привести к тому, что их можно перепутать, и буровики могут прийти к неправильному выбору методики. Между двумя методами существует несколько различий, но основное различие в том, что БРД не создает притока флюида в скважину, в то время как БД именно для этого и предназначено. При применении БРД рабочее окно обычно меньше и от буровика требуется вести более выверенную работу. Понять это до начала проекта нетипичного бурения – ключ к успеху.

Ограничения по гидравликеВозможно сам термин «ограничения по гидравлике» может быть неправильно понят в разведке и добыче нефти и газа по причине различных терминологических оттенков. Поскольку саму «гидравлику» легко определить как «отрасль науки и технологии, которая занимается механическими свойствами жидкостей с упором на прикладное применение свойств флюидов». Авторы считают, что неправильные трактовки возникают из-за разных определений «ограничений». Что касается бурения, то некоторые специалисты ассоциируют слово «ограничения» с рисками, такими как подземные выбросы, превышающие градиент гидроразрыва, потеря бурового раствора (и в результате дифференциальный прихват), обрывы или вопросы управления скважиной. Другие интерпретируют слово «ограничения» как «ограничения технологии бурения или возможности применения». Третьи ассоциируют этот термин с тем, насколько легким может быть вес бурового раствора, чтобы избежать притока флюида, когда раствор не промывает.

Вместо того, чтобы определять ограничения по гидравлике как риски или ограничения по технологии, лучше подумать о них как об ограничениях, внутри которых должны работать буровики. Чем глубже бурятся скважины с высоким давлением, тем жестче становятся эти ограничения.

Обратное давление на устье. Это ограничение по гидравлике выделяется, потому что оно представляет собой единственный очевидный параметр, не связанный с типичным бурением. Обратное давление на устье может быть применено в затрубном пространстве для регулирования всего профиля давления в не обсаженной скважине во время БРД работ.

Возрастающая длина не обсаженной скважины. Окно ПД/ГДГ появляется обычно уже в более глубоких условиях, и оно может создать ограничения по гидравлике, если на него своевременно не обратить внимания. Например, при БД бурении скважины глубину скважины нельзя увеличивать бесконечно, поскольку трение в не обсаженной скважине возрастает. По мере бурения эквивалентная плотность циркуляции бурового раствора (ЭПЦБР) увеличивается, когда насосы работают в оптимальном режиме.

По мере увеличения глубины вертикальной скважины, давление в пласте также увеличивается. Когда буровик приближается к ГДГ в верхней части интервала не обсаженной скважины, давление на забое может приблизиться к ПД.

БД во многих случаях зависит от специально спроектированных пределов пониженного гидростатического давления. Этот может быть результатом проницаемости пород, проницаемости трещин или сопротивления газопроявлению на других горизонтах в необсаженной скважине или других факторов. С набором глубины возможно динамическое трение во время промывки скважины, что отрицает возможность продолжения бурения с предписанным пределом пониженного гидростатического давления.

Рис. 2—Оптимальная подача бурового насоса.



Реология бурового раствора на синтетической основе (БРСО). Еще одно небольшое ограничение по гидравлике появляется в связи со сжимаемостью БРСО во время нетипичного бурения. По мере углубления в пласт часть синтетического бурового раствора сжимается в связи с давлением, создаваемым гидростатическим напором. Это искусственно созданная причина ограничения по гидравлике.

Подача бурового раствора в скважину. Буровики попытаются уменьшить подачу бурового раствора в скважину, чтобы уменьшить эквивалентную плотность циркуляции бурового раствора (ЭПЦ) и последующую потерю бурового раствора, но вес раствора может увеличиваться, поскольку увеличивается концентрация бурового шлама. Скорость бурения

должна быть уменьшена в соответствии с подачей бурового раствора. Во время увеличения концентрации бурового шлама эффективность промывки ствола уменьшается, и, следовательно, скорость бурения уменьшается. Такой эффект очевиден, как самопроверка, но если не обращать внимания на эти вопросы, связанные с гидравликой, осложнения будут возникать.

Еще один важный параметр, который нужно обязательно учитывать, - это подача бурового раствора. Недостаточная подача бурового раствора создаст проблемы с промывкой ствола, в то время, как завышенная подача вызовет более высокие потери давления трения, что еще больше усложнит поддержание давления в стволе скважины в пределах рабочего окна.

Конфигурация затрубного пространства. Изменения давления, создаваемые переходными участками между различными бурильными колоннами, хвостовиком и/или диаметрами обсадной колонны, могут изменять ограничения по гидравлике. Странно, что такие параметры зачастую не прописаны в программах бурения.

В глубокой вертикальной скважине площадь разреза затрубного пространства может меняться несколько раз в зависимости от конструкции обсадной колонны. Эти изменения в диаметре влияют на поток бурового раствора и, следовательно, серьезно влияют на ограничения по гидравлике в стволе скважины. Например, в вертикальной скважине глубиной 20000 футов (Рис.1) может быть несколько переходных участков затрубного диаметра.

ПримерВ данном примере рабочее окно на забое с ПД/ГДГ имеет очень узкий зазор 0,4 фунта на массу на галлон, что оставляет буровику минимальное место для маневра. Для того, чтобы работать в таком маленьком окне, нужно учитывать все факторы, поскольку даже очень небольшая ошибка может привести к потере скважины.

На Рис.1 показаны подробности конфигурации скважины. Не обсаженный интервал в 5000 футов проходит через два слоя пластов с узким окном между ПД (17 фунтов на массу на галлон) и давлением гидроразрыва (17,4 фунтов на массу на галлон). В связи с узким рабочим окном (0,4 фунта на массу на галлон) вдоль не обсаженного интервала, выбор веса бурового раствора очень важен. В скважине глубиной 20000 футов эквивалентная плотность циркуляции (ЭПЦ), созданная потерей давления трения вдоль затрубного пространства, может быть меньше 0,4 фунта на массу на галлон. Следовательно, вес бурового раствора для бурения в не обсаженном интервале должен быть меньше 17 фунтов на массу на галлон, чтобы избежать прорыва пласта. С другой стороны, вес бурового раствора, меньший, чем ПД, может создать в скважине депрессию, если в случае остановки промывки (как во время соединений) не создается достаточное обратное давление. Чем больше вес бурового раствора, тем выше должно быть обратное давление. С учетом ограничений, создаваемых оборудованием на устье, для бурения последнего интервала скважины был выбран буровой раствор на основе синтетики весом 16,8 фунта на массу на галлон.

Еще один важный параметр, который должен обязательно учитываться, - это подача бурового раствора. Недостаточная подача бурового раствора создает проблемы с промывкой скважины, тогда как завышенная

Рис. 3—Профиль давления во время бурения с оптимальной производительностью насоса; EMW(эквивалентный вес бурового раствора)=MW(вес бурового раствора).


подача раствора приведет к более высоким потерям давления трения, что осложняет поддерживание давления в скважине вдоль не обсаженного интервала в пределах рабочего окна. Кривая давления на забое (зеленая кривая) на Рис.2 учитывается для расчета оптимальной подачи бурового насоса. Подача бурового раствора, соответствующая минимальному давлению на забое – это оптимальная подача бурового раствора (примерно 140 галлонов в минуту в этом случае). Закачка меньше оптимального значения создаст проблемы с промывкой скважины (накопление бурового шлама вдоль затрубного пространства скважины), что создает более высокое давление на забое (правая сторона зеленой кривой на Рис.2).

На Рис.3 показан профиль давления в скважине (зеленая кривая) при закачке с оптимальной подачей раствора (140 галлонов в минуту). Две другие кривые показывают ПД и давление гидроразрыва в пласте. Как это показано на рисунке давление в скважине вдоль не обсаженного интервала падает в пределах рабочего окна. ЭПЦ на забое не обсаженной скважины и на башмаке колонны составляет 17,21 и 17,07 фунта на массу на галлон, соответственно.

Закачка БРОС с более высокой скоростью увеличивает давление на забое и на башмаке колонны. Однако объем увеличения в двух местах может быть разным при закачке 280 галлонов в минуту. Давление на забое и на башмаке колонны в этом случае составляет 17,4 и 17,1 фунта на массу на галлон, соответственно. Увеличение давления на забое составляет 0,19 фунта на массу на галлон, когда скорость закачки меняется со 140 до 280 галлонов в минуту, тогда как на башмаке колонны скорость составляет только 0,03 фунта на массу на галлон. Разница в увеличении давления на забое скважины и на башмаке колонны связана с конфигурацией ствола скважины/буровой колонны и с углом наклона не обсаженного интервала. Меньший интервал затрубного пространства создает более быстрое увеличение потери давления трения с увеличением производительности насоса, чем может создать больший интервал затрубного пространства.

Во время соединений нужна или постоянная система подачи бурового раствора для поддержания потери давления трения вдоль системы или нужно давление на устьевом штуцере для поддержания давления в скважине вдоль не обсаженного интервала в пределах рабочего окна. По приблизительной оценке 208 фунтов на кв. дюйм равны 0,2 фунта на массу на галлон при вертикальной глубине 20000 футов. Однако в результате сжимаемости БРОС 200 фунтов на кв. дюйм давления на штуцере приведут к увеличению давления на забое во время соединений до 0,2 фунтов на массу на галлон. Когда давление на штуцере в 200 фунтов на кв. дюйм применяется после остановки подачи бурового раствора, давление на забое в этом случае составляет 17 фунтов на массу на галлон, тогда как давление на башмаке колонны составляет 17,12 фунтов на массу на галлон. JPT

Регулирование эквивалентной плотности циркуляции бурового раствора (ЭПЦБР) является одной из ключевых задач при проектировании и бурении скважин с большим отходом от вертикали. Доклад в его полном варианте посвящён колебаниям ЭПЦБР, возникающим вследствие периодического образования и эрозии слоёв выбуренной породы при бурении наклонно-направленных скважин с большим смещением забоя по отношению к устью. Считается, что колебания ЭПЦБР вызываются в первую очередь включениями и выключениями шламовых насосов. Однако расчёты показали, что периодическое образование и эрозия слоёв выбуренной породы из-за чередования бурения и остановок в целях наращивания буровой колонны, являются причиной значительного уровня колебаний ЭПЦБР.

Вводная частьРегулирование ЭПЦБР является одной из ключевых задач при проектировании и бурении скважин с большим отходом от вертикали. Высокий уровень колебаний ЭПЦБР, встречающийся при бурении длинного участка с большой кривизной или горизонтальной секцией, увеличивает риск появления таких осложнений в процессе бурения как уход бурового раствора, разрушение продуктивного пласта и ухудшение его коллекторских свойств. В некоторых случаях снижение расхода бурового раствора, используемое для того, чтобы регулировать ЭПЦБР и предотвращать прекращение циркуляции из-за ухода раствора, может привести к недостаточной очистке ствола и отрицательно сказаться на вращающем моменте и затяжке бурильной колонны. Необходимость учитывать ЭПЦБР при бурении скважин с большим отклонением от вертикали представляется ещё более важной в силу следующих особенностей:

•Большая фактическая глубина ствола скважины по сравнению с вертикальной глубиной.•Скважины с большим отходом от вертикали обычно неглубокие, вследствие чего у пластов зачастую

невысокая целостность.•Для скважин с большим отходом от вертикали обычно используются буровые колоны несколько

большего диаметра ـ как по причинам гидравлического характера, так и/или для предотвращения искривления колонны.

•Для достаточной очистки ствола обычно необходим более интенсивный расход бурового раствора.

Колебания эквивалентной плотности циркуляции бурового раствора при бурении с увеличенным отклонением от оси скважины


Эта статья, написанная заместителем научного редактора Кареном Байби (Karen Bybee), освещает основные положения доклада SPE 115149 “Fluctuation of Equivalent Circulating Density in Extended Reach Drilling With Repeated Formation and Erosion of Cuttings Bed,” который подготовили Сигеми Нафанава (Shigemi Nafanawa), член SPE, сотрудник Токийского университета, и Комеи Окацу (Komei Okatsu), член SPE, работник Японской национальной нефтяной, газовой и металлургической корпорации, и который первоначально был составлен для Азиатско-тихоокеанской конференции и выставки буровой техники в Джакарте 25-27 августа 2008 года. Этот доклад не был рецензирован специалистами в данной области.

Рис. 1—профиль Скважины А: KOP = точка начала набора кривизны, EOB = конец криволинейного отрезка.


Известно, что как высокий статичный показатель ЭПЦБР, так и колебания этого параметра служат причиной нестабильности ствола скважины, аналогичной усталостному разрушению пласта. Нестабильность ствола скважины, вызванная колебаниями ЭПЦБР, может быть серьёзной проблемой, особенно при проходке пластов из хрупких пород и для неглубоких скважин с большим отклонением от вертикали, где пласты имеют тенденцию к снижению целостности.

По имеющимся сообщениям, относящимся к бурению с большим отходом от вертикали, фактическая ЭПЦБР, измеренная через показатели давления в процессе бурения, оказывалась выше показателя, прогнозируемого по модели, и это превышение приписывалось недостаточной очистке ствола. Хотя причиной колебаний ЭПЦБР считаются в первую очередь отключения и включения шламовых насосов, но и очистка скважины должна рассматриваться как важный фактор, влияющий на этот параметр. На основе проведённых ранее численных исследований выноса шлама авторы делают предположение, что периодическое образование и эрозия слоёв выбуренной породы, происходящее в результате чередования бурения и остановок бурения для наращивания буровой колонны, может быть причиной значительного уровня колебаний ЭПЦБР, и что такого рода колебания нельзя измерить или обнаружить при помощи общепринятых расчётов, используемых в условиях гидравлической стабильности.

Полнообъёмный доклад описывает численные исследования колебаний ЭПЦБР, которые случаются при периодическом образовании и эрозии слоёв выбуренной породы при бурении скважины с большим отходом от вертикали. Результаты модельных исследований показывают, как важно всестороннее планирование бурения с большим отклонение от оси скважины, при котором график циркуляции бурового раствора для очистки ствола или для регулирования скорости проходки должен тщательно составляться на основе гидравлических расчетов, в которых учитывается вынос шлама.

Математическая модельВ качестве моделирующего устройства был использован имитатор выноса шлама для прогнозирования нестационарного режима давления в затрубном пространстве, высоты слоя выбуренной породы, концентрации шламовой взвеси, и фазовых скоростей по всей траектории скважины с большим отходом от вертикали. Математической моделью имитатора является двухслойная модель пласта с одномерным твёрдо/жидкостным двухфазным потоком в затрубном пространстве. Основное уравнение включает в себя сохранение массы и импульса в каждой фазе в верхнем слое флюида и нижнем слое выбуренной породы. Для математической обработки основных уравнений были выведены два определяющих уравнения, включающие в себя отложение выбуренной породы и соотношения вторичного уноса между слоями. Такие моделируемые параметры определяющих уравнений как коэффициенты трения, отложение выбуренной породы и скорости вторичного уноса измерялись и определялись путём согласования расчётных показателей концентрации выбуренной породы с данными, полученными в результате проведённых на обводных трубопроводах крупномасштабных экспериментов с удалением бурового шлама.

Метод, использованный для численного решения, представляет собой двухступенчатый способ повышения стабильности (SETS), благодаря которому можно обойти ограничение, налагаемое условием Куранта-Фридрихса-Леви для традиционных полуявных математических моделей. Способ SETS значительно сокращает время вычисления в результате использования более длинного временного такта без ущерба для стабильности.

Рис. 2—профиль Скважины В.



Модельные скважиныБлагодаря применению имитатора выноса шлама были смоделированы неустойчивые режимы ЭПЦБР для двух типовых скважин с большим отходом от вертикали – для Скважины А и Скважины В. Траектории скважин и другие буровые параметры были заданы на основе полевых данных, полученных при бурении скважин с большим отходом от вертикали в Японии. Профили скважин, конструкции обсадных колонн и конфигурации буровых колонн даны в Таблице 1 полнообъёмного доклада. Виды в разрезе по вертикали профилей обеих скважин даны на Рис. 1 и Рис. 2, соответственно.

Скважина А имеет сравнительно небольшую глубину по стволу и у неё небольшая фактическая вертикальная глубина. Эта скважина предполагает узкий диапазон определяемых пластовым давлением рабочих режимов, поскольку пласт неглубокого залегания обладает недостаточной целостностью. Исходя из этого, в целях максимально возможного снижения ЭПЦБР предполагалось использование облегчённой (40 фунтов на фут) обсадной колонны диаметром 95/8 дюйма с увеличенным внутренним диаметром.

Скважина В имеет более длинную наклонную секцию, и она глубже по стволу. Поскольку у Скважины В более длинная секция под большим углом наклона, для неё была выбрана бурильная труба большего диаметра (5½ дюйма), чтобы можно было избежать искривления и обеспечить достаточную очистку ствола при сравнительно низком расходе раствора. Кроме того, бурильная колонна была из труб разного наружного диаметра в сочетании с 5-дюймовой толстостенной бурильной трубой, чтобы сохранить достаточно большой зазор кольцевого пространства на отрезке ствола диаметром 8½ дюймов ради снижения ЭПЦБР.

В основном для обеих скважин использовались одни и те же общие параметры, исключая расход раствора и время моделирования, причём процесс моделирования для каждой скважины осуществлялся в двух различных ситуационных вариантах, исходя из графика циркуляции раствора, который также приведён в Таблице полнообъёмного доклада. Один из вариантов был основан на допущении, что бурение продолжается на протяжении всего времени моделирования при постоянной скорости проходки. Другой вариант был основан на более реальной ситуации, когда периоды бурения чередуются с прекращением процесса бурения для наращивания буровой колонны. В последнем варианте был использован действительный случай, когда после бурения на глубине одной свечи колонны (27 м) на протяжении 60 минут процесс бурения был остановлен для наращивания колонны, и на протяжении 60 минут осуществлялась циркуляция раствора. Для того, чтобы сделать одинаковыми для обоих вариантов эти окончательно пробуренные глубины на протяжении всего времени моделирования, средняя скорость проходки за весь период моделирования была принята равной той, которая использовалась для версии моделирования с постоянной скоростью проходки.

Эксцентриситет буровой колонны во время бурения задавался в значениях от нуля до максимума при увеличении угла наклона ствола на наклонном участке и задавался по максимуму на более наклонных и более глубоких участках. Максимальное значение эксцентриситета определялось такой ситуацией, при которой нижняя часть муфты буровой трубы контактировала с нижней частью стенки ствола буровой скважины. В период прекращения бурения эксцентриситет буровой колонны принимался равным нулю, что имитировало эффект расхаживания буровой колонны для лучшей очистки скважины.

РезультатыЧто касается Скважины А, то результаты расчётов высоты скопившегося в скважине шлама даны в виде графика зависимости от внутреннего диаметра ствола скважины на диаграммах вертикальных разрезов скважинных профилей на Рис. 4 и Рис. 5, имеющихся в полнообъёмном докладе. Что касается варианта с постоянной скоростью проходки, то накопление выбуренной породы происходило почти равномерно от забоя до устья. Затем, по истечении нескольких часов, по всему участку с очень большим углом наклона образовался толстый слой шлама. Что же касается варианта с реальным случаем бурения, то образовавшийся вначале слой шлама был разрушен циркуляцией раствора в тот период, когда бурение было прекращено. Возникновение и эрозия слоя выбуренной породы происходили периодически, поскольку повторялось чередование процессов бурения и его прекращения, а общая толщина слоя шлама была меньше по сравнению с вариантом, при котором скорость проходки была постоянной.

Расчёты без учёта выбуренной породы для Скважины А хорошо согласовываются с гидравлическими расчётами по стандартной формуле для определения потери напора от трения в трубе на основе корреляционной поправки Доджа и Метцнера для коэффициента трения. Что касается варианта с постоянной скоростью проходки, то давление в кольцевом пространстве и ЭПЦБР увеличивались в зависимости от увеличения высоты слоя выбуренной породы. Что касается варианта с реальным случаем бурения, то время, затраченное на протяжении нечётных часов, означает периоды времени непосредственно после бурения на глубину одной свечи буровой колонны, а время, затраченное на протяжении чётных часов, означает периоды времени непосредственно после интервала остановки бурения. В отличие от варианта с постоянной скоростью проходки, разброс значений ЭПЦБР в зависимости от глубины по стволу бывал самого разнообразного вида и его колебания зависели от того, происходило бурение или нет. ЭПЦБР на участке с большим углом наклона была выше, чем в случае с


постоянной скоростью проходки, и особенно сильные колебания этого параметра наблюдались на забое ствола.

Что же касается Скважины В, то при варианте с постоянной скоростью проходки слой выбуренной породы был выше из-за применения колонны из труб разного наружного диаметра на участке ствола диаметром 8½ дюймов с более широким кольцевым зазором. Но в варианте с реальным случаем бурения высота шлама была сравнительно низкой и обеспечивалась хорошая очистка ствола. По сравнению со Скважиной А, колебания ЭПЦБР на уровне забоя в Скважине В не были такими резкими. Такой результат показывает, что буровая колонна из труб разного наружного диаметра эффективно, как и планировалось, подавляет увеличение ЭПЦБР в стволе диаметром 8½ дюймов.

Считается, что колебания ЭПЦБР вызываются в первую очередь включениями и выключениями шламовых насосов, но расчёты показали, что периодическое образование и эрозия слоёв выбуренной породы по причине чередования бурения и остановок для наращивания буровой колонны или для спускоподъёмной операции является причиной значительных неравномерных колебаний ЭПЦБР. Вычисленный по результатам моделирования максимум ЭПЦБР оказался примерно вдвое выше, чем ожидаемый для этого параметра уровень, рассчитанный по такому стандартному методу гидравлических расчетов как простое уравнение для вычисления потери напора от трения в трубе. Колебания ЭПЦБР нельзя предсказать при помощи общепринятых средств имитационного моделирования. Очень важное значение имеет всестороннее планирование бурения с большим отклонением от оси скважины, при котором учитывается режим выноса шлама, и использованный в данном исследовании имитатор выноса шлама может оказаться практическим средством для гидравлических расчётов при проектировании скважин с большим отходом ствола от вертикали. JPT

Самые сложные проблемы при бурении на нефтяном месторождении Тахе возникают при проходке глубокозалегающих солевых пластов. Был проведён анализ распространённых видов каменой соли и оценены такие её свойства, как пластичность, растворимость, твёрдость и реакция на нагрузку. Благодаря новому комплексному методу бурения удалось добиться значительных успехов в проходке глубокозалегающих соляных пластов.

Вводная частьСоляные пласты встречаются на нефтяном месторождении Тахе в нефтеносном бассейне Талиму в Китае при бурении на больших глубинах (6.000 - 9.000 м). При проходке этих пластов возникают такие проблемы, как неустойчивость ствола скважины, прихватка бурильных труб и обсадных колонн, а также смятие обсадных труб. Деформация ползучести таких сложных по составу соляных пластов может привести к осложнению условий на забое скважины, например, вызвать размывание каменной соли и усадку ствола скважины.

За последние три года были проведены исследования в целях обеспечения более успешной проходки таких соляных пластов. Был проведён анализ распространённых видов каменной соли и оценены такие характеристики, как пластичность, растворимость и твёрдость. При этом были использованы некоторые новые и разработаны комплексные методы работы.

Свойства соляных пластовДанные соляные пласты представляют собой перекрёстно-слоистые структуры, отлагающиеся вместе со слоистыми уплотнёнными глинами на глубине более 5000 м. Верхние части соляных пластов являются слоями гипса, а нижние представляют собой сверхтолстые слои соли с тонкими глинистыми прослойками. Общая мощность соляных пластов колеблется от 100 до 300 м. Эта каменная соль примерно на 80 – 90% состоит из хлористого натрия (NaCl). Соляные пласты обычно переслаиваются глинистыми отложениями, причём некоторые их компоненты способны впитывать воду и разбухать, например, гипс, монтмориллонит, и иллит, а другие компоненты соли способны растворяться в воде.

Глубокозалегающие соляные пласты успешно пробурены по комплексному методу


Эта статья, написанная заместителем научного редактора Карен Байби (Karen Bybee), освещает основные положения доклада SPE 115208, “Deep-Salt-Formation Wells Successfully Drilled With Integrated Techniques in Tahe Oilfield,” который составили Жонг Лиго (Zhong Liguo), член SPE, сотрудник Нефтехимического института в городе Дацин; Конг Хайюань (Cong Haiyang), сотрудник компании Sinopec; Ванг Шикинг (Wang Shiqing), член SPE; Жао Дефу (Zhao Defu), сотрудник Китайской национальной нефтехимической компании; Ванг Жифенг (Wang Zhifeng), сотрудник компании Sinopec; и Янг Гуанг (Yang Guang), сотрудник компании CNPC, и который первоначально был составлен для Азиатско-тихоокеанской конференции и выставки буровой техники в Джакарте 25-27 августа 2008 года. Этот доклад не был рецензирован специалистами в данной области.

Рис. 1—Кривые зависимости плотности раствора от скорости усадки ствола скважины.


Деформация ползучести. По сравнению со стабильными пластами песчаника соляные пласты нестабильны по причине их пластичности, текучести и растворимости. Например, усадка ствола скважины является прямым следствием деформации ползучести соляных пластов. Поэтому важно хорошо знать такую характеристику соляных пластов как деформация ползучести, которая играет решающую роль при определении плотности раствора и времени, необходимого для крепления скважины обсадными трубами.

На скорость пластической деформации соляных пластов в первую очередь влияют такие факторы как давление вышележащей толщи, температура, минеральный состав, водоносность пласта, глинистость, время, неоднородность напряжёния в недрах земли, а также мощность пласта. Недавние исследования продемонстрировали следующее.

• Соляной пласт может стать текучим, если залегает на глубине 1000 м и его мощность превышает 300 м.

• Пластическая текучесть наблюдается у соляного пласта на глубине более 2100 м. • Соляные пласты могут быть постоянно текучими на глубине более 2.750 м. • У соляных пластов высокая скорость деформации, потому что они становятся текучими при

температуре выше 205º.• Пластическая текучесть соляных пластов уменьшается от примеси гипса и аргиллита. Деформация ползучести соляного пласта возникает в том случае, если давление столба бурового

раствора ниже, чем давление, при котором начинается ползучесть. Лабораторные эксперименты и полевые данные говорят о том, что процесс бурения может протекать нормально, если скорость деформации ползучести ниже 0,108 мм/час. Плотность раствора должна определяться с учётом скорости деформации ползучести. Были измерены скорости деформации ползучести при бурении соляных пластов с использованием буровых растворов различной плотности, и на основе анализа полученных данных были построены кривые зависимости плотности раствора от скорости усадки ствола скважины в соляных пластах. На Рис. 1 даны кривые для одной типичной скважины на нефтяном месторождении Тахе, где R означает радиус ствола скважины после удаления из неё буровой колонны.

Для более глубоких соляных пластов с более высоким содержанием соли соотношение между скоростью деформации ползучести и давлением, при котором она начинается, хорошо согласуется с экспоненциальной моделью, которая была опробована в ходе испытаний на прочность по трём осям. Скорость деформации ползучести соляного пласта была измерена в типовой скважине при помощи электрокаротажа.

Равновесное состояние. При проходке соляного пласта ствол скважины может претерпеть усадку при высокой температуре и большом давлении, но и в то же самое время он может расшириться в результате растворения соли и промывки буровым раствором. Существует оптимальная плотность раствора, благодаря которой может быть достигнуто равновесие между деформацией ползучести и растворением соли, т.е. достигнуто состояние, когда сохраняется стабильность ствола скважины при оптимальной плотности раствора (при его определённой минерализации). Такое равновесие на самом деле можно рассматривать как равновесие между плотностью раствора и его минерализацией, поскольку усадка ствола скважины является механическим процессом, а расширение ствола за счёт растворения соли есть результат химической реакции. Поэтому оптимальную плотность раствора с фиксированной минерализацией можно заранее рассчитать при помощи лабораторных экспериментов, в ходе которых скорость усадки ствола скважины должна сравняться со скоростью его расширения. Для определённой минерализации раствора просчитывается скорость возникающего при таком параметре расширения ствола, и, соответственно, оптимальная плотность раствора определяется в тот момент, когда расширение становится равным усадке.

Была определена зависимость между расширением ствола скважины (как приращением размера диаметра ствола) и суммарной минерализацией раствора при различных температурах. О плотности раствора или его минерализации можно узнать при сопоставлении Рис. 1 и Рис. 2 в полнообъёмном докладе. Например, можно узнать, что скорость усадки ствола Скважины А на глубине 5.200 м составляла 0,0014 мм/час при плотности раствора 1,69×103 кг/м3 и его суммарной минерализации от 160.000 до 170.000 мг/л. Согласно Рис. 1, скорость усадки ствола скважины равна 0,0054 мм/час при плотности раствора 1,69×103 кг/м3, а оптимальная плотность раствора равна 1,81×103 кг/м3, поскольку усадка ствола составляет при этом 0,0014 мм/час.

Можно сделать вывод, что равновесие между деформацией ползучести и растворением соли может быть достигнуто двумя способами при условии, что усадка ствола скважины и его расширение происходят с одной и той же скоростью, т.е. либо увеличить плотность раствора для уменьшения скорости деформации ползучести соляного пласта, либо уменьшить суммарную минерализацию бурового раствора для более быстрого растворения соли. Тем не менее, есть противоречие между повышением плотности раствора для предотвращения деформации ползучести и снижением давления образовании трещин и давления потерь в толщах, лежащих выше и ниже соляного пласта. Задача поддержания низкого уровня минерализации бурового раствора ради быстрого растворения каменной слои не простая. Удобный на



практике метод заключается в том, чтобы поддерживать некоторый дисбаланс между действующими значениями деформации ползучести и растворения соли, и при этом допускать ограниченную усадку при условии, что операции бурения и крепления скважины обсадными трубами осуществляются без сбоев и задержек. И хотя есть разница между скоростями усадки и расширения ствола скважины (примерно 0,003 мм/час), но плотность раствора для Скважины А составляет на практике лишь 1,69×103 кг/м3, поскольку достаточно велико время, отводимое на установку обсадных труб (до 40 часов). Поэтому рекомендованная плотность бурового раствора для соляного пласта на нефтяном месторождении Тахе варьируется от 1,65×103 до 1,70×103 кг/м3 при суммарной минерализации от 160.000 до 170.000 мг/л.

Конструкция скважинСтволы скважин на соляных пластах должны проектироваться на основе предварительной оценки пластового давления с учётом усиливающейся со временем деформации ползучести. Поровое давление, давление обрушенной горной массы и давление образования трещин в соляных пластах типовой Скважины А даны в Таблице 4 полнообъёмного доклада. Конструкция скважины принципиально важна для успешной проходки соляных пластов, поскольку надо учитывать нестабильность ствола скважины в результате деформации ползучести и растворения соли. Прежде всего, необходимо тщательно рассчитать точную глубину и длину обсадной колонны в соляном пласте, и обязательно учесть возможные ошибки в определении глубины пласта и глубины обсадной колонны. Техническая обсадная труба должна быть установлена как можно быстрее, и лишь ограниченный участок буровой скважины может быть оставлен без обсадной трубы при условии, что скважина сможет выдержать то давление, под которым ей придётся оказаться.

Солевой пласт Методика буренияБурильная колонна. Чтобы добиться как можно большей прямолинейности ствола скважины, была использована трапециевидная колонна утяжеленных бурильных труб с разным наружным диаметром для бурения при уменьшенной нагрузке на долото и повышенной механической скорости бурения. Для успешной проходки соляных пластов при достаточной механической скорости бурения для вторичного забуривания на этапе прокладки первоначальной траектории по соляному пласту использовались компактные долота с поликристаллическими алмазными вставками. Использовалось также комбинированное долото, состоящее из направляющей, бурящей и расширяющей частей. Надёжность обсадки гарантирована использованием комбинации из обсадных труб с диаметрами 244,5 и 273,1 мм.

Способ расширения ствола скважины Неправильность формы ствола скважины является типичным случаем аварии при проходке соляных пластов из-за усадки ствола в результате плохого цементирования и смятия обсадной трубы. Введен эффективный способ расширения ствола, чтобы выправить ствол скважины в соляном пласте, который подвергся усадке. Он выгоден с точки зрения операций цементирования, поскольку благодаря этому способу повышается качество цементирования и улучшается защита обсадных труб для стволов скважин более крупного диаметра.

Комплексный метод буренияВплоть до 2005 года не удавалось пробурить восемь типовых скважин до глубокозалегающих солевых пластов. Но за последние два года были успешно пробурены пять скважин в солевых пластах благодаря комплексному методу бурения и новым разработкам в области буровой техники. Серьёзных аварий не было. JPT

Истощение месторождения Кристин, характеризующегося высоким давлением и высокой температурой (13213 фунтов на кВ. дюйм, 342°F), создает сложности для бурения будущих скважин с большим извлечением. В полной версии описания работы разъясняется необходимость применения методики бурения с регулируемым давлением (БРД) на месторождении Кристин для решения осложнений, связанных с узким окном бурения. Эксплуатационные скважины на месторождении Кристин могут оказаться первыми в мире с применением методики БРД в суровых шельфовых условиях на плавучей буровой платформе.

ВведениеЗакончена первая программа буровых работ на месторождении Кристин. Пройдено и закончено 11 скважин. В связи с высоким начальным пластовым давлением поровое давление по мере продолжения добычи быстро падает. С учетом возможной необходимости бурения скважин с повышенным извлечением в будущем было выявлено несколько проблем, связанных с бурением, особенно по отношению к стандартному требованию поддержания забойного давления во время бурения выше первоначального порового давления. БРД позволяет использовать буровые растворы меньших весов, более близкие к стандартным пределам окна бурения. Но для того, чтобы использовать такую методику бурения на плавающих буровых платформах в суровых климатических условиях Северного моря нужно решить ряд проблем. Оборудование, применяемое для БРД с плавучих буровых установок, не подходит для использования в скважинах с высоким давлением и высокой температурой в погодных условиях Северного моря.

Истощение оказывает воздействие, как на верхнюю, так и на нижнюю границу плотности бурового раствора. Это означает, что с истощением окно бурения меняется. Бурение в истощенной зоне не всегда представляет собой проблему. Если зона истощена равномерно, если истощение известно, и если для бурения открыта только истощенная зона, то реально окно эксплуатации может увеличиваться по мере истощения. Что касается месторождения Кристин, то это будет означать наличие перекрывающих глинистых

Улучшенная конструкция системы бурения с регулируемым давлением (БРД) в Норвежском море


Настоящая статья, написанная заместителем редактора по технологиям Карен Байби, содержит основные положения из работы 113672 Общества инженеров-нефтяников «Бурение с регулируемым давлением решает проблемы снижения давления в результате истощения при разработке месторождения Кристин с высоким давлением и высокой температурой» С.А.Солванг (Общество инженеров-нефтяников, StatoilHydro), С Лехтенберг (Общества инженеров-нефтяников и компания), И.С.Джил (Общество инженеров-нефтяников и Х.Пикстон (Общество инженеров-нефтяников), первоначально подготовленной для Симпозиума по добыче и техническим операциям в 2008 году, в ОАЭ, Абу Даби, 28-29 января. Настоящая работа не пересматривалась.

Puc. 1—Стандартный перевод компенсатора соединяющей колонны в ССНЧ с ВР и бобиной.


пород Lange за обсадной колонной и понимание того, что поровое давление в коллекторе Garn относительно постоянно. Высокая депрессия в истощенных зонах также может создавать осложнение с потенциальным дифференциальным прихватом, повреждением пласта, низкой скоростью проходки и потерями бурового раствора.

Методы БРДОсновная техническая проблема при применении БРД на проекте Кристин – это перекрытие стандартного морского подъемника, которое обеспечивает сохранение стандартного погодного окна эксплуатации даже в суровых погодных условиях Норвежского моря.

Основные требования для работы по методике БРД с полупогружной буровой платформы в Норвежском море включают следующие положения:

• Доведение давления в морском подъемнике до максимально допустимого для его составных частей,• Установка оборудования в соответствии с ТБ с помощью простых рабочих процедур,• Обеспечение в случае необходимости свободного проходного сечения скважины, аналогичного сечению

после монтажа буровой установки,• Обеспечение применения стандартных эксплуатационных процедур и стандартной системы промывки

буровой установки, если БРД не используется.• Поддержание погодного окна эксплуатации (ветер, течение и волна) на плавающих плавучих буровых

платформах.

Морская водоотделительная колонна под давлениемОбычно морские водоотделительные колонны используются при бурении на шельфе для подачи бурового раствора и разбуренной породы на поверхность. Слабое место системы с точки зрения применения давления – это компенсатор водоотделяющей колонны. Как правило, он рассчитан на использование под давлением в диапазоне 250-500 фунтов на кв. дюйм в зависимости от конструкции. Основное назначение компенсатора отвести давление в скважине, если выброс жидкости попадет в водоотделительную колонну, что вполне может произойти при бурении зон мелкозалегающего газа. Отклонитель закрыт, поток отводится в трубу отклонителя, и теоретически система вполне может выдерживать предельное давление, которое обычно составляет 500 фунтов на кв. дюйм. На практике такое давление крайне редко, и самое высокое давление, с которым обычно встречаются на практике – это 120 фунтов на кв. дюйм на короткие промежутки времени во время отвода выброса жидкости.

Секции водоотделительной колонны монтируются прочно, поскольку они должны выдержать значительные нагрузки, создаваемые весом, который они должны переносить, и реальными условиями, т.е. морским течениями. Секции водоотделительной колонны обычно делаются из высокопрочной стали марки Х-80. Основной критерий при проектировании секций водоотделительной колонны – это временное сопротивление при напряжении, напряжение при изгибе и давление смятия (если водоотделительная колонна наполнена газом), т.к. на глубине проявляется гидростатическое давление. Величина внутреннего давления не вызывала осложнений, поскольку слабое место это компенсатор, а максимальное внутреннее давление как правило зависит от веса бурового раствора. Номинальный внешний диаметр стандартных секций водоотделительной колонны для буровой установки на месторождении Кристин (Скарабей 5, которая будет использована на этапе 1 испытательной скважины) составляет 21 дюйм при толщине стенки 0,625 и 0,688 дюймов.

Самое слабое место – это сварной шов между фланцем водоотделительной колонны 4130 и трубами Х-80. Поскольку применение буровой водоотделительной колонны под давлением не предусмотрено по нормальным стандартам, то было принято решение включить эти проектные решения в промышленный стандарт водоотделительной колонны под давлением. Рабочее давление должно составлять 12683 фунта на кв. дюйм для секций толщиной 0,625 дюймов и 2944 фунта на кв. дюйм для секций толщиной 0,688 дюймов. Направляющие стержни расширителя водоотделительной колонны сделаны из материала толщиной 0,635 дюймов, это самая слабая поверхность в стальных секциях водоотделительной колонны. Это значение рабочего давления, которое нужно будет отрегулировать под нагрузки (растяжения и сжатия), которые должна выдерживать эта секция, и под внешнее давление в зависимости от точного положения секции в водоотделительной колонне.

Было установлено, что уплотнения на соединениях водоотделительной колонны соответствуют необходимому значению давления. Они подходят для рабочих давлений до 2900 фунтов на кВ. дюйм. Нужно проверить общее напряжение на соединениях, которое включает давление нагрузки, против момента затяжки болта, обычно применяемого к соединениям водоотделительной колонны.

Нижний шарнирный узел обычно определяется по максимальной глубине воды, в которой может работать полупогружная буровая установка с буровым раствором с максимальным весом (например, для скважины Скарабей 5, которая находится на глубине 6500 футов, если допустить, что удельная плотность в водоотделительной колонне составляет примерно 1,9 а перепад давления 2472 фунта на кВ. дюйм). Эта буровая установка имеет шарнирный узел на 2500 фунтов на кв. дюйм. В зависимости от запланированного давления в водоотделительной колонне глубина воды и веса бурового раствора может потребоваться замена нижнего шарнирного узла на узел с более высоким значением.



Основной поставщик этих шарнирных узлов делает их с величиной перепада давления 6000 фунтов на кв. дюйм. Для запланированных БРД работ на скважине Скарабей 5 на глубине 400м при удельной плотности 2 и максимальном давлении на стальной водоотделительной колонне (0.688 дюймов) 2944 фунта на кв. дюйм, потребуется подводный шарнирный узел, рассчитанный на минимум 3000 фунтов на кв. дюйм.

И наоборот предел общего давления может быть установлен нижним шарнирным соединением, создающим максимальное допустимое давление на поверхности около 1886 фунтов на кв. дюйм для бурового раствора с удельной плотностью 2 на глубине 1300 футов. Был выбран именно этот проектный вариант.

Для оценки секции водоотделительной колонны на предмет использования под давлением было принято решение во время обычных осмотров проводить опрессовку. Обычно секции водоотделительной колонны проходят опрессовку во время приемочных испытаний на заводе. После этого они никогда не проходят опрессовку, если на них не проводились ремонтные сварочные работы. Применение стандартной рекомендованной процедуры для водоотделительной колонны под давлением определяет, что секции должны пройти опрессовку до 0,9 максимального допустимого напряжения (т.е. 3986 и 4351 фунтов на 1 кв. дюйм для 0,625 и 0,688 дюймов, соответственно).

Применение под давлением улучшает общую целостность водоотделительной колонны. При нормальном применении для определения усталостной стойкости отслеживается состояние секций водоотделительной колонны. Кроме этого в Норвегии они проходят каждые два года осмотр, который подтверждает толщину (т.е. проверка на износ). При проведении опрессовки с максимально допустимым напряжением 0,9 после такого осмотра секции водоотделительной колонны повторно проходят испытание, равноценное приемке в заводских условиях. Затем до начала операций БРД водоотделительная колонна проходит опрессовку до максимального рабочего давления в водоотделительной колонне на растворе с удельной плотностью на это время (например, 1850 фунтов на 1 кв. дюйм с 2500 фунтов на 1 кв. дюйм нижнего шарнирного соединения, удельная плотность бурового раствора 2 и глубина 1300 футов). Опрессовка с рабочим давлением представляет собой испытание целостности водоотделительной колонны вверху и внизу, что считается нормальной практикой.

Анализ не включал природные нагрузки на водоотделительную колонну. На практике водоотделительная колонна очень похожа на противовыбросовый превентор на устье, что придает максимальный угол водоотделительной колонне, допустимый для определенного давления на устье. Первоначальный анализ, проведенный для давления, запланированного в скважине водоотделительной колонны Скарабей 5 показал, что обычные пределы угла водоотделительной колонны не подвержены влиянию нагрузки дополнительного давления.

Скользящее соединение из нескольких частей (ССНЧ)ССНЧ – это новое изобретение, которое предназначено для применения на полупогружных буровых установках на первой испытательной скважине месторождения Кристин. Разработка ССНЧ повлияла на решение монтировать установку. Название «скользящее соединение» будет использовано, чтобы не перепутать с «компенсатором соединяющей колонны». Эта часть оттянет верхнюю часть водоотделительной колонны к корпусу отклонителя при монтаже ВР. Монтаж этого узла потребует снятия керноприемника компенсатора и снятия пакеров скользящего соединения, как показано в левой части Рис. 1. Затем на верхний фланец корпуса керноприемника устанавливается переводник. Таким образом, компенсатор превращается в секцию водоотделительной колонны, но при этом сохраняет функцию соединений водоотделительной колонны для натяжного устройства морской водоотделительной колонны, кольца водоотделительной колонны и гуснека для линий дросселирования, глушения и усилителя. Функция водоотделительной колонны после кольца натяжного устройства остается прежней.

На корпус керноприемника устанавливается гидравлический соединитель. Это модифицированный соединитель морской водоотделительной колонны. Соединитель класса Н по классификации Американского нефтяного института рассчитан на 3,5 млн фунтов на массу, что позволяет дистанционно задвигать сборку БРД (ВР и ССНЧ) в водоотделительную колонну. Это позволяет спускать и задвигать сборку водоотделительной колонны под давлением по технологии БРД над буровой шахтой без участия персонала.

Верхний палец гидравлического соединения, бобина и ВР собираются на буровой площадке, затем через роторный стол спускаются в нижнюю часть ССНЧ. Для соединения водоотделительной колонны и оборудования БРД с верхним шарнирным узлом устанавливается новое ССНЧ из семи частей (см. Рис.1). В дальнейшем эта система хорошо выдерживает примерно 1885 фунтов на кв. дюйм внутреннего давления ниже ВР (где слабое место – это нижнее шарнирное соединение).

ССНЧ собран из 7 втулок, каждая втулка плотно примыкает к нижней поверхности втулки, находящейся сверху. Уплотнения защищены маслосъемными кольцами.

ССНЧ служит нескольким целям: • Замена компенсатора, керноприемника и пакера,• Облегчение монтажа ВР и бобины на корпус скользящего соединения,•.Крепление верхней части водоотделительной колонны к отклонителю, что уменьшает поперечное

смещение,• Центрирование бурильной трубы в ВР,.• Спуск с водой, чтобы смазывать ВР,


• Предохранение от разливов выше ВР,• Позволяет возвращать буровой раствор из затрубного пространства к отклонителю, когда удален ВР, т.е.

в случае необходимости систему БРД можно обойти.

Поэтапная реализацияПрименение методики БРД на месторождении Кристин планируется провести в два этапа. Основная цель первой испытательной скважины на этапе 1 – это оценка системы водоотделительной колонны под давлением, включая ССНЧ, ВР и гидравлическое соединение. Этап 1 будет проходить на незначительно истощенном участке месторождения Кристин.

• Оборудование БРД, находящееся ниже ВР и бобины, будет состоять из шланга бурового раствора, соединенного с выкидной трубой и закрываемым вручную дроссельным манифольдом.

• Буровой раствор будет просто возвращаться со штуцера на вибросита.• Выше штуцера для уменьшения его забивки будут установлены улавливатель обломочной породы и

разгрузочный клапан.Поскольку на этапе 1 насосы обратного давления БРД не применяются, то для постоянной промывки

водоотделительной колонны будет использоваться один из трех насосов бурового раствора. Это позволит удерживать обратное давление перед штуцером, когда нет закачки в буровую колонну, и поддерживать постоянное забойное давление во время соединений и спуско-подъемных операций. Расходомеры для контроля закачки бурового флюида в каждую из линий будут установлены на стояке и вспомогательной линии. Во время бурения, соединений и спуско-подъемных операций закачка бурового флюида поддерживается через вспомогательную линию водоотделительной колонны. Это также способствует очистке скважины за счет увеличения скорости потока в затрубном пространстве водоотделительной колонны.

На этапе 2 (вторая испытательная скважина) будет применяться новая система ССНЧ и ВР перекрытия водоотделительной колонны а ниже также устройство БРД. Цель второй испытательной скважины оценить не только полупогружную систему перекрытия водоотделительной колонны, но и автоматизированную систему БРД для применения в бурении на истощенных участках коллектора Кристин там, где имеются узкие эксплуатационные окна. Этап 2 будет включать следующее:

• Автоматическое регулирование дросселирования.•.Два насоса обратного давления для поддержания обратного давления промывкой через вспомогательную

линию водоотделительной колонны. Два насоса будут использоваться для дублирования.• Петлеобразная линия регулирования скважины БРД (линия контроля притока), обеспечивающая

возврат раствора к автоматическому штуцеру из ВР/бобины или штуцерной линии и манифольда буровой установки.

•.Устройство сепарации буровой раствор/газ после штуцера.• Два регулирующих клапана и уловитель мусора как на этапе 1 перед штуцером с добавлением

дублирующего рабочего регулирующего клапана. JPT

“Кроме черной магии есть автоматизация и механизация” Федерико Гарсиа Лорка, испанский поэт и драматург (1898–1936 гг.)

Исходя из этого, можно сказать, что стимулирование с помощью гидроразрыва можно твердо отнести к сфере мистики, хрустальных шаров и карт таро.

Причина в том, что в отличие от автоматизации (например, при сборке машин) мы до сих пор до конца не знаем, что заставляет «работать» гидроразрыв (т.е. какие его основные элементы «автомобиля») и как оценивать и улучшать его эффективность (т.е. в чем заключается «обслуживание транспортного средства»).

Те, кто производит автомобили, знают, какие элементы заставляет машину работать, поскольку каждый из элементов производится тщательно и многократно. Основные элементы стимулирования разрывом трудно определить, потому что этот процесс проходит в условиях того или иного коллектора по-разному. Еще больше «дыма и миражей» в проектирование гидроразрыва вносит то, что исследования в этой области проводились более 30 лет назад на коллекторах плотного газа, не имеющих ничего общего с коллекторами, сложенными глиной, углем или слабо консолидированным песчаником, в которых в настоящее время проводится стимуляция. Другими словами, хотя мы и заплатили за Роллс Ройс, но едем на ДеЛорене.

В автомобильной промышленности технические характеристики автомобилей оцениваются регулярными тщательными техосмотрами. А часто ли мы проводим обследование всех элементов, участвующих в процессе гидроразрыва? Микросейсмика, непрерывный мониторинг пласта (используя замеры температуры и забойный датчик давления) и радиоактивные трейсеры – вот только некоторые из технологий, применяющихся для определения качества гидроразрыва. Однако их применение остается исключением, но не правилом. Как правило, дорогостоящие исследования качества обработки не проводятся. Вместо этого продолжают контролировать только давление и дебит во время закачки и последующей добычи.

Не пора ли лучше разобраться с тем, что находится «под капотом», т.е. до конца понять сам процесс стимулирования разрывом? Только после того, как мы по-настоящему поймем этот процесс, «черная магия» уступит науке, технические характеристики можно будет замерить и провести поэтапные изменения.

Дополнительные материалы по теме “Гидроразрыв пласта” доступны на сайте Общества инженеров-нефтяников: www.onepetro.org

SPE 116124 • “Пример последовательного и одновременного гидроразрыва глинистого пласта Барнетт в округе Паркер” П.Н. Муталика (Williams Companies) и др.

SPE 118831 • “Использование замеров температуры, полученных с помощью оптико волокна, для диагностики гидроразрыва и оценки производительности” Поль Хакеби (SPE, Shell E&P)

SPE 119350 • “Распределение напряжений в слоях проппанта, при проведении ГРП на воде” Н.Р. Варпински (SPE, Pinnacle)

SPE 111431 • “Новые вязкоупругие поверхностно активные жидкости гидроразрыва совместимые с CO2 значительно увеличившие добычу газа на месторождение Rockies” К. Хагчес и др. (Chevron)

Гидроразрыв пласта


JPT • MARCH 2009

JPT

Симон Чипперфельд (SPE) – руководитель группы в компании Sentral Gas Exploitation в Сантосе. Последние 15 лет занимался технологиями газонефтедобычи (бурение, заканчивания и стимулирование) и исследованиями коллекторов. Ранее Чипперфельд работал в компании Shell International E&P. В 2007 году был награжден медалью Седрика К. Фергюсона. Опубликовал более 18 работ в области ГРП, технологии разработки пластов, технологий заканчивания и контроля за выносом песка. Имеет ученую степень Университета Нового Южного Уэльса., Сотрудничает с редакционным комитетом журнала JPT.


Гидроразрыв пласта – наиболее широко известный и успешный метод стимуляции в нефтяной промышленности. Технология ГРП открыла для нефтяников новые площади для добычи углеводородов, которые, если бы не ГРП, были неэкономичны. Однако проектирование оптимальных ГРП нельзя определить как точную науку. Нефтяники полагаются на многие упрощающие допущения, которые помогают при принятии целесообразных решений, но могут помешать добиться, по настоящему, оптимальной обработки. В полной работе говорится о методе, объединяющем научные достижения и практические методики,

ВведениеПолевые испытания, во время которых сравнивалась эффективность экономичного легкого керамического проппанта 20/40 с песчаным проппантом Брэди 20/40, были закончены в 2006 и 2007 году на месторождении Каньон Сэнд, округ Саттон, в Техасе. Испытание было начато после того, как результаты моделирования позволили предположить, что проводимые ГРП ограничены по проводимости. В исследование была включена 21 скважина, все они находились в непосредственной близости друг от друга. Анализ добычи всех скважин проводился не позднее года после начала добычи, которой предшествовал ГРП. Проанализировали, как добычу без стимуляции, так и добычу, нормализованную под качество коллектора. Оба анализа показали, что скважины, простимулированные облегченным проппантом, значительно превзошли по производительности периферийные скважины, на которых в качестве проппанта использовался песок Брэдли. В полной работе сделана оценка нескольких экономических критериев.

Месторождение Каньон Сэнд.Песчаник Каньона продуктивен на нескольких месторождениях, включая Сонора, Сойерс, Шерли и Алдвел, первая нефть была добыта в 1952 году. Песчаник Каньона залегает в направлении бассейна, находящегося на западной окраине склона Истерн в западном Техасе. Отложения песчаников проходили со стороны склона Истерн в бассейн Вал Верде. Этот коллектор нефтеносный в зоне, примыкающей к бассейну

Наука и практика послужили увеличению добычи и оптимизации экономики на газовом месторождении западного Техаса

ГидроразрыВ плаСта

Настоящая статья, написанная заместителем редактора по технологиям Карен Байби, содержит основные положения из работы 117538 SPE «Наука и практика увеличивают добычу и оптимизируют экономику газового месторождения Каньон Сэнд в западном Техасе.» Келли Блэквуд (SPE, Encana Oil and Gas), и Кайлие Вильямсон (SPE, Highmount Energy), Терри Пэлиш (SPE) и Марк Чэпмэн (SPE, Carbo Ceramics) и Майк Винсент (SPE, Insight Consulting), первоначально подготовленной для Ежегодной Технической Конференции и выставки Общества инженеров-нефтяников в Питтсбурге, Пенсильвания, проводившейся 11-15 октября в 2008 году. Настоящая работа не пересматривалась.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Ceramic minus Sand—RateCeramic vs. Sand—% Increase

Days Since Fracture

Ave

rage

Per

-Wel

l Inc

rem

enta

l Pro

duct

ion,

Mcf

/D

Incremental Production vs. Time Since Fractured

Рис. 1—Средняя дополнительная добыча газа на скважину за первые 90 дней после ГРП.


Мидленд, и газоносный в зоне, примыкающей к бассейну Вал Верде. Большая часть компонентов песчаника представляет собой кварцевый литаренит от мелко- до среднезернистого.

Поскольку месторождение разрабатывается более 50 лет, и оператор продолжает уплотнять сетку скважин (в настоящее время бурение ведется с сеткой от 20 до 40 акров), пластовое давление сохраняет устойчивую тенденцию к снижению. Нынешний оператор приобрел большую часть площади месторождения Сонора после 1993 года, и за это время было пробурено более 5000 скважин. Ежесуточная добыча с 1993 года увеличилась с 25 до 240 млн. куб. футов. В настоящее время у этого оператора работает 13 буровых вышек и 11 установок для заканчивания и капремонта. Ежемесячно проводится около 150 операций ГРП (30 скважин) с применением примерно 12 млн. фунтов проппанта. Такой высокий уровень активности предоставил прекрасную возможность для полевого испытания, поскольку многие скважины с одинаковым качеством коллектора были готовы для оценки.

заканчивания на месторождении Каньон СэндТипичная скважина, рассматривавшаяся в этом исследовании, бурилась вертикально на примерно 6500 футов фактической глубины. Операции ГРП проводились без вышки с помощью НКТ диаметром 4,5 дюйма, и для изоляции между этапами использовались заглушки/перегородки. На всех скважинах ГРП проводился с расходом 40 баррелей в минуту загущенной жидкостью с низким рН (25-35 фунтов на массу/1 галлон) и СО2 качества 40. По опыту считается, что лучше закачивать песок Брэди 20/40 при обработке насыщенной толщины на глубине меньше 7000 футов, а песок Оттава (белый), когда насыщенная толщина залегает на глубине более 7000 футов. В типичную скважину закачивают в сумме 400 000 фунтов проппанта за 4-6 этапов при максимальной концентрации 5-6 фунтов на 1 галлон жидкости. Отдельные гидроразрывы рассчитаны на полудлину трещины 500-600 футов и концентрации проппанта 0,4 фунта на кв.фут.

задача полевого испытанияХотя ГРП очень важн для разработки большей части нетипичных коллекторов на этапе дизайна обработки часто делается много ошибок и допущений, которые ограничивают производительность и прибыльность месторождения. Например, зачастую используется так называемое «проектирование копированием», т.е. просто копируют график обработки, применявшийся на предыдущей скважине или на другом коллекторе. Кроме того продолжается использование многих упрощающих допущений, которые ускоряя этап проектирования, могут помешать инженеру спроектировать оптимальную обработку.

Одно из таких допущений – это «проводимость не важна в пластах плотного газа / низкой продуктивности» или «первосортный проппант не нужен в мелких скважинах или в скважинах с низким давлением и невысокой продуктивностью» Однако утверждение по поводу того, что проводимость неважна там, где плотный газ, низкая продуктивность и низкое напряжение, игнорирует законы физики. Многие авторы показали, что проводимость очень важна даже в тех случаях, в которых ранее допускалась бесконечная проводимость.

Не-Дарси эффекты и влияние многофазного потока. Стандартное лабораторное испытание на проводимость (Международная Организация по Стандартизации – ISO) проводится с использованием 2% хлористого кальция со скоростью закачки порядка ½ чайной ложки в минуту. К сожалению, эти условия не учитывают воздействие многофазного потока и не-Дарси эффектов. Многие специалисты считают, что в высокодебитных скважинах на нормальных глубинах, при нормальной температуре и давлении необходимо учитывать это воздействие. Однако специалисты должны признать, что хотя скважины Каньон Сэнда малодебитные (100-400 тыс. куб. футов), низкое пластовое давление (1200-1500 фунтов на кВ. дюйм) и низкая температура (165°F), но создаются очень высокие скорости флюида в трещинах гидроразрыва в результате расширения газа. На самом деле, 400 тыс. куб. футов, оцененные в предполагаемых забойных условиях, создадут такой же объемный расход, как и более продуктивная скважина, производящая 1,2 млн. куб. футов 4500 фунтов на кВ. дюйм коллектора при температуре 200°F.

Кроме того, поскольку скважины Каньон Сэнда обычно производят 1-2 барреля в сутки конденсата и 20-30 баррелей в сутки воды, то воздействие многофазного потока значительно. Лабораторные анализы и моделирование позволяют предположить, что воздействие многофазного потока и не-Дарси эффектов в проппантовой упаковке уменьшает эффективную проводимость для типичного заканчивания на месторождении Каньон Сэнд на более чем 75% с дальнейшим уменьшением после учета повреждений от геля, цикла напряжений и других фактических условий.

Уменьшенная концентрация пропанта. Стандартное ISO испытание проводится с концентрацией пропанта 2 фунта на кВ. фут. Однако моделирование гидроразрыва позволяет предположить, что фактическая концентрация проппанта, полученная в гидроразрывах Каньон Сэнда, ближе к 0,4 фунта на массу/кВ. фут. Такая более низкая концентрация проппанта создает некоторые осложнения с проводимостью. Во-первых, она уменьшает ширину разрыва трещины и ламинарную проводимость проппантовой забивки на 80% (с 2 до 0,4 фунтов на массу/кВ. фут). Однако такое пятикратное уменьшение ширины также требует 500% увеличения скорости флюида. Поскольку воздействие не-Дарси эффектов соотносится с квадратом величины скорости, то 500% увеличение скорости увеличит потери давления от не-Дарси эффектов на 2500%. Узкие трещины гидроразрыва сильнее повреждены вдавливанию проппанта, циклам напряжения и влиянию фильтрационной


коркой. Следовательно, эти узкие трещины создают только малую долю проводимости, разрекламированной поставщиками.

Повреждение от геля/очистка. Как правило, признается, что когда гель закачивается на этапе подушки и/или при операции гидроразрыва, некоторое повреждение от геля неизбежно. Однако исследования показали, что тип и размер проппанта влияют на объем повреждения от геля. Повреждение может быть вызвано остаточным гелем, находящимся в центре набивки, или коркой, отложившейся на поверхностях трещины гидроразрыва а затем выдавленной в проппантную набивку на смыкании. Очевидно, что более мелкий и более угловатый проппант не прочищает так хорошо, как более крупный, сферический, одноразмерный проппант. Стандартный песок Бреди 20/40 имеет размер частицы порядка 600 µм и относительно угловат. Белый песок 20/40, хотя и похожий на песок 20/40 Брэди, более скруглен, чем песок Бреди. Как правило, частицы песка, покрытые смолой, имеют более сферическую форму, чем непокрытые частицы с несколько большим средним диаметром. Обычно облегченый проппант имеет средний диаметр частиц 650 µм, частицы сферичны по форме и более единообразны по размеру.

Помимо необходимости очистки от геля месторождения Каньон Сэнд есть еще и низкое давление в коллекторе. В ГРП применяются неньютоновские гели с пределом текучести или пороговым давлением, которое вызывает течение жидкости. Учитывая небольшой приток «энергии» в песок Каньона, авторы обеспокоены тем, что часть разрыва, находящаяся далеко от ствола, может не очиститься в нормальных условиях при низкой проводимости трещин.

Результаты моделирования. Хотя существует несколько подходов к увеличению проводимости трещин гидроразрыва, самый простой метод оценки в полевых условиях – это использование более хорошего проппанта. Другие методы (например, замена жидкости, применение деэмульгаторов или увеличение концентрации проппанта) могут одновременно влиять и на геометрию трещины, в результате чего трудно определить, что стимулировало добычу газа, проводимость или другие изменения. Моделирование проводилось для того, чтобы спрогнозировать результаты улучшения проппанта с песка Брэди до уровня других проппантов: Белый песок 20/40, высококачественный песок 20/40 с частицами, покрытыми смолой, и облегченный пропант 20/40.

Хотя рассматривались все проппанты, и предполагалось, что каждое улучшение увеличит добычу, но улучшение до облегченного пропанта 20/40 дало наибольший эффект, т.е. добыча газа увеличилась больше, чем на 25% только в течение первого года.

результаты полевого испытанияАнализ необработанных данных. В течение первых 90 дней добычи стало очевидно, что скважины, прошедшие обработку облегченным керамическим проппантом, производили в среднем гораздо больше газа, чем скважины, прошедшие обработку песком Брэди. Фактически средняя добыча (на 1 скважину) по скважинам, прошедшим обработку керамическим проппантом во время первых шести месяцев, была на 60-80 тыс. куб. футов в сутки больше, чем по скважинам, прошедшим обработку песком Брэди (Рис.1), где дебит увеличился на 20-30%. Это преимущество стабилизировалось через 90 дней на уровне примерно 10% дополнительной добычи. После года эксплуатации скважины, прошедшие обработку песком Брэди, увеличили добычу в среднем на более 6 млн. куб. футов дополнительной добычи на 1 скважину или на 12%.

Операторы пользуются многими показателями, чтобы сравнить скважины. Один из них это подсчитать начальный дебит за первые 30 дней для каждого набора скважин. Пользуясь этой оценкой можно сказать, что средняя начальная добыча в скважинах, прошедшим обработку керамическим проппантом, составила примерно 320 тыс. куб. футов в сутки, что на 25% больше, чем начальная добыча примерно 250 тыс. куб. футов в сутки для скважин, прошедших обработку песком Брэди. Если сравнить начальную добычу для всех 21 скважины, то очевидно, что скважины, прошедшим обработку керамическим проппантом, превосходят по добыче скважины, прошедшие обработку песком Брэди, с большим опережением несмотря на низкое качество коллектора и небольшую насыщенную толщину.

Еще один часто применяемый метод – это расчетный максимальный коэффициент извлечения газа (КИГ). Как правило, КИГ газовой скважины определяется анализом кривой падения фактической добычи. Для скважин месторождения Каньон Сэнд средняя добыча на каждый набор скважин совпадала с гиперболической кривой падения. Интересно, что скорость падения обеих кривых добычи в основном одинакова.

То, что дебит первоначальной добычи выше для скважин, прошедших обработку облеченным керамическим проппантом, при этом обе группы имеют одинаковую скорость падения, позволяет предположить, что дополнительная добыча это скорее не результат увеличения дебита, а результат возросшего объема дренирвания. На самом деле, если кривые падения спрогнозированы на 30 лет, то скважины, прошедшие обработку керамическим проппантом, будут давать дополнительно 30 млн. куб. футов на скважину (8%) несмотря на более низкое качество коллектора. Если кривые падения спрогнозированы до экономического предела 10 тыс. куб. футов, то скважины, прошедшие обработку керамическим проппантом, будут давать дополнительно 125 млн. куб. футов (16%) на скважину, хотя для того, чтобы достигнуть этот уровень, нужно больше 100 лет. JPT


За последнее десятилетие объем работ по гидроразрыву пласта с жидкостью на водной основе увеличился, особенно с появлением сланцевого газа. Горизонтальные скважины стали стандартными, до 1 млн. галлонов воды закачивается за 6-9 этапов ГРП на 1 скважину. Задача этих работ – создать максимальный контакт с коллектором. Для сокращения затрат объем добавок был сокращен до минимума. В связи с охраной окружающей среды и экономией свежей воды остающаяся и подтоварная вода собираются и используются для последующих ГРП. Полная работа представляет методы водной обработки и дает оценку эффективности добавок, применяемых при ГРП на водной основе в глинистых коллекторах.

ВведениеКоличество ГРП на водной основе увеличилось в связи с ростом цен на природный газ и накоплением опыта ГРП с дешевыми жидкостями. ГРП на водной основе проводились в низкопроницаемых и больших толщинах, для получения достаточных полудлин трещин они требовали больших объемов воды. До проведения ГРП в глинистой породе Барнетт на севере Техаса в 1997 году ГРП проводились на сшитом полимерном геле и с большими объемами проппанта. Сложности с очисткой скважин и низкой доходностью сделали многие скважины неэкономичными. Некоторые скважины рвались на водной основе без пропанта. Начальная добыча после этого была выше, но быстро падала. В конечном итоге был разработан высокодебитный ГРП на водной основе с различными добавками. Возникает вопрос, как различные добавки ведут себя в глинистой породе и как определить, какие добавки необходимы, особенно с учетом того, что большая часть ГРП в настоящее время проводится с использованием подтоварной воды и/или остатков воды после предыдущих ГРП.

Оборотное водоснабжениеВода может повторно использоваться и за счет этого компенсировать объем, используемый в ГРП на водной основе. На сегодняшний день были и есть проблемы, связанные с получением достаточного объема воды у городских властей или утилизацией подтоварной воды. Если есть возможность повторно использовать воду, то это экономит средства и решает экологические проблемы с утилизацией. Затраты на утилизацию могут возрасти до 11 долларов за 1 баррель. С появлением горизонтальных скважин с несколькими этапами ГРП технология требует до 10000 баррелей в сутки, а весь процесс до 100000 баррелей воды в сутки. При этом поверхностные воды могут содержать глину, песок/ил, железо, сульфаты и бактерии. Подтоварная вода и оборотная вода для ГРП может содержать различные загрязняющие вещества.

Наличие многих возможных загрязняющих веществ может влиять на эффективность добавок к жидкости ГРП. Например, ПАВы и стабилизаторы глины могут абсорбироваться на коллоидных частицах. Наличие мехпримесей, остаточного геля и бактерий также может влиять на проницаемость пласта.

Критическая оценка добавок, используемых в ГРП с жидкостью на основе соленой воды при гидроразрывах в глинах

ГидрОразрыВ пласта

Настоящая статья, написанная заместителем редактора по технологиям Карен Байби, содержит основные положения из работы 119900 SPE «Критические оценки присадок, используемых в ГРП с реагентом на основе воды» П. Кауфмана (SPE), Г.С. Пенни (SPE, CESI Chemical), и Д. Пактинат (SPE, Universal Well Services), первоначально подготовленной для Ежегодной Технической Конференции и выставки Общества инженеров-нефтяников в 2008 году в Форт-Уорт , Техас, проводившейся 16-18 ноября. Настоящая работа не пересматривалась.

Рис. 1—Сравнение понизителей трения через 60 секунд после закачки в контур потока


Обычно глинистая вода в избытке имеет в своем составе барий и стронций, которым нельзя осаждаться, т.к. они образуют естественный радиоактивный материал. Вода может повторно использоваться, особенно если есть стандарты, которые позволяют анализировать качество воды перед повторным использованием. При высоком содержании соль создает осложнения. В этом случае соленая вода по мере необходимости разводится «чистой водой» до необходимого уровня стандарта.

С недавнего времени государственные учреждения

в штатах Нью-Йорк и Пенсильвания начали применять принудительные меры для регулирования использования воды в ГРП. Регулирование такого рода создает ограничения для разных материалов, содержащихся в добавках и воде, закачиваемой в глинистые коллекторы.

добавкиПонизители трения. С успехом ГРП на водной основе, особенно в глинистой породе Барнетт, возросла популярность понизителей трения. Понизители трения используются для того, чтобы уменьшить потери давления от трения, создавая условия для создания более высокого давления тем же количеством насосов. Обычные понизители трения представляют собой полиакриламид на основе 0,25 галлонов понизителя трения на 1000 галлонов (gpt - glutamic-pyruvic transaminase) воды к 1 gpt воды. Существует три типа полиакриламидных понизителей трения: анионовые, катионовые и неионные. Химическое и тепловое разложение полимера уменьшает его эффективность.

Понизители трения могут вызвать повреждение пласта и потребовать использование брейкеров. Некоторые брейкеры и замедлители снижают трение в НКТ, где оно наиболее сильно. Даже низкая концентрация 0,25 gpt в воде дает 250 галлонов потенциально поврежденного полимера. После прохождения перфорационных отверстий брейкер разрушает полимер, чтобы уменьшить повреждение и улучшить обратный выход полимера при освоении. При исследовании брекеров, разрушающих продукты окисления, на полиакриламидном понизителе давления на основе пресной воды и соляного раствора, использовавшемся в ГРП на водной основе, все опробованные брейкеры работали при температуре 180°F. Результаты были получены с использованием методики, называемой «отсечение на основе молекулярного веса», и они показывают, что персульфатные брейкеры лучше всего работали при температуре 180°F и были эффективны при 1000F при концентрациях 5 и 10 фунтов на 1000 галлонов воды. Данные, полученные после гидравлического стенда замкнутого типа, не показали разложение полимера при концентрации персульфата 1 галлон на 1000 галлонов воды при температуре 105°F, брейкер также не оказал отрицательного воздействия на гидратацию полимера.

Понизитель трения нужно выбирать с большой осторожностью. На Рис. 1 приведен перечень предлагаемых в продаже понизителей трения. Шесть понизителей трения были предоставлены для независимой оценки крупной компанией-оператором. Расход составлял 5 галлонов в минуту через НКТ длиной 50 футов с внешним диаметром 0,5 дюйма и внутренним диаметром 0,402 дюйма. Общий объем с емкостью составлял 5 галлонов. Напорные отверстия находились на расстоянии 10 футов друг от друга, концентрация понизителя трения составляла 0,25 галлонов на 1000 галлонов свежей воды с 2 весовыми процентами хлорида калия (KCl). Полимеры смешивались с водой с разной скоростью. За 20 секунд уменьшение давления от самого низкого до самого высокого значения составило примерно 50%. За 20 секунд полимер дважды пошел через цикл. За 10 минут (Рис. 2) (600 секунд) 60 раз проходит через винтовой насос. Разница между самым низким и самым высоким значением составляет около 20%.

Биоциды. Биоциды используются в соляных водных растворах для предотвращения роста бактерий и могут изменить такие физические характеристики флюидов, как вязкость, за счет разрушения полимера. Разложение полимера может быть вызвано свободными радикалами из кислорода. Следовательно, потенциально существует вопрос совместимости с поглотителем кислорода или биоцидом. Совместимость биоцида с другими реагентами такими, как ингибиторы коррозии, ингибиторы отложений, полимеры и другие жидкости для обработки, очень важна. Для биоцида важны такие качества, как безопасность, экономичность, совместимость с другими жидкостями или добавками и простота обращения. Бактерии в скважине могут создать другие проблемы. Это образование кислоты (кислотообразующие бактерии), сульфатредуцирующие бактерии и образование углекислого газа и кислорода.

Рис. 2—Сравнение понизителей трения через 10 минут после закачки в контур потока


Типичные биоциды – это четвертичные амины, глутаральдегид и тетра-кисгидроксилметилфосфонит сульфат. Новичок на месторождениях – тетрагидро 3, 5-диметил-1, 2, 5-тиазинан-2-тион, этот биоцид не взаимодействует с понизителем трения, очень эффективен для уничтожения кислотообразующих бактерий и считается биоцидом широкого спектра. Помимо всего прочего это долго действующий уничтожающий биоцид, совместимый с поглотителем кислорода.

Даже если биоцид эффективен для уничтожения, нужно провести испытание, чтобы определить совместимость биоцида с понизителем трения. Повторное использование воды после ГРП вызывает особое опасение из-за наличия бактерий в подтоварной воде. Эти бактерии могут нападать на полимер и уменьшать его эффективность. Для емкости с жидкостью ГРП рекомендуется зарегистрированный биоцид.

Ингибиторы отложений. Сулфат кальция и сульфат карбоната и бария могут создать сложности с отложениями, если их концентрация достаточно велика, перепад давления достаточно высок и температура достаточно низка. После проведения в скважине ГРП, вода растворяет минералы в глине, и, если условия для этого благоприятные, то могут образоваться отложения. Если используется подтоварная вода, то проблема еще сложнее. Растворенные соли потенциально могут вызвать отложение. Жидкость в обратном потоке много раз разводится свежей водой, чтобы получить желаемый уровень солей, т.е. как в тех солях, которые содержат барий и стронций.

Чаще всего под рукой такие ингибиторы отложений, как соли фосфиновой и органофосфиновой кислоты, которые считаются анионоактивными. Это может создать несовместимость с такими присадками, как понизители трения и стабилизаторы неустойчивых глин. Были предприняты попытки для решения этой проблемы. Соли органофосфиновой кислоты могут вступать в реакцию с хлоридом кальция, преобразуя его в нерастворимый, для того, чтобы успешно прокачать его от устья до пласта. Нерастворимый материал может быть встроен в матрицу проппанта.

Проппанты. Объем проппантов, используемых с жидкостями на водной основе, относительно невелик по сравнению с типичными проппантами. Выбор проппанта имеет решающее значение для использования жидкости на водной основе. В случае применения очень больших объемов воды (более 5 млн. галлонов), размещение проппанта может вызвать осложнение. После исследования размещения проппанта при ГРП на водной основе стало очевидно, что в легком пропанте 20/40 меш с удельной плотностью 1,24 в 9,4 фунтов на галлон соляного водноо раствора осаждения проппанта не было. Что касается размещения проппанта, то при планировании ГРП нужно учитывать несколько факторов – это удельная плотность жидкости и проппанта, скорость потока и вязкость жидкости.

Размер песчаного проппанта с удельной плотностью порядка 2,6 должен быть довольно мал, чтобы работать в ГРП на основе воды. Чем меньше размер проппанта, тем больше перенос, допуская, что все остальные параметры такие же. Чем выше удельная плотность, тем короче перенос, допуская, что размер такой же.

Нужно учитывать, что между прочностью и удельной плотностью должно быть некое равновесие. Песок обычно имеет удельную плотность около 2,6, а керамика около 2,7. Недавно на рынке появились суперлегкие пропанты, они представляют собой химически обработанную скорлупу грецкого ореха с полимерным покрытием удельной плотностью 1,25. Однако для этого материала существуют ограничения, он используется до напряжения смыкания 5000 psi при температуре 200°F. Новое поколение проппанта имеет удельную плотность 1,05, т.е. он плавает на поверхности соленой воды, таким образом обеспечивая дальнейшее проникновение в трещину. Этот проппант использовался в глине Барнетт. Опять-таки существуют ограничения в использовании этого материала – максимальное напряжение смыкания 7000 psi и максимальная температура 225°F. Он используется, если нужен неполный монослой.

Еще одна из последних модификаций проппанта – суперлегкий керамический проппант 40/80 меш, который по удельной плотности и величине меш был специально разработан для применения с жидкостью на основе соленой воды. Он имеет прочность на дробление 2% измельченности при усилии 7500 psi и удельную прочность 2,55, закругленность и сферичность около 0,8. Этот проппант имеет проводимость, вдвое превышающую проводимость покрытого полимером песка и белого песка.

Стабилизаторы глины. Всегда неясно, нужно ли добавлять стабилизатор глины в воду, закачиваемую в глинистую породу. Анализ глинистой породы на северо-востоке США показал, что в породе избыток глины. Больше всего отмечается иллит и кварц. Самый стандартный метод стабилизации глины – это добавка KCL, как правило, 2 весовых процента KCL. Многие испытания скважин на приток и оценки времени капиллярного всасывания показывают, что 2 весовых процента KCL имеют незначительное воздействие на разбухающую глину. Исследования показывают, что 4 весовых процента KCL зачастую лучше, но это дорого. JPT


В полной работе сравниваются положительные стороны, слабости и пределы моделирования ГРП, анализа падения добычи (PDA), анализа давления на неустановившемся режиме (PTA) и цифрового моделирования коллектора при оценке эффективной длины трещины гидроразрыва и её проводимости. В работе также дается оценка того, как сложные эффекты (в трещине ГРП), связанные с не-Дарси эффектом, многофазным потоком и сложной геометрией потока в трещине, влияют на результаты разных методик. В работе приводятся данные о значительной разнице «эффективной» длины трещины гидроразрыва, которая получается в результате применения каждой из этих методик.

ВведениеНадежные оценки длины трещины гидроразрыва (т.е. созданной, закрепленной или заполненной проппантом, и продуктивной или эффективной), необходимы для изменений дизайна при последующих обработках для оптимизации итоговой производительности скважин, на которых был сделан ГРП, особенно в низко проницаемых коллекторах. Созданная длина трещины гидроразрыва – это длина, увеличивающаяся во время ГРП, а закрепленная длина - это длина, поддерживаемая проппантом после закрытия трещины. Эффективная или продуктивная длина – это длина, которая открыта или способствует добыче углеводорода после обработки. Увеличение эффективной длины трещины гидроразрыва обычно означает увеличение добычи.

Неправильные оценки эффективной длины трещины разрыва могут привести к добыче газа, меньше оптимальной, и часто требуют таких модификаций дизайна ГРП, которые не дают улучшения продуктивности скважины. Известно, что длины трещины гидроразрыва, определенные по моделированию гидроразрыва, анализу данных по добыче, анализу давления на неустановившемся режиме и цифрового моделирования, не согласуются с длинами трещины гидроразрыва, полученными в результате картирования трещины.

Методы оценки созданной, закрепленной и эффективной длины трещины гидроразрыва

ГидроразрыВ пласта

Настоящая статья, написанная заместителем редактора по технологиям Карен Байби, содержит основные положения из работы IPTC 12147 «Resolving созданная, закрепленная и эффективная длина трещины гидроразрыва» С.Л.Сиполла (SPE), Е.П. Лолона (SPE) и М.Д. Майхофера (SPE, Pinnacle Technologies), первоначально подготовленной для Международной Технической Конференции в Куала, проводившейся 21-24 декабря 2008 года. Настоящая работа не пересматривалась.

Материалы конференции защищены законом об охране интеллектуальной собственности. Воспроизводится по разрешению.

Uncalibrated-ModelNet-Pressure Match

Time, minutes

Observed Net (psi)Proppant Conc, Surf

Net Pressure (psi)Slurry Rate

80.0 96.0 112.0 128.0 144.0 160.0 0

600

1200

1800

2400

3000 50.00

0

600

1200

1800

2400

3000 100.0

40.00 80.0

30.00 60.0

20.00 40.0

10.00 20.0

0.00 0.0

Рис. 1—Адаптация исторических данных по эффективному давлению.


Методики для определения свойств трещины гидроразрываМоделирование ГРП. Моделирование ГРП (т.е. анализ эффективного давления) может дать информацию о длине трщины, высоте, ширине и проводимости. Размеры трещины и проводимость могут быть оценены из моделирования ГРП путем адаптации данных о эффективном давлении в ходе ГРП (давление гидроразрыва минус минимальное напряжение горной породы или давление смыкания). Ограничение этой методики в том, что она дает неоднозначные решения, может быть ненадежна, если она не выверена, и требует обширной информации о горной породе и напряжении.

Адаптация исторических данных о эффективном давлении может быть сделана за счет добавления новых физических характеристик в модели гидроразрыва. При условии правильных допущений и физических свойств, полученная геометрия гидроразрыва может быть более надежной, однако геометрия, полученная в

результате адаптации данных об эффективном давлении, не всегда согласуется с напрямую замеренной геометрией.

PDA. PDA может проводиться для определения характеристик коллектора, эффективности заканчивания и геологических запасов углеводорода. Традиционные анализы кривой падения – это сильная альтернатива для оценки производительности скважины без её остановки. В отличие от анализа давления на неустановившемся режиме, кривые падения не полагаются на определение характерных режимов потока для этого анализа. В результате далеко не всегда можно получить полудлину трещины гидроразрыва, тем более, если используются данные о добыче низкого качества.

Другие методики анализа добычи рассматривают данные о добыче как исследование скважины с последовательным понижением уровня. Соответственно, эти методики используют теорию неустановившегося режима с переменным дебитом и функции построения суперпозиции для анализа данных по добыче. В отличие от традиционных методик анализа кривой падения эти методики позволяют определить конкретные режимы потока. Тем не менее, характеристики трещины не могут быть количественно определены без оценки проницаемости коллектора.

Важность успешного применения анализа кривой падения напрямую связана с частотой и качеством данных по добыче из скважины. Преимущество этой методики в том, что остановки скважины не нужны, данные по добыче имеются в наличии, и можно быстро провести анализ.

PTA. Исследование давления на неустановившемся режиме – это эффективный метод оценки эффективности стимулирования скважин, на которых проведен ГРП. Тем не менее, для расчета характеристик трещины, особенно в низко проницаемых коллекторах, требуется знание проницаемости коллектора по гидродинамическим испытаниям до гидроразрыва или из какого-либо независимого источника. Если скважина закрыта на довольно продолжительное время, чтобы достигнуть периода псевдорадиального потока, то проницаемость коллектора может быть определена по кривой восстановления давления (КВД) после ГРП. К сожалению скважины, в случае газонасыщенного низкопроницаемого коллектора, требуют продолжительного времени остановки, чтобы получить псевдорадиальный поток. Данные, необходимые для характеристики скважин, на которых проведен ГРП, могут потребовать продолжительного времени восстановления давления, и чувствительность восстановления давления может быть искажена на раннем этапе за эффекта ствола скважины и суперпозицией на последнем этапе.

Рис. 2—Профиль гидроразрыва.


Анализ КВД считается наиболее надежным методом для определения эффективной длины трещины ГРП. К сожалению, при использовании разных моделей анализа (т.е. билинейной, линейной или псевдорадиальной) в результатах появляются различия. Использование данных гидродинамического испытания для оценки производительности скважины может дать независимую оценку длины трещины гидрразрыва и проводимости. Относительная или безразмерная проводимость трещины (отношение проводимости трещины к проницаемости коллектора) может быть оценена с помощью анализа КВД после ГРП.

Цифровое моделирование пласта. Подгонка под исторические данные при моделировании коллектора полезна для определении эффективной длины трещины гидроразрыва. Проблема однозначности, свойственная имитационной модели адаптации исторических данных, минимизируется, если вы пытаетесь подогнать все данные испытания, полученные как на скважине, так и в ходе добычи со скважины. Цифровое моделирование пласта – это прекрасная методика для одновременной оценки проводимости трещины, границ коллектора, эффекта многофазного потока, не-Дарси эффектов и многопластовых систем.

примерыМесторождение Долина Тэйлора Коттона. Программа ГРП на этом месторождении включала разные типы обработок, включая ГРП на воде и на линейном геле, при глубине пласта около 11500 футов. Детальный анализ добычи проводился для оценки производительности скважины вместе с замерами геометрии трещины гидроразрыва, полученными в результате картирования трещины с использованием микросейсмики и подтвержденными моделированием ГРП и прямыми данными добычи, которые позволяют понять, которые позволяют как бы «изнутри» взглянуть на эффективную длину гидроразрыва.

Картирование трещины микросейсмикой показало большую длину созданных трещин. Быстрый отклик в скважинах, расположенных на больших расстояниях вдоль направления ориентации гидроразрыва, можно считать неоспоримым доказательством большой длины трещины после ГРП. Это означало, что есть некоторое выделенное направление трещин гидроразрыва, которое прослеживается на большом расстоянии, и на протяжении этого расстояния трещины перекрывают друг друга и соединяют скважины. Моделирование добычи показало, что проницаемость, связанная с этими длинными гидравлическими трещинами (перпендикулярно к трещине), в среднем очень низкая. Низкая проницаемость и большие длинны трещин создают дренажные участки эллипсообразной формы, это необходимо учитывать в стратегии разработки и в расстановке скважин.

Оценка операции гидроразрыва должна всегда проводиться вместе с оценкой коллектора/добычи. Объединение всех результатов разных методик (в данном случае картирования трещины, моделирования гидроразрыва и анализа добычи) очень важно для оптимизации гидроразрыва и для стратегии разработки месторождения и размещения скважин. Моделирование добычи само по себе может быть неоднозначно, если проницаемость коллектора определена плохо.

Причина такого неоднозначного поведения в том, что данные в начале исследования примерно одинаково подвержены влиянию очистки жидкости гидроразрыва и того факта, что длина трещины, её проводимость и проницаемость влияют на поведение скважины примерно одинаково, и поэтому по фактическим полевым данным, которые обычно доступны, невозможно четко разделить параметры трещины с помощью данных о ежедневных дебитах и давлениях.

С использованием длины трещины гидроразрыва около 1500 футов из адаптированной модели гидроразрыва, данные о добыче были адаптированы с очень низкой проницаемостью 0,0005 милиДарси. Для адаптации к кривой падения добычи на позднем режиме течения использовалась площадь дренирования только 11 акров. Следует отметить, что эта площадь дренирования не определяется существующими геологическими границами коллектора, а является границей «постоянного давления», как результат очень низкой проницаемости. Этот подход ограниченной площади дренирования при моделировании единичной скважины не полно отражает предложенный сценарий, но он может эффективно описать быстрое снижение по данным добычи. Дополнительные работы по моделированию коллектора показали неоднозначность в том случае, если эффективная длина трещины гидроразрыва неизвестна.

Во многих случаях фактическая длина трещины гидроразрыва не замерена, и адаптация модели гидроразрыва по эффективному давлению - основной метод для оценки длины трещины, как закрепленной, так и созданной. Однако подгонка по эффективному давлению может быть неоднозначной и зависит от допущений, принимаемых при анализе.

Результаты моделирования гидроразрыва обращают внимание на тот факт, что во многих случаях значительные различия в геометрии трещины могут появиться, когда неизвестна физика распространения трещины гидроразрыва. В данном примере длина трещины 525 фута была оценена с допущением сложного роста трещины по сравнению с фактической длиной около 1500 футов. Если геометрию гидроразрыва можно определить по такому независимому измерению, как картирование микросейсмикой, то модель гидроразрыва может быть проверена применением соответствующих аппроксимаций физических характеристик, которые регулируют рост гидроразрыва в данной геологической среде.

Эффективная длина трещины гидроразрыва и проводимость могут быть оценены с помощью анализа добычи, но анализ добычи тоже имеет недостатки в связи с неоднозначными решениями, когда нет


достаточного объема данных. Результаты этого анализа хорошо совпадают с данными добычи, при проницаемости коллектора 0,001 милидарси, полудлине трещины 1230 футов и проводимости 100 милидарси-футов. Однако хорошее совпадение с данными добычи может быть достигнуто с проницаемостью коллектора 0,004 милидарси, полудлиной трещины 535 футов и проводимостью 100 милидарси-футов. Анализ добычи показывает неопределенность, которая может возникнуть, когда проницаемость коллектора неизвестна, что вполне характерно для коллекторов плотного газа.

Пласт Каньон. Пласт Каньон месторождения Озона на западе Техаса представляет собой глубоководное турбидитное отложение, характеризующееся многочисленными газонасыщенными пачками с проницаемостью от менее 0,001 милиДарси до более 0,1 милиДарси. Типичные заканчивания требуют проведение гидроразрыва жидкостями на основе воды, содержащими 50000-250000 фунтов песка 20/40 для получения экономичных дебитов.

В скважине ОС-1 перфорация проведена в интервале от 6240 до 6275 футов. Скважина была пробурена на расстоянии 80 акров, и для замера первоначального давления в коллекторе и проницаемости было проведено гидродинамическое испытание до гидроразрыва. Скважина была просвабирована потом 7 дней работала с дебитом 100 тыс. куб. футов/сутки и устьевом давлении 15 psi. В скважине были установлены кварцевые манометры, а для минимизирования влияния ствола скважины в НКТ на уровне забоя была установлена заглушка. Логарифмический диагностический график после 7 суток восстановления давления показал проницаемость 0,055 милидарси (42 фута насыщенной толщины) и давление в коллекторе 2550 psi (изначальное давление в коллекторе).

В скважине был проведен ГРП сшитым гелем с 30% СО2 и песком Оттава 20/40 в обсадной колонне 4 ½ дюйма. Диагностический тест был проведен с использованием воды с 2% хлоридом калия перед проппантным ГРП, диагностика показала напряжение смыкания 0,67 psi/ft. На первых этапах закачки было зафиксировано избыточное эффективное давление 650 psi, хотя закачивался только небольшой объем слабовязкой жидкости. Высокое эффективное давление было показателем сложного гидроразрыва.

Данные о эффективном давлении адаптировали по истории для оценки геометрии гидроразрыва, на Рис.1 показаны результаты. На рисунке показано, что замеренное эффетивно давлении менялось от 1200 до 1800 psi. Адаптация под высокий уровень эффективного давления делалась с помощью допущения того, что многочисленные трещины гидроразрыва распространялись, «моделируя» сложный гидроразрыв. Спрогнозированная геометрия гидроразрыва показана на рис. 2, с указанием того, что 210 футов длины трещины заполнены проппантом с концентрацией 1 фунт на массу на кВ. фут. Следует подчеркнуть, что высокий уровень эффективного давления может появиться в результате многих явлений, и допущение многих гидроразрывов – это не однозначное решение. Следовательно, геометрию гидроразрыва необходимо проверить, чтобы убедиться в том, что модель надежная.

Скважина ОС-1 работала 60 суток затем была остановлена на устье на 14 дней для восстановления давления. Средний дебит перед восстановления давления составлял 450 тыс. куб. футов в сутки при устьевом давлении 550 psi. Расчетная длина трещины составляла 180 футов, но проводимость была очень низкой (FcD=1,8). Низкая проводимость трещины не предполагалась на основании результатов моделирования гидроразрыва, которые продемонстрировали хорошее размещение проппанта более чем 1 фунта на массу на фут кВ. Замеренное значение FcD свидетельствует о 98% повреждения проппантной упаковки или только о 2% восстановленной проводимости. Следовательно, можно сказать, что повреждение от жидкости гидроразрыва избыточное, очистка проходила медленнее, чем предполагалось, или размещение проппанта было хуже, чем прогнозировалось моделью гидроразрыва. Предполагалось, что жидкость, насыщенная СО2, улучшит очистку. Понимание причины плохой проводимости гидроразрыва очень важно для улучшения дизайна будущего ГРП.

Второй замер восстановления давления после ГРП проводился через 3 года добычи. За 3 года дебит упал с 500 до 100 тыс. куб. футов в сутки. Анализ показывает полудлину трещины 220 футов (аналогично первому испытанию), но теперь показывает хорошую проводимость трещины гидроразрыва. Результаты второго замера восстановления давления подтверждают оценки моделирования гидроразрыва, как по длине, так и по проводимости. Следовательно, очистка трещины должна быть медленнее, чем ожидалось, без проблем с размещением проппанта. JPT


В Мекиканском заливе увеличилось количество скважин, пробуренных на глубину более 20000 футов. В связи с высоким градиентом давления гидроразрыва и трением стандартная жидкость для гидроразрыва с удельной плотностью 1,0-1,04 потребует давления на устье при ГРП более 15000 psi, которое превышает предел давления для выкидных линий. Для решения этой проблемы была разработана боратовая загущенная высокоплотная жидкость для гидроразрыва с удельной плотностью до 1,38. Эта жидкость уменьшает давление обработки на устье, требующееся для получения соответствующего давления гидроразрыва пласта на забое.

ВведениеМесторождение Таити находится в Мексиканском заливе, где глубина моря от 4000 до 4300 футов. Разведочная скважина была пробурена в 2002 году. Глубина скважины составила более 28000 футов. Первоначальная оценка показала наличие нефтенасыщенной толщины примерно 400 футов в высококачественном песчанике. Последующее оценочное бурение через 2 года подтвердило размер месторождения Таити и его статус, как одного из наиболее значительных из когда-либо открытых в Мексиканском заливе. Разведочная скважина была возвращена в эксплуатацию в 2004 году, и были проведены гидродинамические испытания скважины для подтверждения динамическими данными коллекторских свойств.

Для испытаний продуктивных возможностей скважины было запланировано проведение ГРП в пластах Миоцена М21А и М21В. Мощность пласта М21 А в среднем составляет от 60 до 80 футов, а М21В – от 120 до 150 футов. Проницаемость находится в диапазоне 600-800 милиДарси. Было решено закончить оба интервала одним проппантным ГРП с высоким расходом. На то время это было самое глубокое успешное гидродинамическое испытание и заканчивание ГРП с применением проппанта на глубине более 25800 футов из когда-либо проведенных в Мексиканском заливе. Жидкость ГРП была основным элементом успешного проведения гидродинамического испытания на Таити. Результаты испытания привели к разработке месторождения Таити, которое началось в феврале 2006 года.

При планировании гидродинамического испытания на Таити было несколько факторов, которые повлияли на решение разработать жидкость ГРП, которая будет минимизировать давление обработки на устье и позволит закачать проппант под давлением ниже предела в 14000 psi. Неопределенность, связанная с градиентами ГРП в нефтенасыщенной толщине Миоцена, и необходимой скоростью обработки вместе с большими потерями от трения в , привела к желанию найти такую жидкость ГРП, которая бы обеспечила

Разработка и применение жидкости ГРП высокой плотности для глубоководных гидроразрывов

Гидроразрыв пласта

Настоящая статья, написанная заместителем редактора по технологиям Карен Байби, содержит основные положения из работы 116007 SPE «Разработка и применение высокоплотного ГРП флюида на глубоководье Мексикансого залива» Л.Риваса (SPE), Г. Навайра (SPE), Б. Бурже (SPE, Chevron) и Б. Уолтман (SPE), первоначально подготовленной для Ежегодной Технической Конференции и выставки Общества инженеров-нефтяников в 2008 году в Денвере, проводившейся 21-24 декабря. Настоящая работа не пересматривалась.

Рис. 1—Результаты испытания по восстановлению проницаемости.


закачку проппанта при скорости 40-45 баррелей в минуту, при этом оставаясь в пределах ограничения давления обработки на устье.

Первоначальные оценки градиента ГРП в нефтенасыщенной толщине пласта Миоцена колебались от 0,78 до 0,85 psi/ft. При фактической вертикальной глубине 26000 футов оценка градиента ГРП составила 1800 psi при максимальном отклонении. Поскольку в Миоцене Таити ранее ГРП никогда не проводился, то эффективность флюида ГРП была неизвестна, как и скорость закачки. Расчетное эффективное давление составило от 600 до 1500 psi. Просматривалась тенденция увеличения всех переменных, то, что в Миоцене нельзя было провести ГРП со стандартным флюидом 8,7 фунтов на галлон, чтобы давление на устье в процессе ГРП оставалось в пределах 14000 psi.

разработка флюидаТестирование реологических свойств. Первая серия испытаний флюида оценила чувствительность флюида к сдвигу, происходящему во время закачки при прохождении НКТ. Эти испытания смоделировали сдвиг, который флюид будет испытывать, если он будет закачиваться со скоростью 35 баррелей в минуту с поверхности до перфорационных отверстий (510 сек-1 - 14,7 мин). Обнаружение флюида на переходнике со скоростью 8 баррелей в минуту было смоделировано со скоростью сдвига 127 сек-1 для 52 минут. Перевод переходника был смоделирован остановкой на 5 минут перед до достижении скорости сдвига 510 сек-1. На рис. 1 показана история сдвига и изменение температуры, смоделированные вискозиметром Фанна Модель 50. На рис. 1 показан флюид, восстановленный после сдвига, что не всегда происходит, если боратовые флюиды так продолжительно существуют в условиях сдвига.

Испытание восстановленной проницаемости. Протестированная жидкость ГРП была приготовлена из 11,5 фунтов на галлон бромида натрия как базового флюида. Образцы пластового керна выдерживались при температуре испытания с помощью нагревательной рубашки. Как только образцы керна нагревались до температуры, то модельный раствор пропускался через образцы в направлении добычи со скоростью 5 мл/мин. Поток раствора продолжался, пока перепад давления по образце не становилось постоянным.

На протяжении испытания поддерживалось обжимающее давление 1300 psi на кожухе Хасслера, имитирующее геостатическое,. На стороне сброса образцов керна регулятор обратного давления был установлен на 200 psi. Второй регулятор обратного давления был установлен на 1100 psi на входной стороне образцов керна. Такая ситуация поддерживала максимальный перепад давления на образце керна в 900 psi. Как только перепад давления на образце керна достигал 900 psi, флюид, не проходящий через образец керна, сбрасывался из емкости через регулятор обратного давления на приемную сторону образца.

Для испытания использовались три образца керна месторождения Таити примерно 1,5 дюйма в диаметре. Два образца были поставлены один на другой в кожухе Хасслера, чтобы обеспечить прохождение через образцы линейного потока. Модельный раствор прокачивался через образцы в направлении добычи, и подсчитывалась проницаемость. Затем на два образца был установлен третий для обеспечения прохождения линейного потока. На конце третьего образца был установлен разделитель. Незаполненное пространство, созданное разделителем, позволяло флюиду образовывать фильтровальную корку. Модельный раствор прокачивался через образцы в направлении добычи, и рассчитывалась проницаемость.

Сшитая жидкость ГРП с брейкером проходила через емкость в направлении закачки со скоростью 5мл/мин. за 1 час при перепаде давления 90 psi. Очень быстро жидкость образовывала кору на поверхности образца керна, мешая прохождению потока через образец. Избыточная жидкость, перетекающая через поверхность образца, сбрасывалась из емкости через регулятор обратного давления на входную сторону образца. Затем образцы закрывались, и температура медленно увеличивалась до 180°F. Через 12 часов температура увеличилась до 208°F. Через 48 часов модельный раствор поступал в направлении добычи со скоростью 5 мл/мин. Поток продолжался, пока перепад давления на образцах не оставался постоянным. Затем определялась окончательная проницаемость и рассчитывалась восстановленная проницаемость.

Для дальнейшей оценки восстановленной проницаемости керна в стороне от стенки коллектора первый керн по последовательности нагнетания там, где образовалась фильтровальная корка, удалялся из кожуха Хасслера. Далее модельный раствор через остающиеся два образца поступал в направлении добычи со скоростью 5 мл/мин. Поток продолжался, пока перепад давления на образцах не оставался постоянным. Затем определялась окончательная проницаемость и рассчитывалась восстановленная проницаемость.

Восстановленная проницаемость пачки из трех образцов составляла 52%. После того, как восстановленная проницаемость пачки из трех образцов была определена, первый образец был удален, и была определена восстановленная проницаемость для двух остающихся образцов. Эта восстановленная проницаемость составляла около 84%, указывая на то, что большая часть повреждения была ограничена первым образцом. Эти значения восстановленной проницаемости соответствуют значениям, указанным в специальной литературе по боратовым ГРП жидкостям.

Испытание на совместимость. Образцы собрали при комнатной температуре в соотношении 50:50 и перемешивали в течение 1 минуты. Затем образцы наблюдали в течение 15 минут и через 1 и через 2 часа


проверяли. После смешения цинко-бромидного флюида для заканчивания с расслоившейся жидкостью ГРП, сшитой жидкостью или линейным гелем осадка не наблюдалось.

результаты обработкиНа 17 июля 2008 года было проведено 17 закачек новой жидкости ГРП. Из них 12 проводилось в Мексиканском заливе. Разработка и первое применение жидкости ГРП проводилось на месторождении Таити в 2004 году. Второе было в 2006 году. Последующие обработки проводились на заканчиваниях проекта Таити. Глубина воды составляла от 4000 до 6900 футов, а фактическая глубина по вертикали – от 23000 до 28000 футов. Забойное давление менялось в диапазоне 19000-19800 psi, и температура на забое менялась в диапазоне 229-235°F. Скорость закачки составляла 15-45 баррелей в минуту, при этом закачивалось от 50000 до 490000 фунтов на проппанта за одну обработку.

Применение жидкости ГРП дало много положительных результатов. Самым большим и очевидным преимуществом можно считать меньшее давление обработки на устье. Жидкость ГРП значительно уменьшила давление обработки на устье. Давление на устье уменьшилось с 22 до 39%. Диапазон фактического давления на устье составлял 5700 - 10800 psi. Давление обработки на устье прогнозировалось с точностью 83-99%. Трение ГРП флюида составляло порядка 8-7 фунтов на галлон. Без уменьшения давления обработки на устье эти обработки не могли проводиться в связи с ограничениями на давление на имеющемся устьевом оборудовании и трубах.

Жидкость ГРП сохраняет свои физические свойства в условиях хранения в течение 3 месяцев при температуре 80°F без ущерба для качества. Пользователи добились значительной экономии за счет хранения остатков жидкости и дальнейшего использования в следующей обработке. Технические характеристики хранившейся жидкости были такими же, как характеристики жидкости 8,7 фунтов на галлон, и не показывали каких либо отклонений во время мини ГРП, испытаний закачкой или основного ГРП. Параметры были перепроектированы, модели разрушения проверены и перепроектирована обработка. Кроме того новый флюид ГРП обеспечивает лучшую взвесь прочного проппанта с более высокой удельной плотностью.

технологические показатели скважиныРаботы по освоению проводились после завершения строительства первых четырех скважин. На три из четырех скважин ушло минимум 3 месяца на период между заканчиваниями и вводом в эксплуатацию. Четвертая скважина была немедленно введена в эксплуатацию после работ по заканчиванию.

На основании данных добычи и данных анализа давления на неустановившемся режиме, проведенного на последнем этапе освоения можно сказать, что закачка флюида высокой плотностью в высокопроницаемый песок не имела отрицательных последствий. Кроме того, сравнивая скин-эффект в скважинах, которым была дана возможность осесть до освоения, со скважиной, которая была освоена сразу после заканчивания, можно сказать, что ГРП жидкость, остающаяся в пласте продолжительное время, не нанесла ему повреждения.

Скважина, которая была освоена сразу после заканчивания, показала нормальную скорость освоения (уменьшение обводненности) по сравнению с другими скважинам в Мексиканском заливе с аналогичной проницаемостью. Осмотр после освоения не показал наличия больших объемов эмульсии по причине использования жидкости ГРП. В целом технологические показатели этих скважин были очень хорошими. Показатели скин-эффекта после освоения соответствовали оценкам до заканчивания и диапазону скин-эффекта, наблюдавшемуся в других ГРП заканчиваниях в Мексиканском заливе. В нефти, поступавшей обратно на буровую установку из этих заканчиваний, больших объемов эмульсии не наблюдалось. JPT

В январе 2008 года базовая цена сырой нефти месторождения Мидуэй-Сансет плотностью 13°API составляла около 85 долларов за баррель, а в январе 2009 года – порядка 30 долларов за баррель. В те последние несколько лет, когда цена на нефть росла, многие говорили о том, что ее высокая цена благоприятствует исследовательским работам и, в конечном счете, добыче таких нетрадиционных источников углеводородов, как тяжелая нефть. В период нынешних низких цен слышны противоположные мнения. Многие из тех, кто считали себя экспертами в области добычи нетрадиционных источников углеводородов при высоких ценах, ныне проявляют гораздо меньший энтузиазм.Такой поворот событий напомнил мне о небольшой истории, которая понравилась моим детям. В книге Джона Д. Мута «Дзен в коротких штанишках» маленькие рассказы в духе дзен-буддизма читаются трем детям для того, чтобы они могли разобраться с тем, что с ними происходит в повседневной жизни. В одном из таких рассказов фермер переживает ряд удачных и неудачных событий, в соответствии с чем его друзья и родственники поздравляют его или сочувствуют ему. В ответ на слова «Какая удача (или неудача)» фермер всегда отвечает «Возможно» и продолжает работу. Проще говоря, история учит тому, что удача и неудача всегда идут рядом, и в жизни вы встречаетесь и с тем и с другим, никогда не зная, что произойдет дальше.Если эту историю пересказать для тех, кто имеет отношение к нефтяной промышленности, то наблюдатели и аналитики могут сыграть роли друзей и родственников. Мудрый фермер – это инженер-нефтяник, который знает, что перспектива добычи тяжелой нефти и других нетрадиционных источников углеводородов требует разработки широкого спектра новых технологий. Такой специалист работает с целью обеспечить экономически выгодную добычу. Цена на нефть – это удача, которую невозможно спрогнозировать абсолютно точно. И нетрадиционные источники углеводородов выглядят столь же многообещающими для удовлетворения будущего спроса на энергию в этом году, каким они представлялись в году предыдущем.В кратких обзорах и перечнях материалов для чтения за этот месяц вы найдете статьи, освещающие многие аспекты добычи тяжелых углеводородов. Призабойные электронагреватели по-прежнему привлекают внимание, поскольку они обеспечивают точный направленный нагрев. Микроволны также создают возможность селективного нагрева пласта и вероятного повышения качества работ. Аналогично, внутрипластовое горение сложнее осуществить, чем закачку пара, но оно имеет более широкий диапазон применений, характеризуется потенциально большей энергетической эффективностью и обеспечивает мягкое улучшение качества тяжелых углеводородов. В некоторых из представленных статей описывается применение внутрипластового горения в трещиноватых системах. В других статьях рассказывается о минимизации выбросов углеродсодержащих веществ путем улавливания и закачки углекислого газа в пласт, а также о методах холодной добычи.

Дополнительный материал для чтения по теме «Тяжелая нефть»

на сайте OnePetro: www.onepetro.org

IPTC 12536 • «Гравитационный дренаж тяжелой нефти с помощью микроволн», Берна Хаскакир, Ближневосточный технический университет и др.

SPE 117327 • «Увеличение добычи тяжелой нефти способом заводнения», Бредли Брайс, SPE, компания BP и др.

SPE 118226 • «Экспериментальное и численное сравнение схем заводнения для увеличения добычи легкой, средней и тяжелой нефти на морских месторождениях», Бин Янг, Китайский нефтяной университет и др.

SPE 115201 • «Долгосрочное разобщение интервалов в скважинах для закачки пара при добыче тяжелой нефти. Пример из практики», Дэвид Кулакофский, компания Halliburton, и др.

Тяжелая нефть


JPT • MARCH 2009

JPT

Тони Ковчек (SPE) – адъюнкт-профессор Стэнфордского университета, в котором он руководит группой, занимающейся тяжелой нефтью и другими нетрадиционными источниками углеводородов (SUPRI-A). Имеет степени бакалавра наук и доктора философии, полученные в Университете Вашингтона и Калифорнийском университете в Беркли соответственно. Куратор студенческой секции SPE Стэнфордского университета. Член Комиссии по непрерывному образованию SPE, редакционной комиссии журнала JPT и Региональной комиссии по программам конференций по западной части США. Председатель редакционной наблюдательной комиссии SPEREE. Удостоен «Награды SPE за технические достижения по западной части США» за 2005 год и «Награды SPE за выдающиеся достижения в технологии добычи нефти и газа» за 2006 год.

В полной работе рассматривается применение скважинных нагревателей в условиях мощных песков для стимулирования добычи в вертикальных и горизонтальных скважинах, дается оценка работы скважинных нагревателей в горизонтальных скважинах в течение ограниченного периода времени и проводится общий экономический анализ.

ВведениеВ нефтеносном поясе вдоль реки Ориноко (называемом по-испански Faja – Фаха) в Венесуэле залегают одни из крупнейших в мире запасов тяжелой и сверхтяжелой нефти. В связи со снижением добычи обычной легкой нефти, имеется необходимость увеличения извлечения тяжелой и сверхтяжелой нефти с помощью термических и нетермических методов. Термические методы повышения нефтеотдачи, основанные на закачке пара, более эффективны в коллекторах с низким давлением, однако из-за их глубокого залегания первоначальное давление в коллекторах Фаха относительно высокое – от 600 до 1 500 фунт/дюйм2 при вязкости более 2 000 сантипуаз. Поэтому для того, чтобы обеспечить экономическую эффективность реализации методов повышения нефтеотдачи, основанных на закачке пара, важно уменьшить давление в коллекторах с помощью первичных методов разработки.

Начальная добыча тяжелой и вязкой нефти может быть ускорена путем применения скважинных нагревателей, которые, подавая энергию в ближайшую окрестность скважины, уменьшают вязкость нефти и увеличивают дебит. Преимущество применения скважинных нагревателей до начала нагнетания пара в том, что они ускоряют начальную добычу и понижают давление в коллекторе.

Электрические скважинные нагреватели. Электрический нагрев заключается в подаче электрического тока для выработки тепла и увеличение температуры в призабойной зоне. В нефтяной промышленности существуют два типа скважинных нагревателей: индукционные нагреватели, генерирующие тепло по закону Максвелла, и резистивные, выделяющие тепло по закону Джоуля. В последнем случае тепло переносится путем теплопроводности и для нагрева коллектора требуется значительное время.

Электрические скважинные нагреватели для добычи из коллекторов тяжелой нефти в нефтеносном поясе Ориноко


Настоящая статья, написанная заместителем редактора по технологиям Карен Байби, содержит основные положения из работы SPE 117682 «Применимость электрических скважинных нагревателей при добыче из коллекторов тяжелой нефти Фаха» Рауля Родригеса (SPE), Хосе Луиса Бешбуша (SPE) и Адафеля Ренкона (SPE, компания Schlumberger), первоначально подготовленной для Ежегодной технической конференции и симпозиума по тяжелой нефти, проводившейся 20–23 октября в 2008 году в Калгари. Настоящая работа не рецензировалась экспертами..

Рис. 1—Накопленная добыча нефти из вертикальных скважин

Symbol LegendVertical Heater Case 1Base Case Vertical

1-Jan-2008 1-Jan-2010 1-Jan-2012 1-Jan-2014 1-Jan-2016 1-Jan-2018 1-Jan-2020

0

150

,000

300

,000

450

,000

600

,000

Time

Oil

Cu

mu

lati

ve P

rod

uct

ion

, ST

B



В данном исследовании резистивный нагреватель смоделирован с помощью числовой термической модели. Такой тип процесса нагрева стимулирует извлечение нефти преимущественно благодаря понижению вязкости нефти в призабойной зоне и, во-вторых, по причине теплового расширения флюидов коллектора. Основные параметры, которые нужно иметь ввиду, – это изменение вязкости тяжелой нефти с температурой и скорость нагрева, обеспечиваемая нагревателем вместе с температурным градиентом вокруг скважины. Тепловая мощность резистивных нагревателей обычно варьируется от 14 до 70 ватт/фут (1 100-60 000 БТЕ/дарси/фут). Максимальная температура, создаваемая нагревателями, обычно ограничивается.

МодельМодели, построенные для этого исследования, описывают петрофизические характеристики и характеристики флюидов района Аякучо (Ayacucho) в поясе Фаха. Характеристики флюидов тяжелой нефти (примерно 9°API) типичны для тяжелых нефтей с некоторым содержанием газа. Для описания потока тепла и флюидов в пределах коллектора использовалась модель состава и термических процессов.

Геологические свойства. В геологической модели рассматривается трехмерная структура площадью 89 акров и мощностью около 85 футов. Модель коллектора из 17 слоев с разной пористостью и проницаемостью была разработана для демонстрации неоднородности коллектора, выявленной на этой площади. Средняя пористость равна 31%, средняя проницаемость – 7 000 миллидарси, а средний коэффициент песчанистости – 0,95. Теплоемкость горной породы составляет около 35 БТЕ/фут3/°F, а ее теплопроводность – 84 БТЕ/дарси/°F. Кривые относительной проницаемости построены при начальной нефтенасыщенности, равной 0,89.

Свойства флюида. Модель давления, объема и температуры включает характеристики типичной тяжелой нефти пояса Фая. Кажущаяся молекулярная масса нефти из этого района составляет 525 фунт/фунт-моль. Ее начальная вязкость – около 3 300 сантипуаз при температуре в коллекторе 137°F. Изменение температуры флюида от условий коллектора до 300°F существенно понижает вязкость (с 3 300 до 16 сантипуаз), в то время как изменение температуры флюида с 300°F до 400°F уменьшает вязкость только с 16 до 2 сантипуаз. Эти кривые вязкости используются в анализе эксплуатационных границ для температуры, создаваемой нагревателем для разных случаев в этом исследовании.

Рассмотренные случаиРассматривалось восемь случаев. Два первых случая соответствуют прогнозам холодной добычи в течение 15 лет через вертикальную скважину из коллектора мощность 85 футов, а также из горизонтальной скважины длиной 1 000 футов. Эти два случая служили в качестве базовых для сравнения со случаями, в которых использовались нагреватели. В шести других случаях рассматривались горизонтальные скважины с нагревателями разной мощности. В восьмом случае скважинный нагреватель применялся только первые 3 года.

Результаты моделированияСлучай 1. Скважинный нагреватель тепловой мощностью до 4 млн БТЕ /дарси работал в интервале мощностью 85 футов в вертикальной скважине. Максимальную рабочую температуру нагревателя ограничивали 300°F. Сначала скважина была закрыта в течение 90 дней, что позволило скважинным нагревателям поднять температуру вокруг скважины. После этого вертикальная скважина работала 15 лет. Радиус зоны нагрева к этому времени увеличился до 20 футов.

Рис. 2—Накопленная добыча нефти с ГДЗП после 3 лет нагрева

Symbol LegendBase Case HorizontalHeater 50-million-Btu Case 2Heater SAGD Case 5

1-Jan-2008 1-Jan-2010 1-Jan-2012 1-Jan-2014 1-Jan-2016 1-Jan-2018 1-Jan-2020 1-Jan-2022

0

400

,000

800

,000

1

,200

,000

1

,800

,000

Time

Oil

Cu

mu

lati

ve P

rod

uct

ion

, ST

B


На Рис. 7 и 8 в полной работе показаны зависимости дебитов от времени и накопленной добычи от времени для сравнения базового случая вертикальной скважины со Случаем 1. Начальный дебит был в два раза выше, чем дебит холодной добычи. Это преимущество в дебите постепенно уменьшалось до 9-го года, когда ускорение добычи прекратилось, и кривые дебитов пересеклись. К концу 15-го года (Рис. 1) накопленная добыча по-прежнему была выше со скважинным нагревателем. Однако через 20 лет добычи кривые накопленной добычи в обоих случаях продемонстрировали асимптотическое схождение. Из сравнения этих двух случаев и несколько других похожих, проанализированных ранее, можно сделать вывод, что стандартные скважинные нагреватели в вертикальных скважинах, как правило, не увеличивают коэффициент извлечения нефти, а ускоряют добычу нефти и, соответственно, истощают давление в коллекторе. Чистый результат в том, что поток денежных средств, создаваемых проектом первые несколько лет, тоже ускоряется. Расчет потока денежных средств необходимо сбалансировать с капвложениями в конкурсную закупку, монтаж и эксплуатацию скважинного нагревателя, включая затраты на капремонт.

Случай 2. Горизонтальная скважина, с длиной горизонтального участка 1000 футов и внутренним диаметром 6¾ дюйма, эксплуатировалась со скважинным нагревателем. Мощность подогрева составляла около 50 млн БТЕ/дарси (равномерно распределенных по всей длине горизонтального участка), максимальную температуру нагревателя ограничивали 300°F. Эта скважина была также остановлена на 90 дней для предварительного нагрева. После этого скважина эксплуатировалась 15 лет. Распределение температуры на последнем этапе предварительного нагрева показало, что зона нагрева простирается менее чем на 30 футов от оси горизонтальной скважины.

Сравнивая базовый случай горизонтальной скважины и Случай 2, можно сказать, что скважинные нагреватели ускоряют добычу из горизонтальных скважин. Однако время повышения нефтеотдачи относительно невелико. Кривые дебита пересекаются только через 2,5 года. Кроме того кривые накопленной добычи асимптотически сходятся примерно через 14 лет добычи.

Как правило, время ускоренной добычи из горизонтальных скважин с помощью скважинных нагревателей короче, чем из вертикальных.

Случай 3, 4а и 4б. Эти случаи в основном схожи со Случаем 2, за исключением того, что температурный предел был увеличен до 350°F и 375°F соответственно. В Случае 4б мощность подогрева была удвоена до 100 млн БТЕ/дарси. В подробной работе даются результаты по этим случаям.

Случай 5. В этом случае скважинный электрический нагреватель мощностью 50 млн БТЕ/Дарси работал первые 3 года добычи, после чего еще в течение 12 лет применялось гравитационное дренирование при закачке пара (ГДЗП). Расстояние по вертикали между двумя скважинами с ГДЗП составляло 60 футов при длине горизонтального участка 1 000 футов. Этот случай был выбран для изучения экономической эффективности применения электрического нагревателя еще до применения термического метода увеличения нефтеотдачи.

Этот случай был взят для того, чтобы полностью использовать возможности ускоренной добычи и падения давления в коллекторе, создаваемые скважинным нагревателем первые 3 года работы, чтобы получить время для соответствующей оценки, проектирования, конкурсной закупки и монтажа установки с закачкой пара до начала работы по проекту ГДЗП.

Ускорение добычи из коллектора создает дополнительные средства, что важно для приобретения наземных мощностей генерации пара. Конкретно в этом случае давление в коллекторе упало с 1 200 фунт/дюйм2 до 700 фунт/дюйм2 за первые 3 года.

На Рис.2 показано развитие проекта ГДЗП во времени (при предварительном использовании скважинного нагревателя). Зеленая кривая представляет накопленную добычу в базовом случае добычи без нагрева из горизонтальной скважины, а фиолетовая кривая показывает добычу по ГДЗП, которая велась после 3 лет работы нагревателя. Хорошо видно, что после реализации ГДЗП угол наклона кривой сильно изменяется, более чем удваивая окончательную накопленную добычу и соответствующий коэффициент извлечения нефти.

Экономические результатыВсе проанализированные случаи были оценены с помощью типичных капитальных и эксплуатационных затрат на востоке Венесуэлы с учетной ставкой 20%. Для сравнения всех случаев рассчитывались три экономических показателя: чистая приведенная стоимость, отношение прибыль/капвложения и время окупаемости.

Экономическая оценка проводилась после вычета налогов с учетом основных параметров венесуэльского финансового режима, который включает 30% налога на добычу полезных ископаемых и 50% налогов с учетом ограниченного периода добычи в 15 лет. Было принято допущение, что цена на тяжелую нефть постоянна и составляет 60 долл. США за нормальный баррель нефти.

В базовом случае вертикальной скважины чистая приведенная стоимость после 15 лет добычи была близка к 3 млн долл. США при отношении прибыли и капвложений 6,38 и времени окупаемости 10 месяцев.


Применение нагревателей в вертикальных скважинах увеличивает объем добытой нефти почти на 130 000 нормальных баррелей и увеличивает чистую приведенную стоимость на почти 2 млн долл. США, уменьшая время окупаемости на 2 месяца. Однако поскольку для приобретения нагревателя нужны капвложения, отношение прибыли и капвложений уменьшается до 5,62. Все эти показатели предполагают привлекательную экономическую осуществимость от использования нагревателей в вертикальных скважинах.

В базовом случае вертикальной скважины чистая приведенная стоимость после 15 лет добычи составляет 9,3 млн долл. США при отношении прибыли и капвложений 4,60, и время окупаемости составило 2 месяца. За счет применения стандартных нагревателей в горизонтальной скважине к концу начального периода добыча была ускорена, а чистая приведенная стоимость была увеличена приблизительно на 0.48 млн долл. США при отношении прибыли и капвложений 4,25. В связи с ускорением добычи время окупаемости горизонтальной скважины и нагревателя составило только 4 месяца – самый короткий период по всем случаям.

Применение нагревателя средней температуры, способного поддерживать температуру на уровне 350°F увеличило добычу за 15 лет только на 9 000 нормальных баррелей, но поскольку на начальном этапе добыча была ускорена, чистая приведенная стоимость увеличилась на примерно 0,82 млн долл. США при отношении прибыли и капвложений 4,12.

Применение нагревателя, рассчитанного на поддержание более высокой температуры 375°F в стволе скважины, увеличило добычу через 15 лет примерно на 24 000 нормальных барреля по сравнению с базовым случаем. Чистая приведенная стоимость увеличилась примерно на 0,82 млн долл. США, а отношение прибыль и капвложения было практически равно отношению в том случае, когда применялся стандартный нагреватель. Скважинные нагреватели ускоряют добычу нефти по сравнению с холодной добычей, но последующее повышение температуры не дает большого прироста добычи по сравнению со Случаем 2.

В случае нагрева скважинным нагревателем и последующего применения ГДЗП, добыча была более чем вдвое выше, чем в базовом случае, и экономические показатели также были выше, несмотря на дополнительные капвложения и эксплуатационные затраты. Чистая приведенная стоимость составила почти 2 млн долл. США, отношение прибыли и капвложений составило 2,92, а время окупаемости было только 8 месяцев. JPT

Разработка месторождений сверхтяжелой нефти в Альберте требует более тщательной переработки сырья и затрат большего количества энергии, чем в случае обычной нефти. Объем выбросов попутных парниковых газов может быть значительным, и идет поиск путей его уменьшения. Улавливание и подземное хранение углеродсодержащих газов представляет собой наиболее перспективный вариант наряду с увеличением эффективности использования энергии и использованием возобновляемых и альтернативных источников энергии. Сжигание в кислороде может иметь преимущества перед дожиганием с точки зрения эффективности использования энергии в производстве пара.

ВведениеСхемы добычи углеводородов из нефтеносных песков и последующей переработки, применяемые в Альберте, требуют затрат больших количеств энергии в следующих видах носителей.

• Пар для использования в проектах гравитационного дренирования с закачкой пара (ГДЗП) или для разделения песка и битуминозной нефти, извлеченных на поверхность.

• Электричество для водоочистного оборудования, насосов, оборудования для сепарации и обработки и других нужд.

• Тепло для нагрева и улучшения качества добытой битуминозной нефти (в частности, для реактора паровой конверсии метана для производства водорода)

Для получения этих энергоносителей сжигается природный газ, и тепловое оборудование (котлы, газовые турбины и печи) производят на выходе большие объемы СО2. Для сравнения такой технологии добычи битуминозной нефти с другими методами добычи нефти используется отношение количества СО2, получаемого на 1 баррель добытой битуминозной нефти (после отделения и обогащения). При производстве синтетической нефти, приемлемой для традиционных НПЗ, в атмосферу будет выброшено в 8 раз больше СО2 (или в 12 раз больше в случае ГДЗП), чем при добыче обычной нефти.

Целью исследования является проектирование станции с максимальной эффективностью использования энергии. Кроме того, при улавливании и подземном хранении СО2 его выбросы должны существенно

Комплексная пилотная станция улавливания и хранения СО2 во Франции – возможное решение проблемы сокращения выбросов СО2 при добыче битуминозной нефти


Настоящая статья, написанная главным техническим редактором Денисом Денни, содержит основные положения из статьи SPE 117600 «Пилотная станция улавливанию и хранения СО2 на юго-западе Франции (сжигание в кислороде и подземное хранение) – возможное решение проблемы сокращения выбросов СО2 при добыче битуминозной нефти» Николя Амара и Клода Пребенде (компания Total) и Дениса Сёта, Ивана Санчеса-Молинеро и Реми Циава (компания Air Liquide) первоначально подготовленной для Ежегодной технической конференции и выставки SPE в рамках Международного симпозиума по термическим операциям и тяжелой нефти, проводившегося 20–23 октября в 2008 году в Калгари. Настоящая работа не рецензировалась экспертами.

Рис. 1—Общая схема пилотной станции улавливания и хранения СО2 в Лаке

Lacq deep gas reservoir

Oxygenproduction

unit

Lacq gas production

11

Natural gas inlet

22

Lacq gas power plant

33

Commercial gas

44

UtilitiesOxycombustion boiler

55

CO2

66

CO2 transportation

77

Compression

88CO2 injection

99

CO2 storage

10

4000 m4000 m

4500 mNatural gas

Steam

Purification/CO2 dehydration

Compression

Rousse reservoir

CO2 injection

CO2 transportation

CO2 captureGas production


сократиться. Станция должна быть «готова для улавливания» (т.е. спроектирована так, чтобы она могла включить оборудование для улавливания СО2). Далее СО2 будет подаваться под давлением по трубопроводу в подземные хранилища. В Альберте такими потенциальными хранилищами могут быть глубокозалегающие соляные пласты и истощенные коллекторы; кроме того, СО2 может быть утилизован в проектах повышения нефтеотдачи на месторождениях на поздней стадии разработки.

В 2006 году компания Total начала реализацию проекта улавливания и подземного хранения СО2 на юго-западе Франции в районе Лак. Барабанный котел переделали в агрегат для сжигания в кислороде (при использовании кислорода вместо воздуха в качестве окисляющей среды в результате получали более концентрированный поток СО2, что облегчало его улавливание). Пилотная станция будет генерировать около 40 т пара в час для использования на других установках и произведет до 120 000 тонн СО2 за 2 года. Этот СО2 будет обработан, сжат и передан по трубопроводу на истощенное газовое месторождение Русс на расстояние 30 км, где он будет закачан в глубокозалегающий карбонатный коллектор, как показано на Рис. 1.

Получение пара и сжигание в кислороде для улавливания СО2

Для улавливания СО2 с использованием паровых котлов применяются технологии дожигания либо сжигания в кислороде. Наиболее отработанный процесс улавливания после дожигания – это химическая абсорбция СО2 типичными регенирируемыми аминами. Применение этих растворителей для абсорбции СО2 непосредственно из топочного газа вызывает озабоченность по поводу эффективности и условий процесса, а именно, низкое парциальное давление СО2 (результат скрубберной очистки при атмосферном давлении) и присутствие кислорода и, возможно, остаточных количеств загрязняющих веществ, таких как SO2 и NO2. Таким образом, количество энергии (переносимое паром), необходимое для регенерации амина в отпарной колонне будет очень большим.

В результате сжигания топлива в присутствии высокочистого кислорода (>95%) полученный

Рис. 2— Упрощенная технологическая схема пилотной станции улавливания и хранения СО2

AASSUU

Well

CCoommpprreessssiioonn5500 bbaarr

DDeehhyyddrraattiioonn

Depleted Gas Reservoir

Water

Water

CCoooolliinngg CCoommpprreessssiioonn2277 bbaarr

22

Utilities

LACQ ROUSSE

30 km

AASSUU

Well

CCoommpprreessssiioonn5500 bbaarr

DDeehhyyddrraattiioonn

Depleted gas reservoir

Water

Water

Cooling CCoommpprreessssiioonn2277 bbaarr

30 km

Natural gas

Air

Flue-gasrecycle

4oxyburners

N2

CO2>

85%

O2 > 95%

Steam40 tonnes/h

60 bar450°C

Boiler

Рис. 3— Упрощенная схема системы мониторинга закачки и хранения СО2

СО2



топочный газ будет содержать высококачественный СО2 и воду. После простой конденсации воды получается поток СО2 (>85%), готовый для сжатия, транспортировки и хранения. Этот процесс требует следующих мероприятий:

• Добавление установки разделения воздуха путем криогенной дистилляции для постоянного получения кислорода для кислородных горелок, что потребует больших затрат электроэнергии.

• Модификация котла для использования части топочного газа в кислородных горелках, для разбавления кислородно-газового пламени и поддержания температуры и профиля теплопереноса такими же, как при сжигании в воздухе, что избавит от необходимости замены труб теплообменника.

Сжигание в кислороде было выбрано для пилотной станции в Лаке в связи с возможностью реконструкции существующего котла и ввиду эффективности технологии улавливания для больших промышленных паровых котлов.

Станция улавливания и хранения СО2 в ЛакеКак показано на Рис. 1, станция обеспечивает улавливание, транспортировку, закачку и хранение СО2 в районе Лака на юго-западе Франции.

Установка улавливания. Котел, построенный в 1957 году на газоперерабатывающем заводе в Лаке, будет переделан в котел для сжигания в кислороде, т.е. кислород заменит воздух при сжигании промышленного газа. Тепловой котел на 30 мегаватт будет производить 40 т пара высокого давления в час (при 60 бар и 450°С), который будет использоваться как нагревающая среда или для производства электроэнергии в пределах завода, как показано на рис. 2. Станция будет полностью интегрирована со всем существующим оборудованием.

Транспортировка, закачка и хранение. СО2 будет транспортироваться по существующему 30-км трубопроводу диаметром 12 и 8 дюймов под давлением 27 бар избыточного давления (и. д.) в газовой фазе до сжатия и закачки через устье скважины в истощенный газовый коллектор Русс при максимальном давлении 70 бар и. д. Состав СО2 изучался в исследованиях для определении свойств коллектора для оценки воздействия СО2 на коллектор. Для транспортировки и закачки нет необходимости удалять избыточный O2, N2 или аргон. Существующая скважина, которая с 1972 года использовалась для добычи жирного сернистого газа (содержит до 4,6% СО2 и 0,8% Н2S), будет превращена в нагнетательную для закачки СО2.

Основной коллектор месторождения Русс – это глубокозалегающий доломитовый коллектор. Начальное давление на глубине 4 500 м составляло 485 бар и. д. Месторождение в основном истощено, среднее давление на забое составляет 30 бар. Средняя температура на забое равна 150°С.

Основную часть проекта закачки СО2 составляют исследования исходного состояния и программа мониторинга. Будет проведено картирование выделения почвенных газов в разных точках поверхности. Как видно на рис. 3 капитальный ремонт скважины (в 2008 году) включал установку в скважине специального оборудования для ее мониторинга. С помощью оптоволоконного кабеля, проложенного вдоль НКТ, можно будет измерять температуру и давление в скважине на разных глубинах. Это позволит следить за условиями на забое и калибровать модели приемистости скважины и перепада давления. Для выявления возможного воздействия закачки СО2 в коллектор планируется проведение микросейсмического мониторинга. Этот мониторинг включает установку шести микросейсмических датчиков на среднюю глубину 200 м по периметру площадки.

ВыводПилотный проект СО2 в Лаке интегрирует промышленную установку улавливания СО2 на существующем газоперерабатывающем заводе с сжатием, транспортировкой, закачкой и хранением СО2 в истощенном газовом коллекторе. Реализация проекта требует проведения проектно-конструкторских работ, исследований по определению свойств коллектора и ведения открытого диалога с французскими государственными и контролирующими организациями, а также поддержание гласного диалога с общественностью и с заинтересованными лицами на местном, государственном и международном уровне. Эксплуатация пилотной станции в 2009–2010 годах будет иметь решающее значение для будущего использования сжигания в кислороде на больших парогенераторных установках. JPT

Внутрипластовое горение в трещиноватых системах моделировали в масштабах керна и матричного блока. Целью работы было прогнозирование условий инициирования и распространения внутрипластового горения, определение механизма нефтеизвлечения и выработка рекомендаций для апскейлинга внутрипластового горения для трещиноватой системы. Была исследована многофазная многокомпонентная система одной пористости. Бурение проводилось по сгущенной сетке, применялась расчетная модель теплового коллектора.

ВведениеКоэффициент извлечения тяжелой нефти из трещиноватых карбонатных коллекторов (содержащих одну треть мировых запасов тяжелой нефти) весьма низок из-за сложности таких коллекторов. Механизм извлечения и коллекторские и эксплуатационные условия, в которых горение может распространяться в трещиноватых системах, до конца не понятны. В настоящем исследовании, чтобы понять двумерные характеристики внутрипластового горения в крупном масштабе, рассматривались условия распространения внутрипластового горения и механизмы извлечения нефти в масштабе образца трещиноватого керна и в масштабе блока. Целью работы было определение процессов, доминирующих при распространения горения в масштабе блока, и характеристики различных фронтов.

МодельВ поровой среде при горении сырой нефти существует четыре фазы: нефтяная, газовая, водная и твердая. Нефтяная и газовая фазы многокомпонентны (включают различные углеводородные компоненты), водная фаза представляет собой водяной пар, твердая фаза содержит инертные твердые частицы и частицы кокса. В нефтяной и газовой фазах, а также на поверхности твердой фазы (если на ней имеются отложения кокса) происходят химические реакции. Кокс образуется при пиролизе и откладывается на поверхности твердых частиц. Реакции в нефтяной и газовой фазах гомогенны, реакции с участием кокса гетерогенны.

МоделированиеГорение нефти в трещиноватой системе. Исследовали условия инициирования и распространения фронта горения в трещиноватой системе и управляющие механизмы получения нефти. На рис.1 показана модель

Как внутрипластовое горение происходит в трещиноватой системе


Настоящая статья, написанная главным техническим редактором Денисом Денни, содержит основные положения из работы SPE 117645 «Как внутрипластовое горение происходит в трещиноватой системе: двумерная модель в масштабе керна и блока» Х. Фадаи (Французский нефтяной институт), М. Кинтара и Ж. Дебенеса (Тулузский институт механики флюидов), Ж. Ренара (SPE, Французский нефтяной институт) и А.М. Кампа (SPE), первоначально подготовленной для Ежегодной технической конференции и выставки SPE в рамках Международного симпозиума по термическим операциям и тяжелой нефти, проводившегося 20–23 октября в 2008 году в Калгари. Настоящая работа не рецензировалась экспертами.

Рис. 1—Геометрия модели керна



процесса. Вводные данные для модели приведены в таблице 1 в полной работе.

В вертикальном керне моделировали нисходящий процесс. На границах керна потерь тепла не было, и верхний ряд блоков нагревался с постоянной скоростью. Подвод тепла продолжалось 24 минуты до начала возгорания. Считали, что это время приблизительно равно тому, которое ушло на подведение тепла в нетрещиноватом керне.

В базовом случае большая часть нефти (около 70%) была получена во время первой половины процесса горения. Температура возгорания составила 325°C, а максимальная температура впоследствии постоянно росла. Этот рост,

вероятно, был вызван увеличением концентрации кокса, т.к. приток кислорода в матрицу был меньше, чем скорость образования кокса. Кроме того, не весь инжектированный воздух проходил через матрицу, поскольку проницаемость в трещине выше; следовательно, охлаждающий эффект от инжектированного воздуха ниже, чем в случае горения нетрещиноватого коллектора. Было подсчитано, что объем сгоравшей нефти составлял 13% от

общей первоначальной массы нефти, а в трещиноватом керне этот объем составлял 6,4%. Эта разница, вероятно, объясняет увеличение температуры в трещиноватой системе.

Результаты. Результаты моделирования показывают, что внутрипластовое горение возможно в трещиноватой поровой среде в масштабе керна. Пиковая температура и размер зоны коксовых отложений увеличились во время этого процесса, в то время как во время обычного горения эти параметры были почти постоянными. Было обнаружено, что коэффициент диффузии кислорода оказывает основное влияние на инициирование и распространение горения и что для добычи нефти важна проницаемость матрицы. С учетом характеристик пористой матрицы для базового случая, результаты моделирования показали, что во время внутрипластового горения в трещиноватой системе топлива потреблялось больше, чем в нетрещиноватой системе. Для добычи нефти был важен гравитационный дренаж во время внутрипластового горения и теплового воздействия. Возможное образование перепада давления во время внутрипластового горения, по всей видимости, имело незначительное воздействие на добычу нефти.

Рис. 2—Температура вдоль диагонали блока для трех времен добычи при проницаемости 1°270 миллидарси.

Рис. 3—Температурный профиль (°С) для различных времен добычи при проницаемости 1°270 миллидарси.


Процесс в одноматричном блоке Анализировали двухмерную модель одноматричного блока, окруженного трещинами. Благодаря симметрии моделировали только половину блока (в направлении оси х). Трещина в нижней части блока была шире, что обеспечивало лучший контроль добычи. Размеры блока в направлениях осей х, у и z составляли 1, 0,05 и 0,5 м соответственно. Матричный блок был дискретизирован сетками 16×16 в направлениях осей х и z с двумя сетками, использовавшимися для трещин, в результате чего была получена модель с сеткой 20×20. Свойства коллектора, первоначальное условие и схема реакции были такие же, как и в предыдущей модели, за исключением того, что в данном случае нефть была более вязкой при начальном коллекторском условии (4 000 сантипуаз). Воздух закачивался из левого верхнего угла, а нефть

добывалась из левого нижнего угла блока. Потерь тепла в среду, окружающую блок, не было.Наблюдения. Профиль температуры вдоль диагонали матрицы показан на рис. 2. Как правило, пиковая

температура и размер высокотемпературной зоны внутри блока, увеличивались во время добычи (см. рис. 3). После первоначального возгорания (через 1 час) пиковая температура увеличилась приблизительно до 410°С (через 10 часов) и затем оставалась относительно постоянной в течение 50 часов, после чего снова начинала расти.

Для того, чтобы объяснить поведение системы, сравнивали интенсивность проявления различных процессов, участвующих в теплопереносе во время горения. Т.е. вместо рассмотрения всей сложной системы анализировали более простые случаи, для которых могли быть составлены безразмерные комплексы. Упрощенным вариантом этого процесса было фильтрационное горение, в котором фронт горения проходил через пористую матрицу, изначально содержавшую твердое топливо. Этот процесс подробно описан в полной работе.

Было показано, что теплоперенос, происходящий в результате движения фронта, более важен, чем конвективный теплоперенос в газовой фазе, но оба теплопереноса менее важны, чем теплоперенос посредством теплопроводности. Со временем скорость фронта горения уменьшается. Таким образом, через какое-то время теплоперенос в результате движения фронта становится менее важным по сравнению с конвективным переносом тепла в газовой фазе и теплопроводностью.

Первоначальное увеличение пиковой температуры было вызвано развитием процесса горения, в котором скорость фронта горения была высокой и скорость теплообразования была выше, чем скорость теплопереноса. Соответственно, относительно постоянная температура позволяет предположить, что тепло, выделяемое при горении, переносилось в основном за счет теплопроводности в более холодную часть блока и, в конечном счете, когда тепловой фронт достигал симметричной границы без потока на правой стороне матричного блока, пиковая температура начинала увеличиваться, т.к. перенос тепла был ограничен этой границей.

Сравнение с моделями гравитационного дренажаБыла предпринята попытка разработать упрощенную модель внутрипластового горения в трещиноватой среде. Попытки моделирования были основаны на аналогии с гравитационным дренажем, а именно с гравитационным дренированием при закачке газа (ГДЗГ). Любое увеличение давления легко смягчалось перетоком газа из матричного блока в трещину. В результате происходило небольшое восстановление давления для добычи нефти.

Гравитационный дренаж (ГДЗГ) характеризуется примерно постоянным дебитом нефти. Эта аппроксимация не работает, когда паровая камера ГДЗГ доходит до примыкающей паровой камеры или границы коллектора. Равноценная этой ситуация при внутрипластовом горении возникает, когда фронт горения доходит до вертикальной плоскости симметрии матричного блока. В такой ситуации можно ожидать уменьшение добычи.

На Рис. 4 показан график дебита в зависимости от времени в двойном логарифмическом масштабе для разных матричных проницаемостей. Все три кривые имеют одинаковую форму, характеризующуюся четырьмя периодами: период с почти нулевым дебитом, второй период, когда после крутого подъема дебит начинает постепенно уменьшаться, период, во время которого дебит увеличивается, и период спада. В том случае, когда проницаемость составляла 1 270 милидарси, время перехода между четырьмя периодами составляло

Рис. 4—График дебита в зависимости от времени в двойном логарифмическом масштабе для разных матричных проницаемостей, k.

–6

–5.5

–5

–4.5

–4

–3.51.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 1.8 1.9 2 2.1 2.2 2.3

Log (Time), hours

Lo

g (

Oil

Rat

e), m

3 /h

k=12.7 md

k=127 md

k=1270 md


примерно 20, 50 и 90 часов, соответственно. По Рис.3 была сделана оценка, что через 20 часов температура фронта составила около 420°С. Через 50 часов она падала приблизительно до 410°С. Такое увеличение, которое скорее всего было результатом предварительного нагрева блока, повышало вязкость нефти. Разумно предположить, что во время второго периода добыча нефти была примерно постоянной, если температура была постоянной. Через 90 часов температура фронта горения увеличивалась примерно до 480°С. Скорее всего, это увеличение в какой-то мере отвечает за увеличение дебита из-за уменьшения вязкости нефти. Время в 90 часов может примерно соответствовать тому времени, когда фронт доходил до вертикальной плоскости симметрии блока. Точнее оценить этот момент трудно по причине сложности определения точного положения фронта. Теория гравитационного дренажа прогнозирует постоянное уменьшение дебита после этого времени, что показано на Рис. 4.

Результаты также демонстрируют четкое отличие от таких процессов, как ГДЗГ. Предполагается, что во время высокотемпературного горения (выше 400°С) зона мобильной нефти шире, чем предполагается при ГДЗГ. Теория гравитационного дренажа прогнозирует, что графики дебита при разных временах как функции проницаемости в двойном логарифмическом масштабе будут иметь вид прямых линий с наклоном 0,5. Однако такие прямые линии можно ожидать только в результате сравнения дебитов для разных проницаемостей при одной температуре. В экспериментах по ГДЗГ, во время которых температура определяется только по давлению (поскольку пар насыщенный), такие условия легко проверяются. Однако в данном исследовании в любой момент времени температуры при разных проницаемостях не равны. Следовательно, на таких графиках искать прямые линии бессмысленно.

ВыводМоделирование внутрипластового горения в масштабе блока показало, что этот процесс контролируется диффузией в части как теплопереноса, так и массопереноса (кислорода). Теплоперенос невелик из-за соотношения скорости распространения фронта горения и скоростей теплопереноса за счет теплопроводности и конвекции. Следовательно, температура фронта горения во время этого процесса увеличивается. В этом процессе, в котором участвует много фронтов, существует несколько зон, различающихся по нефтенасыщенности и температуре, и их размеры изменяются со временем. Относительный размер зон нагрева и насыщения и изменение их размера во время горения позволяют предположить, что любой метод апскейлинга должен учитывать эти явления. Однако в ситуации, когда имеется несколько блоков, формирование матричного блока как единственного узла модели может стать причиной серьезных ошибок, поскольку процесс внутри матрицы очень неоднороден. Необходимы более подробные математические действия для решения этого вопроса на базе характерной шкалы длин процессов, происходящих в матрице, и усредненных значений разных параметров. JPT

На протяжении многих лет статьи на эту тему озаглавливались “Моделирование и визуализация пласта-коллектора”, но из года в год всё меньше докладов о визуализации как таковой. Это ясное доказательство того, что трёхмерная визуализация уже давно не новинка – это обычная составная часть технологического процесса. Такая тенденция связана с другой, которую я заметил в прошлом году – всё более широкое использование геологического моделирования при имитировании пласта с настройкой по фактическим данным разработки. Визуализация является существенной частью геологического аспекта моделирования технологического процесса, это один из ключевых для геологов этапов во время контроля качества работ, и геологическое моделирование стало господствующей тенденцией только благодаря компьютерным рабочим станциям с трёхмерной графикой. Тем не менее, навряд ли в скором времени тема настройки по фактическим данным разработки пласта перестанет возникать в заголовках докладов!

Множество разнообразной техники применяется для автоматизации процесса настройки по фактическим данным разработки пласта (что повышает производительность труда инженеров) и для повышения качества получаемых результатов. Появились сообщения о некоторых экспериментальных методиках проектирования, возникших в результате попыток исследователей извлечь максимальную пользу при наименьшем количестве прогонов программы. Интересно будет посмотреть, смогут ли новые разработки в области аппаратного обеспечения, нацеленные на неуклонное снижение себестоимости вычислительной техники, сказаться в смещении акцента.

Хотя основной упор по-прежнему делается на настройке по имеющимся фактическим данным, но всё более широкое применение методов математической оптимизации для прогнозирования приобретает характер злободневной темы. Такое применение проникает в самую основу нашей профессии инженеров-промысловиков, и приятно видеть, что настройка по фактическим данным становится лишь одним из средств достижения конечного результата, а не сама по себе конечным результатом.

Растёт число пластов, разрабатываемых и изучаемых с помощью моделирования, и продолжают раздвигаться границы технологии. Природно-трещинные карбонаты, повышение отдачи из пласта с тяжёлой нефтью под тепловым воздействием, газ в плотных породах, сланцевый газ, метан угленосных формаций, и прочие проекты – для всех них характерно использование более сложных и хитроумных скважин.

На Симпозиуме по моделированию пластов-коллекторов, организованном в 2009 году Обществом инженеров-нефтяников, было много превосходных докладов по основной технологии и по алгоритмам моделирования и их применению. Приятно видеть, что процесс введения новшеств продолжается. К сожалению, многие из представленных докладов не вписывались в формат аннотации на обсуждаемую здесь тему, поэтому я самым решительным образом настаиваю на том, чтобы вы следили за Протоколами научного общества, а если вы не смогли присутствовать на заседаниях, то возьмите их у коллеги.

Дополнительные материалы по теме «Моделирование и визуализация пласта-коллектора» (Reservoir Simulation and Visualization)

имеются на OnePetro: www.onepetro.org

SPE 118178 • «Комплексное изучение конкретного случая перехода от каротажа к моделированию при помощи геостатистической инверсии»; составители – С. Сони (SPE, сотрудник компании Fugro-Jason), и другие

SPE 119139 • «Сопоставление алгоритмов стохастической выборки для количественного описания неопределённостей»; составители – Л. Мохаммед, SPE, сотрудник Университета Хериот-Уотт, и другие

SPE 122934 • «Последовательность выполняемых действий для моделирования и имитации газовых месторождений в аргиллитовых пластах по методу Барнетта»; составители – С. Ду, SPE, сотрудник компании Schlumberger, и другие

Моделирование и визуализация пласта-коллектора


JPT • JULY 2009

JPT

Мартин Крик (Martin Crick), член Общества инженеров-нефтяников, старший инженер по разработке месторождений компании Schlumberger. Координатор продвижения программного обеспечения фирмы Petrel для проектирования разработки месторождения. Крик имеет 20-летний опыт разработки месторождений в компании Тексако в Северном море и в Казахстане, а также в компании AEA Technology. Степень бакалавра с отличием по физике Университета г. Бристоль. Работает в Лондонском отделении Общества инженеров-нефтяников, и занят в настоящее время в редакционной коллегии журнала JPT.


Методы экспериментального проектирования были использованы для оценки вариантов разработки одного из месторождений в Сибири, у которого имеются значительные неопределённости в геологических и пластовых параметрах и финансировании Благодаря такому подходу было продемонстрировано, что инвертированная семиточечная схема водонагнетания может увеличить добычу на 11% по сравнению с традиционным линейным контуром заводнения. Анализ, проведённый для обоснования принятия решения, показал, что расчётная величина чистой приведённой стоимости (ЧПС) семиточечной схемы окажется на 46% выше, чем у линейной схемы заводнения.

ВведениеПервичные пласты-коллекторы этого российского месторождения сложены из слоистых песчаников дельтовидных рукавов и устьевых баров. Испытания скважин в ходе разведочных работ подтвердили дебит более 120 тонн в сутки. Осознание того факта, что успех проекта подвергается риску, привело к разработке методики экспериментального проектирования для количественной оценки неопределённости прогнозов по дебиту.

Основанные на новейшей компьютерной технике, эти методики экспериментального проектирования сократили время оценочного подсчёта варианта с нескольких месяцев до нескольких недель. И что ещё более важно, они помогли получить несмещённый прогноз вероятностных вариантов добычи и чистой приведённой стоимости (ЧПС), что обеспечило количественную оценку рисков падения (добычи).

Условия разработки Предложенный для разработки участок охватывает две нефтеносные зоны. Верхняя зона состоит из песчаников мощностью от 0,5 до 3 метров с многочисленными прослоями алевролитов. Нижняя зона представляет собой подстилающий комплекс, заполненной отложениями углублённой впадины, которая окружёна непроницаемыми алевролитами.

Хотя двухмерная сейсморазведка и смогла оконтурить границы углублённой впадины, но её разрешающая способность не позволила отличить песчаники от окружающих алевролитов внутри впадинных отложений. Последующее седиментологическое изучение данных керна обнаружило перспективные песчаники-коллекторы. Скважинные испытания этих песчаников дали перспективный уровень начального дебита, который превышал 120 тонн в сутки. Тем не менее, существуют довольно значительные неопределённости параметров пластов.

Хотя скважинные испытания и подтвердили наличие водонефтяного контакта, но из-за малой мощности песчаных тел каротажные сигналы от них были искажены сигналами от окружающих алевролитов. В результате существует неопределённость четырехметрового интервала водонефтяного контакта, сильно влияя на первичную оценку начальных запасов нефти в пласте.

Сейсмические данные показали также наличие аномалий, которые возможно свидетельствуют о разломах, могущих быть барьерами для движения флюидов. Разрешающая способность данной сейсморазведки была недостаточной для разграничения песчаников и вмещающих алевролитов.

Метод структурного проектирования на основе теории вероятностей модели пласта по данным его разработки с использованием эволюционных алгоритмов: месторождение Тенгиз


Эта статья, написанная старшим научным редактором Денисом Денни (Dennis Denney), освещает основные положения доклада SPE 115575, “Experimental Design Reduces Risks of a Siberian Development With Subsurface and Financial Uncertainties”, который составили Дэвид Е. Типпинг (David E. Tipping), член Общества инженеров-нефтяников, сотрудник компании ТНК-ВР; Франц К. Деймбахер (Franz X. Deimbacher), член Общества инженеров-нефтяников, Дмитрий Ковязин, сотрудник компании Schlumberger, Алексей Медведев, член Общества инженеров-нефтяников, сотрудник компании Landmark, и Рэнди Валенсиа (Randy Valencia), сотрудник компании ТНК-ВР, и который предназначался для Нефтегазовой технической конференции и выставки в Москве 28-30 октября 2006 г. Этот доклад не был рецензирован специалистами в данной области.


Оценка риска может быть улучшена Потребовалась альтернативная методика для оценки неопределённостей прогнозов притока по пласту, чтобы получить несмещённую оценку вероятности достижения заданного уровня добычи. Экспериментальное проектирование, ставшее привычным для авиакосмической и фармацевтической отраслей промышленности, начинает находить применение и в нефтяном деле. При помощи ряда вариантов разработки (проектов) вырабатывается эмпирическое отношение, которое воспроизводит результаты имитационного моделирования пласта. Модель характеристической поверхности представляет собой обычно полиномиальное уравнение, которое может быть запрограммировано в построенной по алгоритму Монте-Карло имитационной модели таким образом, что можно легко получать распределение исходов для пласта.

Четырёхэтапная процедура Этап 1: Необходимо понять факторы, влияющие на нефтеотдачу. Необходимо чётко понимать, какие факторы влияют на имитационные модели добычи нефти. С самого начала разработки месторождения было установлено, что при простом соотношении баланса в режиме естественного истощения для нефтей с низкой сжимаемостью и при отсутствии активного водоносного слоя нефтеотдача коллектора не может превысить 6%. Такие барьеры для движения флюидов как непроницаемые сбросы или неоднородности пласта могут иметь значительное воздействие на эффективность водонагнетания.

Оценочные расчетные модели показали, что шестимесячная задержка с началом заводнения задержит начало пика дебита нефти на шесть месяцев и снизит его на 12%. Оценочное моделирование обнаружило также зависимость нефтеотдачи от относительной водопроницаемости в зонах обводнения. При разработке месторождения вертикальными скважинами идеальное отношение водонагнетальных и эксплуатационных скважин составляет 1:1 и 1:2.

Этап 2: Определить параметры, оказывающие наибольшее влияние на прогнозы нефтеотдачи. На этом этапе основное внимание уделяется потенциальной нефтеотдаче пласта без учёта ограничений по скважине или по инфраструктуре на поверхности. Была построена модель с максимальным охватом пласта заводнением.. В этой модели предполагалась высокая плотность размещения скважин, первоначально на расстоянии 300 м друг от друга, с соотношением нагнетательных и эксплуатационных скважин, равным 1:1. Стартовая прогностическая модель на базе стохастической геологической модели включала 357 эксплуатационных и 368 водонагнетательных скважин внутри данного блока разработки. В данном случае геологическая реализация представляла собой модель, построенную на средних значениях параметров.

Следующий шаг состоял в учёте всех параметров, которые могли бы повлиять на нефтеотдачу. На основе имеющихся данных для каждого параметра были определены минимальное, среднее и максимальное вероятностные значения (Р10, Р50 и Р90, соответственно). Было реализовано множество моделей, причем каждая модель давала только один возможный исход. Поскольку нефтеотдачу можно охарактеризовать двадцатью параметрами, то это означало бы, что имитировать добычу надо на 320 моделях, если учитывать все возможные исходы, и это было совершенно нереальной задачей. Вместо этого был использован метод Плакетта-Бурмана для экспериментального проектирования, чтобы определить влияние каждого параметра на нефтеотдачу. Затем был проведён более подробный анализ лишь наиболее сильно влияющих параметров. При таком подходе между нефтеотдачей и влияющими на неё параметрами существует линейная зависимость. Следовательно, для того, чтобы получить уравнение для характеристической кривой, нужны только два значения параметра – минимальное и максимальное.

В данном случае для двадцати параметров потребовалось 24 различные имитационные модели. При наличии вычислительной техники, способной вести параллельную обработку данных, многофакторные модели могут запускаться одновременно. В данном случае в одновременной обработке находились восемь моделей, и через четыре часа были получены результаты по 24 моделям.

При экспериментальном проектировании было получено некое множество прогнозов, которое выявило ожидаемое распределение предсказанных уровней нефтеотдачи. По результатам расчетов выявились различия в верхней и нижней зоне объекта. Однако, что наибольшая часть извлекаемых запасов находится в нижней зоне. Поэтому стала очевидной важность уменьшения неопределенности в 12-метровой зоны водо-нефтяного контакта..

Кривые чувствительности в графической форме (диаграммы Парето) показали, что тектонические нарушения внутри пласта-коллектора оказывают умеренное влияние на надёжность прогнозов по нефтеотдаче. Тем не менее, такие прогнозы, которые делались первоначально для плотно расположенных скважин с 300-метровыми промежутками между ними, могут недооценить влияние сдвигов и нарушений внутри коллекторов при расположении скважин на несколько большем расстоянии друг от друга. Для проверки такого предположения было проведено повторное моделирование по тем же самым динамическим методикам, но для удвоенного расстояния между скважинами (600 м). Число эксплуатационных скважин было уменьшено до 91, а водонагнетательных до 90. При этом оказалось, что относительное влияние тектонических нарушений в коллекторе увеличилось с 1,57 до 2,86, что говорит о необходимости принимать их во внимание, когда задаются расстояния между скважинами.


Диаграммы Парето сделали возможным определение укрупненных параметров коллектора для построения модели характеристической поверхности для каждого варианта разработки месторождения. Цель состояла в том, чтобы выбрать наименьшее возможное количество параметров для минимизации числа экспериментов. Но при этом было важно выбрать количество параметров, достаточное для того, чтобы получившиеся в результате этого модели характеристической поверхности соответствовали имитационным моделям. Для данного случая было выбрано 11 параметров.

Этап 3: Создать модели характеристической поверхности для шести вариантов разработки месторождения. Было выведено аналитическое уравнение для воспроизводства имитационных моделей. В разнообразных публикациях указывалось, что квадратичная (второго порядка) модель характеристической поверхности лучше по сравнению с моделью по методу Плакетта-Бурмана с линейной зависимостью. Квадратичная динамическая характеристика отражает взаимодействия переменных величин и, следовательно, даёт лучшее приближение к прогнозам на основе имитационной модели.

При квадратичной методике проектирования для каждого параметра требуются три значения. Необходимо вводить реалистические минимальные, средние и максимальные значения, чтобы адекватно отобразить диапазон возможных исходов.

Если исходить из полученного оценочным моделированием идеального соотношения между водонагнетательными и эксплуатационными скважинами (равного 1:1 и 1:2 при разработке вертикальными скважинами), то список рациональных вариантов заводнения можно сократить до цифры 6.

После оценки достоверности моделей характеристической поверхности было проведено моделирование по алгоритму Монте-Карло для определения уровней нефтеотдачи при минимальных, средних и максимальных значениях параметров для каждого варианта разработки месторождения. Моделирование по алгоритму Монте-Карло показало широкий разброс возможных исходов по всем проанализированным вариантам разработки. Такое моделирование явилось неоспоримым свидетельством того, что варианты добычи нефти сильно отличаются друг от друга при нынешних пластовых неопределённостях.

Этап 4: Ввести финансовые неопределённости. Успех разработки какого-либо месторождения зависит от нефтеотдачи и от финансовой прибыли акционеров. Поэтому анализ финансовых аспектов должен быть составной частью исследования.

Поскольку финансовые параметры, как и геологические параметры, подвержены неопределённостям, то было принято решение применить методику экспериментального проектирования и к этому разделу исследования. Использованные для этого методы были аналогичны тем, которые применялись для анализа пластовых неопределённостей. Строились модели характеристической поверхности, в которой чистая приведённая стоимость выражалась как функция существенно значимых финансовых и геологических параметров, и в которой определялось то, как именно они влияют друг на друга. Финансовый анализ нельзя проводить отдельно от анализа пласта, если необходимо выбрать такой вариант разработки месторождения, от которого ожидается максимальный уровень чистой приведённой стоимости. На практике это означает увязывание финансовой модели с имитатором динамических факторов таким образом, чтобы можно было дать количественную оценку взаимозависимости всех параметров. Были выбраны четыре финансовых показателя, которые наиболее сильно влияют на расчет чистой приведенной стоимости, и была сделана прикидочная оценка их низких, средних и высоких значений.

Для анализа чистой приведённой стоимости использовались те же самые операции, что и для анализа нефтеотдачи, но с одним особенностью – в модель характеристической поверхности были включены четыре финансовых показателя в дополнение к одиннадцати пластовым параметрам. Для каждого варианта разработки месторождения требовалось осуществить 63 эксперимента (сценария), чтобы вывести коэффициенты для аналитического уравнения второго порядка. Вот таким образом наработанные на 378 моделях прогнозы были использованы для выведения коэффициентов для шести моделей характеристической поверхности. Для того, чтобы проверить эффективность этих моделей характеристической поверхности, значения чистой приведённой стоимости сравнили с результатами соответствующей модели. Как и в предыдущем случае, согласованность была прекрасная, благодаря использованию квадратичного уравнения.

Относительное влияние каждого параметра, входящего в модель характеристической поверхности, было проанализировано при помощи диаграмм Парето. Вероятностное распределение значений чистой приведённой стоимости было получено при моделировании характеристической поверхности по алгоритму Монте-Карло. Оно показало, что обратная семиточечная схема расположения скважин с интервалом 600 м друг от друга даёт самый большой ожидаемый уровень чистой приведённой стоимости (для варианта со средними значениями параметров). Этот уровень в 12,3 раза выше по сравнению с тем линейным режимом заводнения с разнесением скважин на 600 м друг от друга, который был принят ранее с точки зрения наименьшего риска ещё до проведения анализа по методу экспериментального проектирования.


Выводы • Методы экспериментального проектирования можно применять для получения несмещённого

вероятностного распределения исходов (вариантов добычи нефти или финансовых показателей) при оценке вариантов разработки месторождения.

• Компьютерная технология параллельной обработки данных даёт возможность моделировать одновременно многочисленные сценарии разработки месторождений таким образом, что планы разработки можно оценить всего лишь за малую долю того времени, которое необходимо для расчета одного сценарияв прежних условиях.

• Современное прикладное программное обеспечение позволяет увязывать геологические, динамические и финансовые модели таким образом, что взаимосвязи параметров точно отражаются в результатах. JPT


Настройка цифровой гидродинамической модели разработки (ЦГДМ) в детерминированном варианте выполняется по фактическим геологопромысловым данным (истории разработки - history matching) методом проб и ошибок. Имеются преимущества при проектировании ЦГДМ с использованием вероятностного подхода. Применяя эволюционные алгоритмы, используют метод структурированный (поэтапной) настройки параметров модели по данным разработки, оценивая на каждом этапе вероятностные доверительные интервалы для входных параметров и полученных целевых функций. Граф обработки построен таким образом, что диапазоны параметров, обеспечивающих наилучшее решение на каждом этапе, используются на следующем этапе построения ЦГДМ

Вводная частьЦГДМ используются для прогнозирования оптимальных объёмов добычи при различных (геолого-экономических) сценариях разработки нефтяных и газовых ресурсов. Достоверность ЦГДМ для прогнозирования эксплуатационных характеристик на старых месторождениях определяется степенью их адаптации к имеющимся данным о добыче.

История разработки. Настройка ЦГДМ осуществляется путём вариации региональных и локальных параметров коллектора для согласования модели с имеющимися промысловыми данными. При ручной настройке ЦГДМ по данным истории разработки варьируют локальные параметры коллектора в различных масштабах и регистрируют региональные изменения результатов (добычи). При автоматизированной адаптации ЦГДМ по геологическим данным требуется минимизация расхождений исходных данных с использованием функций штрафа (penalty function), чтобы можно было наилучшим образом согласовать реальные и модельные показатели добычи.

Есть два общих метода оптимизации ЦГДМ по фактическим данным методами прямого поиска без использования производных (целевой функции). По одному из них оптимизация целевой функции основана в основном на методах ближайшей окрестности (МБО) (proxies). При таком подходе строится характеристическая поверхность (поверхность отклика), направляющая процесс адаптации модели по фактическим данным. Второй подход использует для той же цели так называемые генетические эволюционные алгоритмы (ГЭА). Здесь МБО и ГЭА используются совместно для ускорения процесса адаптации ЦГДМ по фактическим данным.

Граф построения ЦГДМ. Вероятностный подход к созданию ЦГДМ с использованием МБО и ГЭА, реализованный на компьютерах с параллельной обработкой данных, создает новые возможности проектирования. При реализации вероятностного подхода ручная настройка модели не применяется. Автоматизированный процесс адаптации модели с использованием стохастических методов осуществляется путём одновременной вариации всех параметров модели без учёта их иерархии.

Настройка ЦГДМ по фактическим даннымПри автоматизированной настройке ЦГДМ авторы используют ГЭА.. Эволюционные алгоритмы имитируют биологические принципы эволюции (т.е. выживания наиболее приспособленных особей). Генетический алгоритм повторно применяется к семейству моделей с целью минимизации целевой функцией задачи со временем. Процесс отбора является случайным (стохастическим). Сначала создаётся некое множество моделей либо случайным образом, либо в пространстве параметров модели. Затем рассчитывается целевая

Структурированный подход к вероятностному анализу вариантов разработки с использованием эволюционных алгоритмов: месторождение Тенгиз


Эта статья, написанная старшим научным редактором Денисом Денни (Dennis Denney), освещает основные положения доклада SPE 116212, “A Structured Approach for Probabilistic Assisted History Matching Using Evolutionary Algorithms: Tengiz Field Applications”, который составили Х. Ченг (H. Cheng), член Общества инженеров-нефтяников, К. Дехгхани (K. Dehghani), член Общества инженеров-нефтяников, сотрудник компании Chevron Energy Technology Company, и Т. Биллитер (T. Billiter), сотрудник компании Tengizchevroil Kazakhstan, и который предназначался для Ежегодной технической конференции и выставки в г. Денвер, шт. Колорадо, 21-24 сентября 2008 г. Этот доклад не был рецензирован специалистами в данной области.


функция для данной популяции. Генетический алгоритм отбирает часть популяции на основе критерия согласия (целевой функции) для генерации новой популяции. Затем ГЭА использует такие генетические операторы как кроссовер (рекомбинация) и/или мутация для воспроизводства второго поколения. Все эти величины используются средствами МБО для генерации характеристической поверхности при помощи кригинга (термин геостатистики). МБО может быть использован двумя способами. Первый – находится минимум поверхности (целевой функции) и для этой точки строится реальная модель. Если выполнен критерий согласия, то модель добавляется к популяции. Второй – характеристическая поверхность может использоваться как фильтр: те точки, в которых целевая функция выше некоторого порога согласно заданным критериям, отбрасываются. В конце жизни каждого поколения вновь запускается программа оптимизации МБО.

Оптимизация посредством МБО и ГЭА работает итерационно, пока не перестанет улучшаться решение. Затем методом кластерного анализа отбираются наиболее чувствительные параметры (максимально влияющие на результат), чтобы избежать избыточности. Этот метод проиллюстрирован графиком последовательности операций на Рис. 1 в полном докладе.

Граф построения ЦГДМ при вероятностном подходе. Данное исследование показало, что структурированный подход целесообразен. Особое внимание должно быть обращено на неточность (исходных данных), на анализ чувствительности (влияние исходных данных на результат), на диапазоны параметров, и на переход от одного этапа к другому. Граф построения ЦГДМ при вероятностном подходе показан на Рис. 1 в полном тексте доклада.

Начинать надо с максимально возможного, по мнению геологов и инженеров, набора параметров для ЦГДМ. Не рекомендуется использовать все возможные параметры для адаптации по фактическим данным. Затем выполняется анализ чувствительности для выделения ключевых параметров, т.е. тех, которые оказывают наибольшее влияние на результат. Цель заключается в оценке влияния указанных ключевых параметров на результат моделирования на региональном и локальном уровнях. На этом этапе обычно регистрируют по данным модели пластовое давление и накопленную добычу. Следующий этап состоит в исследовании влияния менее чувствительных параметров модели в глобальном/региональном аспекте, при условии сохранения данных первого этапа. Во-первых, надо определить диапазоны для параметров первого этапа, используя критерии согласия. Во-вторых, надо провести повторный анализ параметров модели с расширенным набором параметров по критерию качества ЦГДМ. Следовательно, модель включает параметры первого этапа плюс новые параметры, определяемые посредством анализа чувствительности на втором этапе. В зависимости от типов исходных данных могут быть добавлены, в случае необходимости, дополнительные этапы. На последнем этапе модель используется для воспроизведения истории добычи для отдельных скважин. На этом этапе также сохраняются все полученные данные.

Справочная информация о Тенгизском месторожденииГигантское Тенгизское месторождение на западе Казахстана представляет собой изолированное карбонатное образование, сформировавшееся в большой Прикаспийской котловине во времена палеозоя. Это в высшей степени недонасыщенный газом коллектор нефти с начальным давлением 82.8МПа, давлением растворения газа 25.3МПа. На нем добывается высокосернистая (13% H2S) летучая нефть с удельным весом на поверхности в нормальных условиях 47° по классификации API (0.723т/см3). Оценённые геологические запасы Тенгизского месторождения составляют 25 миллиардов баррелей нефти, суточный дебит составляет 360.000 б/сут (Примерно 120 скважин).

Текстура карбонатов в центральной части, вскрытой большинством скважин, представлена зернистыми, плотными и глинистыми известняками (вакками). На периферии структуры имеются породы типа boundstone-(термин неизвестен), где также имеются высокопродуктивные скважины. Основной известняк-коллектор имеет высокую пористость (18%), но при этом имеет низкую матричную проницаемость (<10 мД). В противоположность этому, на периферии объекта хрупкие фации boundstone имеют низкую матричную пористость (<6%), но обладают варьирующейся в широких пределах проницаемостью, которая иногда бывает больше 1 дарси.

История добычи и калибровка модели. Данные о давлении и дебите включают в себя результаты более чем 950 замеров пластового давления в 47 скважинах и более чем 340 результатов замеров статического градиента давления в 65 скважинах. Калибровка по фактически данным содержит информацию о ежемесячной суммарной добыче нефти по каждой скважине, а качество модели оценивалось путём сравнения фактического статического градиента давления и динамических замеров давления с величинами, полученными в результате моделирования.

Окончательная последовательность операций по модели Тенгиза разбивалась на следующие этапы.Граф построения ЦГДМ для Тенгиза.

• Выбор всех возможных параметров модели в реальном диапазоне значений. Эта задача должна


выполняться совместными усилиями команды геологов и инженеров. • На первом этапе моделирования должны быть учтены показатели статического давления, отражающие

региональные и локальные параметры коллектора. На этом этапе для настройки ЦГДМ используются локальные параметры.

• Выполняется анализ чувствительности (модели) для выявления наиболее важных параметров в стационарном режиме. На этом этапе используются алгоритмы МБО и ГЭА.

• После согласования величин статического давления вводятся параметры, влияющие на реакцию модели в режиме переменного (нестационарного) давления. На этом этапе для качественной настройки параметров ЦГДМ целевая функция использует данные как статического, так и динамического давления.

• После настройки параметров модели в региональной шкале уточняют локальные параметры. Локальные параметры корректируют посредством визуального сравнения результатов моделирования, инженерных выводов и выполненных вручную вариантов. При отборе локальных параметров в отдельной скважине также используются алгоритмы МБО и ГЭА. Финальный этап настройки параметров ЦГДМ включают в себя уточнённые статические и динамические параметры для первого и второго этапов адаптации модели.

Итоги и выводы1. Настройка ЦГДМ использует алгоритмы МБО и ГЭА. Алгоритмы МБО используются как для

оптимизации, так и для фильтрации неприемлемых решений, что существенно экономит компьютерное время.

2. Использование алгоритмов МБО и ГЭА существенно сужает вероятностные доверительные интервалы для входных параметров модели и диапазон изменения целевой функции задачи на каждом этапе графа обработки Анализ чувствительности выявляет наиболее информативные параметры модели.

3. Граф построения ЦГДМ был организован таким образом, что оптимальное семейство параметров на некотором этапе передавалось на следующий этап, чтобы образовать подходящее семейство решений для ЦГДМ.

4. В полном тексте этой статьи анализируются способы исключения ошибочных решений задачи, исключения физически нереалистичных диапазонов параметров, а также особенностей. JPT

JPT • JULY 2009

В процессе подготовки семинара по системе оптимизации и управления обратной связью при разработке коллектора в рамках Общества инженеров-нефтяников, проводившегося в Брюгге, Бельгия, в июне 2008 года, было проведено уникальное сравнительное исследование оптимизации заводнения и адаптации по историческим данным. Исследование проходило в форме интерактивной работы, предшествовавшей семинару.

ВведениеПеред семинаром в Брюгге участникам была предоставлена возможность провести оптимизацию с обратной связью заводнения коллектора. Научно-исследовательская организация Нидерландов (TNO) подготовила модель коллектора с высоким разрешением, повторяя месторождение Брюгге, которое служило в качестве исходного, и к январю 2008 года был сформирован набор данных. Набор данных включал в себя первые 10 лет добычи (включая ошибки замеров), обращенные данные сейсмического мониторинга (неточные данные о давлении и насыщенности), 104 укрупненных реализации трехмерной геологической модели, все входные данные для построения модели коллектора и экономические параметры (цена и учетная ставка) нефти и воды для расчета чистой приведенной стоимости.

Перед участниками семинара ставилась задача оптимизировать чистую приведенную стоимость месторождения за последние 20 лет. Для этого им нужно было построить модель исторически адаптированных данных или группу моделей на базе предоставленных данных. Далее они должны были оптимизировать стратегию заводнения для 30 скважин на последующие 10 лет. Все 10 нагнетательных и 20 добывающих скважин должны были работать с тремя отдельно действующими заканчиваниями. После чего стратегия оптимизации на годы с 10 по 20 отсылалась в TNO для тестирования на месторождении Брюгге. Результат мог применяться для улучшения адаптации истории и оптимизации на последние 10 лет. Стратегия контроля на последние 10 лет могла снова отсылаться в TNO для тестирования на месторождении Брюгге.

В полной работе представлены результаты, озвученные на второй сессии семинара. Поскольку несколько участников продолжили работу по этой проблеме после семинара, краткое изложение результатов также дается в этой работе. Для того, чтобы работа полнее представляла фактическую оптимизацию с обратной

Результаты сравнительного исследования оптимизации заводнения и адаптации по историческим данным


Эта статья, написанная старшим техническим редактором Денисом Денни, содержит основные положения работы Общества инженеров-нефтяников SPE 119094 «Результаты сравнительного исследования Брюгге оптимизации заводнения и адаптации истории» Е. Петерса (TNO), Р.Д. Артса (TNO и Технологический Университет Дельфта), Г.К. Брацвера и С.Р.Джила (Общество инженеров-нефтяников, TNO), подготовленной для Симпозиума по моделированию коллекторов, проводившемуся 2-4 февраля 2009 года в Техасе. Данная работа не пересматривалась

Рис. 1—Структура месторождения Брюгге, пробуренного 30 скважинами. Водонефтяной контакт показан белой контурной линией.

JPT • JULY 2009

связью, она повторялась с одним из участников с большей частотой обратной связи. Полученные результаты даются в работе.

Месторождение БрюггеБыло построено искусственное нефтяное месторождение Брюгге. На Рис. 1 показана его структура, которая включает полукупол, вытянутый в направлении с востока на запад с большим пограничным разломом у северной кромки (NBF) и внутренним разломом с умеренным сбросом под углом около 20º к северной кромке. Площадь месторождения составляет около 10×3 км.

В сетке первоначальной модели с высоким разрешением было 20 миллионов ячеек, средний размер ячейки - 50×50×0,25 м. Сетка с высоким разрешением обладала некими свойствами. Кроме свойств, важных для моделирования коллектора, таких как осадочные фации, пористость, проницаемость, песчанистость нефтенасыщенной толщины и водонасыщенность, были свойства, замеренные, как правило, в условиях реальных месторождений, такие как данные гамма-каротажа, акустического каротажа, насыпной плотности и нейтронной пористости, которые были собраны для единственной цели – создание набора надежных каротажных данных для 30 скважин, пройденных на месторождении.

Модель с высоким разрешением была укрупнена до модели с 450 ячейками, которая в дальнейшем служила основой для построения всех моделей реального случая. Затем из реального случая были взяты данные, которые отражают именно те данные, которые геологи используют в реальной жизни (как правило, каротажные диаграммы, классификации геологических фаций и карты). Эти данные были использованы для получения набора из 104 реализаций, который был предоставлен участникам. Каждая реализация содержала сетку из 60000 ячеек. Свойства и мощность зон коллектора типичны для месторождения Брент в Северном море.

Сначала просто задались вопросом: «Каким образом геологи получают первоначальные реализации, основанные только на характеристике скважин и относительном знании региона?»

Методы усвоения данныхУчастники использовали самые разные методы для усвоения данных. На таблице 4 в полной работе представлено краткое описание метода адаптации истории, использовавшегося каждым участником одновременно с другими материалами. Таблица 5 полной работы демонстрирует схему моделирования коллектора, наблюдения, использовавшиеся для функции несовпадения, обновленный перечень переменных и использовавшиеся реализации.

Большая часть участников подкорректировала характеристики сетки, а два участника выбрали лучшую из предложенных реализаций. Четверо участников использовали метод набора данных для корректировки свойств, один использовал метод линий тока, один – метод глобальной оптимизации и один – методику, основанную на градиенте, и методику без градиента с определением параметров на основании компонентного анализа. Большая часть участников использовала все реализации, предоставленные TNO, а некоторые – только часть. Один участник построил свои собственные реализации.

Объем оптимизацииДо передачи случая участникам и для сравнения была определена оценка объема оптимизации. Для месторождения Брюгге для двух случаев были смоделированы чистые приведенные стоимости для 11 лет из 30: базовый случай с управлением по данным обратной связи и оптимизация заводнения. Последняя модель дает оптимизацию, когда известны фактические данные.

Правила для базового случая с управлением обратной связи следующие:• Добывать только из Пластов 1 и 2• Закачивать только в Пласты 2 и3• Для всех добывающих скважин - закрыть регулирующую заслонку поступающей жидкости для Пластов

2 при обводненности 92%. • Для всех добывающих скважин - закрыть скважину при обводненности 94%.• Обводненность проверяется после каждого расчетного интервала (обычно 30 дней).• Все скважины работали на пределе дебита жидкостиЭти правила были приняты для заводнения снизу вверх с учетом того, что основная геологическая

структура представляет собой последовательность высокой/низкой/высокой проницаемости. Чистая приведенная стоимость через 11 лет из 30 составила 4,19 млрд. долларов. Для оптимизации заводнения использовался инструмент, включенный в моделирующую схему MoReS компании Shell, инструмент оптимизации всего срока эксплуатации. Этот инструмент для оптимизации объективной функции использует сопряженный градиент (например, чистая приведенную стоимость или накопленная добыча), меняя данные исследования скважин или дебиты жидкости и учитывая соответствующие ограничения. Для этого случая чистая приведенная стоимость через 11 лет из 30 была оптимизирована изменением коэффициентов множественной корреляции скважин с полугодовым интервалом. В результате чистая приведенная стоимость через 11 лет из 30 составляет 4,63 млрд. долларов.

JPT • JULY 2009

Поскольку часть участников проводила оптимизацию только одной регулирующей заслонкой на скважину, исследование такой ситуации проводилось с базовым случаем.

Примечания и результаты использования конкретных методов можно прочитать в полной работе.

ВыводыРазные участники применяли разные методы как для адаптации по истории, так и для оптимизации управления. Очень трудно объективно оценить качество адаптации по истории, полученное разными участниками. Прямое сравнение полей свойств с фактическим случаем трудоемко, поскольку нужно проводить укрупнение. Были приведены примеры визуального осмотра, но ясных выводов сделать не удалось. Два более объективных параметра вносят ясность:

• Разница между прогнозными и фактическими значениями чистой приведенной стоимости через 20 и через 30 лет.

• Несоответствие по скважинам между данными о добыче и о замерах.Хотя оба показателя демонстрируют разброс, можно сделать вывод, что не один показатель высокого

значения (т.е. «плохая» адаптация истории) не входит в самые высокие значения чистой приведенной стоимости. Очевидно, что показатель низкого значения (т.е. «хорошая» история адаптации) не является гарантией высокой чистой приведенной стоимости. Последнее представляется логическим, поскольку чистая приведенная стоимость будет также зависеть и от других факторов, таких как определение оптимальной стратегии управления.

Было легче объективно оценить оптимизацию управления, хотя результаты отдельных участников были подвержены влиянию качества адаптации истории. В целом разброс значений чистой приведенной стоимости, полученных разными участниками со сравнимыми установками, был порядка 10%. Самый высокий результат был получен в Университете Оклахомы только 3% ниже оптимизированного случая, определенного TNO для известного реального месторождения.

Неопределенность данного сравнительного исследования в петрофизических свойствах коллектора. Были предоставлены как параметры структуры (горизонты и разломы), так и данные технологии разработки пластов (капиллярное давление, относительная проницаемость и данные о давлении/температуре/объеме/). Это особенно адаптировало работу для методов, направленных на оценку петрофизических свойств, таких как методы, основанные на множестве, и методы, основанные на градиенте. Представляется, что более широко известные методы здесь не работают.

Для одного участника (Университет Оклахомы с самым высоким значением чистой приведенной стоимости на семинаре) работа была повторена с боле высокой частотой обратной связи, чтобы добиться большей репрезентативности системы оптимизации с обратной связью. Наибольшие улучшения происходили через 1 год, после чего следовало постепенное увеличение. В конечном счете, удалось добиться увеличения чистой приведенной стоимости на, примерно, 1%.

В целом участники положительно оценили сравнительное исследование. Однако трудно сделать выводы общего характера. Основное, что нужно было улучшить – это частота управления с точки зрения обратной связи по стратегиям управления (например, ежегодно как это было сделано в Университете Оклахомы) и снижение неопределенности в параметрах технологии разработки пластов. В настоящее время через Web сервисы разрабатывается автоматизация этой системы, которая должна реализовать эти улучшения в ближайшем будущем. JPT

Истории применения методов механизированной добычи много лет, тем не менее зачастую концепции лежащие в основе выбора того или иного метода в большей степени относятся к искусству, чем к науке. На протяжении последнего десятилетия многие добывающие и сервисные компании прилагали значительные усилия для того, чтобы улучшить понимание процессов лежащих в основе применения систем механизированной добычи и определяющих их эффективность. Например, исследования посвященные проскальзыванию жидкости в штанговых глубинных насосах и оптимизации газлифтных клапанов значительно повлияли на то, как в настоящее время проектируют и подбирают такие системы. В 2007 году Общество инженеров-нефтяников опубликовало переработанный «Справочник инженера нефтегазодобычи (Petroleum Engineering Handbook)», Том IV включает многие передовые подходы к увеличению производительности механизированной добычи нефти. Эта публикация рекомендуется для всех, кто занимается технологией добычи и мехдобычей. (На русском языке в 2009 году в серии «Библиотека нефтяного инжиниринга» выпущен переведенный с английского языка «Большой справочник инженера нефтегазодобычи. Разработка месторождений. Оборудование и технологии добычи», содержащий большой раздел посвященной эксплуатации скважин механизированными способами, который может оказаться полезным русскоязычным читателям)

Системы механизированной добычи продолжают развиваться, диапазон их применения расширяется. Организаторы крупнейшей ежегодной технической конференции и выставки 2009 года прошедшей в Новом Орлеане, получили большое количество работ, посвященных эксплуатации скважин механизированными способами, которые послужили основой для двух технических сессий, на которых были представлены новые разработки , результаты промысловых испытаний и промышленного применения новых систем механизированной добычи.

В настоящей публикации приводятся три примера представленных на конференции. Каждая из этих работ описывает усовершенствование метода механизированной добычи или методологии его применения, которые была на вооружении многие годы, оживляя «старые подходы». Хотя полевые испытания этих систем относились к конкретным регионам (Аляска, Куба и Россия), потенциал их применения трудно переоценить.

Работы, подобранные для дополнительного чтения, упоминают и другие «горячие» темы, интересные для специалистов по механизированной добыче,: поиск и совершенствование методов обезвоживания газовых скважин, решения по высокопроизводительным и высокотемпературным системам, и эффективной оптимизации метода механизированной добычи

Дополнительное чтение по теме механизированная добыча можно найти на сайте OnePetro: www.onepetro.org

SPE 116659 • “Оптимизация мехдобычи на месторождении Орито” Сэнди Вильямс, Общество инженеров-нефтяников, ALP Ltd., и другие.

SPE 115849 • «Снятие ограничения: Испытание высокодебитной системы механизированной добычи для месторождений сернистой, тяжелой нефти с использованием тепловых методов увеличения нефтеотдачи в Омане» Г.Х.Ланье, Общество инженеров-нефтяников, компания Petroleum Development Oman и др.

SPE 115934 • “Разработка новой модели плунжерного метода добычи с использованием данных «умного» плунжера” Г.К.Чава, Общество инженеров-нефтяников, Университет Texas A&M и др.



JPT • JULY 2009

JPT

Шауна Ноонан, Общество инженеров-нефтяников, инженер–эксплуатационник из компании ConocoPhillips, в которой она работает как специалист по механизированной добыче в группе технологий добычи. Ноонан работала в проектах ConocoPhillips по механизированной добыче во многих странах мира, до этого работала в компании Chevron более 16лет. Председательствовала на многих встречах и в комитетах, автор и соавтор многих работ по механизированной добыче. Ноонан член консультационного комитета SPEPO, комитета Ежегодной технической конференции и выставки и редакционной коллегии JPT (Journal of Petroleum Technology) и почетный редактор SPEPO. Имеет степень бакалавра по технологии добычи нефти Университета Альберты.

Винтовые насосы (ВН) за последние несколько десятилетий доказали, что являются эффективной и надежной системой добычи тяжелых нефтей. Применение винтовых насосов в нефтедобыче быстро растет благодаря повышению их универсальности, производительности, износостойкости и экономичности. В результате область их применения расширилась до такого уровня, что для ряда месторождений эти системы успешно конкурируют с традиционно применявшимися ранее штанговыми и электроцентробежными погружными насосами.

ВведениеВинтовые насосы нашли применение во многих отраслях промышленности как эффективное средство для переноса, транспортировки и/или подъема самых разных жидкостей. Применение винтовых насосов для добычи из нефтяных скважин получило признание после первого успешного промышленного применения в проекте по добыче тяжелой нефти в 1980-ых годах. На сегодняшний день при эксплуатации скважин на многих месторождениях во всем мире предпочтение отдается винтовым насосам.

Системы ВНСтандартный винтовой насос состоит из двух основных компонентов: первый – это статор, который обычно спускается на конце колонны НКТ и остается в стационарном положении во время эксплуатации, второй – это ротор, который спускается на конце колонны насосных штанг и вращается внутри закрепленного статора во время эксплуатации. Удлиненный стальной ротор обрабатывается на станке с круговым профилем и однородной спиралью с установленным эксцентриситетом и длиной шага. Для уменьшения трения и улучшения износостойкости в обслуживании роторы обычно покрываются хромом. Полость статора имеет форму двойной внутренней спирали с длиной шага в два раза превышающей длину шага ротора при установленном роторе. Такая конфигурация создает два ряда параллельных полостей в пределах насоса,

Опыт использования цельнометаллических винтовых насосов (ВН) на месторождениях тяжелой нефти Кубы


Настоящая статья, написанная заместителем редактора по технологиям Карен Байби, содержит основные положения из работы 120645 Общества инженеров-нефтяников «Промысловый опыт использования цельнометаллических винтовых насосов на месторождениях тяжелой нефти Кубы» И.Герра (Общество инженеров-нефтяников) и А.Санчес (Общества инженеров-нефтяников и компания Sherritt International Oil and Gas), Стив Метьюз (Общество инженеров-нефтяников и компания C-FER Technologies), первоначально подготовленной для Симпозиума по добыче и техническим операциям в 2009 году, Оклахома-Сити, Оклахома, 4-5 апреля. Настоящая работа не пересматривалась.

Рис.1 Стендовые испытания металлического насоса


которые заполняются добытым флюидом. Когда ротор раскручивается в пределах статора благодаря приданию вращения колонне насосных штанг на поверхности, флюид из ствола скважины затягивается в насос и вытесняется из приемного устройства через полости вдоль статора на сброс, где жидкость выходит под большим давлением в эксплуатационную колонну НКТ.

В стандартных винтовых насосах внутренняя часть статора выполнена из синтетической полимерной массы, которая обеспечивает посадку с натягом между ротором и статором, в результате чего между примыкающими полостями в насосе создается герметичное уплотнение, способное выжержать определенный перепад давления. В целом номинальное значение перепада давления которое способен создать винтовой насос увеличивается с количеством полостей или уплотнений. Для конкретной конструкции насоса, натяг между ротором/статором, свойства полимера и вязкость добываемого флюида сильно влияют на способность насоса развивать перепад давления и его эксплуатационные характеристики. Поэтому для каждой конкретной скважины выбор полимерной смеси и степень взаимовлияния ротора/статора (первоначальная затяжка или тугость посадки) определяют ключевые экплуатациионые показатели насоса, его производительность и срок эффективной эксплуатации.

Пытаясь преодолеть ограничения, создаваемые относительно быстрым химическим и/или механическим разрушением полимера на забое (например в скважинах с высокой температурой на забое или высоким содержанием ароматических веществ, высокой концентрацией СО2 или Н2S) производители разработали различные цельнометаллические варианты винтовых насосов. Статор цельнометаллических винтовох насосов может быть выполнен в виде нескольких коротких секций, которые затем последовательно укладываются, центруются и размещаются внутри внешнего металлического корпуса.

С точки зрения конструкции и функциональности основное различие между цельнометаллическими и полимерными винтовыми насосами в отсутствии посадки с натягом ротора/статора в металлических винтовых насосах. Соответственно уплотнительная способность металлических насосов достигается только благодаря минимальному рабочему зазору между ротором и статором (т.е. требуются минимальные заводские допуски). Хотя этот зазор создает сильное проскальзывание (протечки) и снижает КПД при перекачке флюидов с небольшой вязкостью, металлические винтовые насосы могут быть очень эффективными при работе с высоковязкими флюидами (например, более 100 сантипуаз).

Кубинские нефтяные месторожденияРазработка месторождений Юмури и Сиборуко началась в 1998 году, и накопленная добыча в ноябре 2008 года составила примерно 4,9×106 и 3,7×106 м3 соответственно. Из коллекторов добывается сверхтяжелая нефть с плотностью дегазированной нефти от 980 до 1007 кг/м3. Обводненность в добывающих скважинах на сегодняшний день на этих месторождениях составляет в среднем 36 и 11%, соответственно. Эти шельфовые коллекторы характеризуются сложным складчатым взбросом, вытянутым вдоль северного побережья Кубы. Вдоль взброса расположены ловушки, содержащие большие объемы тяжелой нефти в естественно трещиноватых карбонатных коллекторах в налегающей породе на глубине примерно 1500 м. Тяжелая нефть, добываемая на месторождениях Юмури и Сиборуко, содержит серу и, как правило, до 5 моль% сероводорода и 10 моль% двуокиси углерода. На ноябрь 2008 года на этих месторождениях средний газовый фактор составил 28 и 81 м3/м3, соответственно.

Установка винтовых насосов Первые стандартные винтовые насосы были установлены на Кубе в 2001 году, на месторождениях Юмури и Сиборуко они начали применяться в 2002 году. Почти на всех скважинах (97%), на этих двух месторождениях на сегодняшний день требуется тот или иной вид механизированной добычи. На 91% скважин в настоящее время добыча ведется с использованием винтовых насосов. В июле 2005 года на скважинах Ю-209 и СИБ -103 были установлены первые два металлических винтовых насоса. С тех пор 10 металлических винтовых насосов спущены и успешно работают в ряде скважин месторождений Юмури и Сиборуко.

Типичная установка и схема эксплуатации систем винтовых насосов могут быть представлены следующим образом:

• Спустить винтовой насос на колонне НКТ диаметром 114,3 мм до глубины установки в пределах от 700 до 1300м глубины по стволу.

• Установить насосные штанги диаметром 25,4 или 31,8 мм, двигатель мощностью 75 л.с., частотно-регулируемый привод (ЧРП) и узел привода с ременной передачей 4:1 или редукторным приводом 7:18.

• Запустить винтовой насос на скорости от 100 до 300 оборотов/минуту с ограничением вращательного момента ЧРП, установленным на 80% от максимального рекомендуемого вращательного момента, определенного производителем штанг.

• Отслеживать эксплуатационные условия в скважине и производительность насоса, проводить капремонты в случае отказа насоса или низкой добычи, связанной со сбоями в работе насоса.

Конструкция и технические характеристики металлического винтовго насосаПервые два цельнометаллических винтовых насоса были установлены в июле 2005 года. Позднее еще восемь насосов были спущены на месторождениях Юмури и Сиборуко одновременно с двумя насосами,



спущенными на месторождении Варадеро, т.е. общее количество спущенных насосов достигло 12. В полной версии статьи подробно были описаны только установки на месторождениях Юмури и Сиборуко. Важно отметить, что девять из 10 металлических винтовых насоса, установленных на месторождениях Юмури и Сиборуко по-прежнему работают, один металлический насос подняли, но не по причине его отказа. Следовательно, данные, приведенные в работе, не отражают наработку насосов на отказ и и не дают статистику по межремонтному периоду, как это было с полимерным винтовыми насосами.

В целом металлические винтовые насосы имеют больший диаметр, но более короткие статоры, чем полимерные насосы. Считается, что более короткие статоры в данном случае имеют преимущество, поскольку они уменьшают изгибающее напряжение и вибрацию, а насосы, как правило, устанавливаются на искривленном участке горизонтальной скважины в скважинах с достаточно большой эксплуатационной колонной. На Рис. 1 показан один из металлических насосов во время стендовых испытаний перед установкой в скважине. Такая геометрическая компоновка может быть важна для объяснения лучшей наработки модели В-Е1 по сравнению с А-Е1, обе модели насосов полимерные. Хотя три металлических винтовых насоса покрывают широкий диапазон по производительности, у них одинаковое номинальное значения развиваемого давления 14,8 МРа. Это близко к значениям полимерных винтовых насосов за исключением насоса модели В.

Хотя процедура установки металлических винтовых насосов мало отличается от процедуры установки обычных полимерных винтовых насосов, дополнительные действия при пуске металлических насосов заслуживают особого внимания. Основная разница возникает в связи с необходимостью «залить» металлические насосы вязким флюидом, чтобы избежать избыточного проскальзывания, которое может помешать насосу обеспечить достаточную подъемную силу для подъема флюида на поверхность. Заполнение затрубного пространства смесью тяжелой нефти и более легкой нефти во время пуска насоса после установки оказалось эффективным методом, позволяющим насосу вытеснять слабовязкий регулирующий флюид (например, воду), как правило, используемый во работ по смене насоса.

ВыводыВсе металлические винтовые насосы успешно применялись при добыче сверхтяжелой нефти в целом ряде горизонтальных скважин месторождений Юмури и Сиборуко на Кубе. После июля 2005 года было спущено двенадцать металлических винтовых насосов, на сегодняшний день не зафиксировано ни одного случая отказа. Металлические винтовые насосы показали гораздо более продолжительный средний межремонтный период по сравнению с несколькими моделями насосов, выполненными из разных полимеров. Большая износоустойчивость, продемонстрированная металлическими винтовыми насосами, сокращает потери при добыче в отличие от внезапных отказов полимерных винтовых насосов, которые часто приводят к продолжительному ожиданию ремонтной бригады для смены насоса. Что касается металлических насосов, используемых на этих месторождениях, то они постепенно снижают свою производительность, что позволяет более качественно составлять график движения ремонтных бригад для замены насосов. JPT

Технология спуска внутри НКТ (СВН) электрического центробежного насоса, была разработана, чтобы справиться с высокими затратами и продолжительным временем проведения ремонтов скважин связанных с заменой изношенных или отказавших насосов на месторождениях Северного Склона на Аляске. Технология СВН позволяет провести замену ЭЦН в работающей скважине без глушения скважины. При проведении замены по технологии СВН насос поднимается и заменяется с помощью тонкого троса или гибких НКТ, при этом НКТ, гидрозащита, мотор, силовой кабель и забойные измерительные приборы остаются на месте в скважине.

ВведениеВпервые технология СВН была применена на эксплуатационных скважинах месторождения Вест Сак на Северном Склоне в Аляске в 1998 году. В первых установках по технологии СВН использовались электрические погружные винтовые насосы (ЭВНСВН). В 2001 технологию СВН адаптировали для центробежных насосов, с целью достижения более высоких дебитов скважин. Центробежные насосы, спускаемые внутри НКТ получили обозначение ЭЦНСВН (TTCESP). На месторождении Вест Сак подъемные системы ЭЦНСВН до сих пор являются наиболее предпочтительными.

Технология СВН применима в скважинах с большим выносом мехпримесей, т.е. там, где насос является наиболее частой причиной отказа системы. Кроме того технология СВН обеспечивает увеличение, уменьшение типоразмера погружного насоса или добавление дополнительных элементов в систему таких, как роторный газосепаратор, без необходимости привлечения ремонтных бригад для смены оборудования на эксплуатируемых скважинах.

Элементы ЭВНСВН и ЭЦНСВН Часть системы спуска внутри НКТ стационарно устанавливаемая в ходе ремонта скважины состоит из центратора двигателя, двигателя, зубчатого редуктора, спаренной гидрозащиты и переходника. Силовой кабель крепится к внешней стороне НКТ и идет от двигателя к поверхности. Отдельный кабель для погружной телеметрии идет к забойным измерительным приборам, расположенным в боковом гнезде выше сборки ЭЦН. Переходник (Рис.1) является тем узлом системы, который позволяет поднимать насос в то время когда двигатель, зубчатый редуктор, гидрозащита, НКТ, кабель для погружной телеметрии и

Замена ЭЦН, спускаемых внутри НКТ, при подземном ремонте эксплуатируемых скважин


Настоящая статья, написанная заместителем редактора по технологиям Карен Байби, содержит основные положения из работы 116822 Общества инженеров-нефтяников «Замена ЭЦН, опускаемых внутри НКТ, при подземном ремонте эксплуатируемых скважин» Уолтера Динкинса (Общество инженеров-нефтяников) и Стива Тетзлаффа (Baker Hughes), Джона С. Паттерсона (Общество инженеров-нефтяников), Хай Ханта (Общество инженеров-нефтяников), Питера Незатицки (Общество инженеров-нефтяников), Джеймса Роджерса (Общество инженеров-нефтяников, ConocoPhillips) и Брета Чемберса (ВР), первоначально подготовленной для Ежегодной Технической Конференции и выставки Общества инженеров-нефтяников в 2008 году в Денвере, проводившейся 21-24 сентября. Настоящая работа не пересматривалась.


TC Radial Bearings

Intake Slots

Locator

Sand Cleanout

Shaft Extension

Seal Head

Рис.1 – Сборка переходника по технологии СВН


силовой кабель остаются на месте. Элементы системы спуска внутри НКТ спускаемые на гибком тросе состоят из сборки насоса, уплотнительного устройства, и стопора. Сборка насоса состоит из посадочного устройства (Рис.2), которое соединяет насос со стационарным переходником, самого насоса и выпускной сборки, которая включает центратор и ловильную шейку. Элементы системы ЭЦНСВН аналогичны элементам ЭВНСВН за исключением того, что зубчатый редуктор для ЭЦН не задействуется. В дополнении для ЭЦН используется расширенный блок погружной телеметрии.

Элементы системы ЭЦНСВН спускаемые на гибком тросе аналогичны элементам системы спуска винторого насоса ЭПЭВН, за исключением того, что в данном случае используется центробежный насос. На Рис. 1 в оригинальной статье слева показаны элементы системы, стационарно устанавливаемые во время ремонта скважины, справа показаны элементы системы, спускаемые на гибком тросе. Частотно регулируемые электроприводы запитывают как ЭВНСНВ, так и ЭЦНСНВ.

Предполагается, что срок эксплуатации оборудования, стационарно устанавливаемого во время ремонта скважин , составляет 4-5 лет, а оборудования на устанавливаемого на гибком тросе – от 1 до 2 лет (в зависимости от условий в каждой конкретной скважине, например, выноса мехпримесей).

Сборка СВН переходник/приемное устройствоДва элемента системы СВН, которые отличают ее от обычного ЭЦН, - это переходник/приемное устройство (Рис. 1) и насос на гибком тросе с соответствующими элементами (элементами, используемыми для управления и состыковки насоса, спускаемого через НКТ). Проушина насоса спускаемого на гибком тросе, показанная на Рис. 2, состыковывается с секцией переходника/приемного устройства стационарно устанавливаемой в ходе ремонта скважины. Сборка СВН переходник/приемное устройство включает входной вал, который соединяет насос на тонком тросе с гидрозащитой. Эта часть системы спроектирована так, чтобы по сроку эксплуатации превысить элементы насоса, что позволяет многократно менять насос.

Испытание оборудования на взаимодействие в заводских условиях помогло определиться с оптимальным вариантом сборки переходник/приемное устройство и подтвердило, что СВН оборудование одинаково хорошо работает, как с центробежными насосами, так и с винтовыми насосами. В связи с разными уровнями добычи газа и выноса мехпримесей, что, в свою очередь, связано с наличием вертикальных скважин с гравийной набивкой и многоствольных скважин с хвостовиками с щелевидными отверстиями, секция переходник/приемное устройство для ЭЦН имеет щелевидные отверстия, а в варианте с ЭЦН используется перфорированное приемное устройство. Перфорированный переходник/приемное устройство защищает насос от крупных обломков породы размером 3/8 дюйма и больше (1 дюйм – 2,5см). Длина сборки запроектирована так, чтобы разместить в ней роторный газосепаратор, прикрепленный к приемному устройству насоса. Отсепарированный газ сбрасывается на перфорационные отверстия в верхней части сборки переходника, а затем направляется в затрубное пространство. Часть скважины, в которой устанавливается насос имеет большее затрубное пространство, чем в колонне насосно-компрессорных труб, через которую насос спускается, что создает оптимальные условия для отделения природного газа.

Элементы системы, спускаемые на гибком тросеПосадочное устройство находится в основании насоса, представляет собой центрирующее, предотвращающее поворот и закрепленное на шпонке устройство. Центрирование и предотвращение поворота происходят одновременно, когда насос спускается в сборку переходника НКТ. Посадочный блок совмещается и соединяется с валиком стационарно установленного переходника, когда насос заходит в сборку переходник/приемное устройство. В проушине имеется смазываемый флюидом скважины подшипник. В системах ЭВНСВН этот подшипник не позволяет радиальным нагрузкам распространяться на уплотнение.

Насос. Сборки ЭВНСВН монтировались на базе одно- и многозаходных винтовых насосов, производимых тремя разными производителями. Каждый производитель имеет свои запатентованные эластомеры статора и различные подборки ротора/статора. Эластомеры подбираются на основании прорекламированной химостойкости и жаростойкости. Подборки ротора/статора делаются исходя из свойств флюида и предполагаемого увеличения объема статора. Выбор несовместимого материала эластомера или неправильная подборка ротора/статора могут привести к значительному уменьшению наработки насоса на отказ.

ЭЦН – это насосы, спускаемые в НКТ, их размер уменьшен с 4,0 дюймов внешнего диаметра (ВД) до 3,80 дюймов ВД, т.е. диаметра меньшего, чем проходной диаметр 4,5 дюйма, при весе НКТ 12,75 фунтов массы (1 фунт – 0,45 кг). При сборке и определении глубины, на которой должен быть установлен насос необходимо

Рис. 2 – Посадочное устройство для установки насоса в переходник

учитывать прочность на давление изнутри корпуса центробежного насоса, определяемую уменьшенным диаметром. Например, насосы диаметром 3,80 дюйма имеют предел прочности на давление изнутри корпуса 2392 фунта на кв. дюйм (1 фунт на кв.дюйм - 0,72 кг/см2) по сравнению со стандартной прочностью 4029 фунтов на кв. дюйм при проектной полной толщине стенки (4,0 дюйма ВД).

Оптимизация насосовКомпания ConocoPhillips Alaska использовала возможности технологии СВН для оптимизации производительности насосов и увеличения добычи. Насосы извлекались заменялись раньше в связи с постепенным ухудшением характеристик насосов в тех случаях, когда потери добычи не могли покрыть затраты на ремонт скважины. Насосы заменялись на насосы большиего или меньшего типоразмера принимая во внимание более высокие или более низкие, чем ожидалось, дебиты. Возможность установки насоса оптимального типоразмера позволяет максимально увеличить добычу и минимизировать проблемы с остановкой скважин из-за полной откачки жидкости из затрубного пространства. Это упростило выбор между однозаходными насосами, которые легче справляются с мехпримесями, и многозаходными насосами, которые имеют более высокий дебит. Технология СВН допускает тестирование разных эластомеров статора и разных вариантов подгоноки ротора/статора. Эластомеры, как правило, запатентованная продукция производителя, и они поступают с разными уровнями стойкости к углеводородам, химреагентам, механическому износу и высокой температуре. Использование неподходящего эластомера может привести к значительному уменьшению срока эксплуатации насоса. Слишком жесткая подгонка ротора/статора может привести к блокировке насоса или быстро ухудшить характеристики насоса в результате повышенной температуры, создаваемой трением и сжатием газа на сбросе из насоса. Слишком слабая подгонка может вызвать уменьшение напора насоса и потерю добычи.

Аналогичным образом для регулирования более высоких или более низких, чем предполагалось, дебитов жидкости и газа заменялись ЭЦН. Большая часть ЭЦН на месторождении Вест Сак имеют конусную конфигурацию. Конусная конфигурация включает набор ступеней большего типоразмера непосредственно после приема насоса, после которых следуют ступеней смешанного типа, предназначенных для развития основного напора системы. Конусная конструкция позволяет насосу работать с большей долей свободного газа в потоке (40% свободного газа на приеме). Новые многоствольные скважины начали испытывать резкие увеличения газонефтяного фактора уже на раннем этапе добычи до стабилизации давления за счет нагнетания воды. Такая ситуация создала необходимость применения устройств для обеспечения работы ЭЦН с газом, и в результате был разработан новый роторный газосепаратор типа крутонаклоненного лопастного шнека (КЛШ). Технология ЭЦНСВН позволяет поднимать уже установленные насосы для дополнения новыми газосепараторами. Насосы, используемые по технологии ЭЦНСВН, с роторными газосепараторами типа КЛШ обеспечивают работу насоса с содержанием свободного газа на входе в сепаратор до 60% .

Повторное использование насосов Повторное использование сборки винтового насоса на гибком тросе, которая включает модифицированные статор и ротор и соответствующие устройства для спуска через НКТ, требует тщательного предварительного осмотра. В связи с внешним воздействием и разбуханием под воздействием флюидов скважины большая часть элементов эластомера заменяется. Однако бывали случаи, когда статор и ротор насоса просто очищались, уплотнительные элементы заменялись, и отремонтированная сборка успешно использовалась.

Часто задается вопрос по поводу того, сколько раз насосы могут запускаться без повреждения элементов стационарно установленных во время ремонта скважины. На сегодняшний день в 38 скважинах, оборудованных по технологии СВН, было проведено 59 ремонтов скважин с использованием ремонтных бригад и 154 работы по смене насосов без использования ремонтных бригад. На двух скважинах было проведено более семи смен насосов на гибком тросе, без замены стационарно установленного оборудования, при этом не было отмечено никаких свидетельств повреждения стационарно установленного оборудования в скважине. JPT


В настоящее время в качестве привода установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) в основном используются асинхронные погружные электродвигатели (ПЭД). Вместе с тем, возможности дальнейшегоулучшения их показателей практически исчерпаны, а необходимость снижения электропотребления ставитперед специалистами задачу увеличить КПД энергоемких технологических процессов, к числу которыхотносится и добыча нефти с помощью УЭЦН. По сравнению с асинхронными ПЭД более высокимипоказателями эффективности обладают вентильные электродвигатели, которые уже заняли лидирующееположение в целом ряде областей. До недавнего времени приводы УЭЦН на основе вентильных двигателей не использовались в нефтянойпромышленности, однако сегодня они находят все более широкое применение на месторожденияхразличных нефтедобывающих компаний.

ВведениеПо сравнению с традиционными асинхронными ПЭД вентильные двигатели обладают целым рядомхарактеристик, делающих их применение привлекательным с экономической точки зрения. Кроме того, внедрение вентильных электродвигателей позволит увеличить ресурс установок электроцентробежныхнасосов и улучшит показатели в области охраны труда и промышленной безопасности.

При запуске, выводе на режим и эксплуатации скважины существует необходимость регулирования икорректировки параметров работы насоса. Использование вентильного электродвигателя в качествепривода УЭЦН позволяет изменять частоту вращения вала в расширенном диапазоне, а значитмаксимально оперативно реагировать на изменение дебита скважины и динамического уровня безпроизводственных остановок и проведения спуско-подъемных операций. При использовании УЭЦН, оборудованных асинхронными ПЭД, для решения данной проблемы прибегают к штуцированию скважинили к изменению глубины подвески насоса, что приводит к износу оборудования, повышенномурасходованию электроэнергии и увеличению вероятности возникновения аварий. Принципиальное отличиевентильных двигателей от серийных асинхронных ПЭД заключается в возможности регулирования частотывращения за счет изменения силы тока, в то время как скорость вращения асинхронного двигателя можнорегулировать, лишь изменяя частоту тока с помощью частотных преобразователей. Таким образом, болеепростая конструкция вентильного электродвигателя позволяет регулировать частоту оборотов безприменения дополнительного дорогостоящего оборудования – частотно-регулируемых приводов (ЧРП). Одним из существенных недостатков традиционных асинхронных ПЭД является достаточно низкий КПД – не более 85%. В то же время значение КПД вентильного электродвигателя гораздо выше – более 90%, ионо почти не изменяется при колебаниях напряжения питающей сети, а также при изменении нагрузки напривод. Минимальное значение токов холостого хода и рабочего тока позволяет более точно измерить нагрузку на привод, оптимизировать работу УЭЦН, а также лучше отстроить защиту по минимальному току. При освоении скважин актуальной является проблема перегрева погружного электродвигателя. Поэтомупри использовании асинхронных ПЭД необходимо периодически останавливать установку для охлаждения. Применение вентильного двигателя в качестве привода УЭЦН позволяет проводить освоение скважины безостановки на охлаждение – за счет более высокого КПД вентильные электродвигатели меньшеперегреваются, что увеличивает ресурс изоляционных материалов и позволяет сократить количествоотказов по причине оплавления кабеля в месте кабельного ввода. Еще одно отличие вентильных двигателей от традиционных состоит в том, что при одинаковой мощности они обладают меньшими массо-габаритными показателями. Это особенно важно при эксплуатации вскважинах со сложной геометрией ствола..

Энергетические характеристикиЭнергосбережению уделяется большое внимание в отрасли, что ведет к внедрению эффективных энергосберегающих проектов на местах. Актуальностьрешения вопроса снижения электропотребления при добыче нефти с помощью УЭЦН объясняетсяустойчивым ростом тарифов на электроэнергию и

Вентильный привод в нефтедобыче


Настоящая статья, написанная заместителем редактора по технологии Карен Байби, содержит основные положения работы 117386 Общества инженеров-нефтяников «Вентильный привод в нефтедобыче» Игоря Азанова и Артура Шамигулова (ТNК-ВР), подготовленной для Российской Нефтегазовой Технической конференции и выставки Общества инженеров-нефтяников в 2008 году в Москве, 28-30 октября. Работа не пересматривалась.


обводненности скважинной продукции. Эти факторыприводят к увеличению удельных издержек затрат энергии на подъем 1 т жидкости и, соответственно, себестоимости добытой нефти. В 2006 году доля затрат на потребление электроэнергии в ОАО «ТНК-Нижневартовск» и СНГДУ-2составила 5% себестоимости подъема нефти (230 млн руб. и 250 млн руб. соответственно). Для сравненияпотребления электроэнергии вентильными электродвигателями и традиционными асинхронными ПЭДодинаковой мощности были проведены замеры с использованием сертифицированных счетчиков и поутвержденным методикам. Расчеты показали, что вентильные электродвигатели потребляют в среднем на23% меньше энергии, чем асинхронные ПЭД. Таким образом, если бы вентильные электродвигатели применялись на всем фонде скважин ОАО «ТНК-Нижневартовск» и СНГДУ-2, оснащенных УЭЦН, экономиямогла бы достигнуть 70 млн руб. в год. Кроме того, эксплуатация УЭЦН неразрывно связана с проблемой искажения питающего напряжения в сети– гармониками. Как уже отмечалось, традиционные асинхронные электродвигатели эксплуатируются всвязке с частотно-

регулируемыми приводами (ЧРП). Как показали исследования, применение ЧРПприводит к появлению гармоник в сети, что в свою очередь является причиной таких негативных явленийкак искажение формы питающего напряжения, падение напряжения, резонансные явления, повышеннаявибрация оборудования, нагрев и даже взрыв конденсаторов на трансформаторных подстанциях. Исследования показали, что использование вентильных электродвигателей позволяет избежать таких явлений.

ВыводТНК-Нижневартовск и СНГДУ-2 – это первые предприятия, где для работы ЭЦН применялись электродвигатели. с постоянным магнитом. Пилотный проект был начат в 2005 году, на сегодняшний день он завершен, и в ближайшее время должно начаться массовое производство оборудования такого рода.

Со времени начала пилотного проекта в ТНК-Нижневартовск было установлено 17 ЭЦН с электродвигателями с постоянным магнитом (включая запущенные вторично). Восемь из них продолжают работать. По состоянию на 20 октября 2007 года максимальная наработка оборудования на отказ попредприятию составила 680 дней. В результате применения вентильного электродвигателя расчетнаянаработка на единицу оборудования по скважинам ОАО «ТНК-Нижневартовск» увеличилась на 160 дней(30,7%). При этом, необходимо отметить, что для реализации пилотного проекта по использованиювентильных электродвигателей в качестве привода УЭЦН в основном были выбраны скважины сосложными скважинными условиями – именно этим и объясняются высокие расчетные показатели. С момента старта проекта по замене асинхронных ПЭД вентильными электродвигателями в конце 2006года в СНГДУ-2 был произведен монтаж 31 установки ЭЦН с вентильным электродвигателем в качествепривода УЭЦН (в том числе повторные). По данным на 20 октября в работе находится 24 установки, эксплуатируемые на часто ремонтируемом фонде, максимальная наработка на отказ составляет 316 дней. Согласно расчетной методике средняя наработка на единицу оборудования при использовании вентильных электродвигателей составит 744 суток, что на 540 суток больше аналогичного показателя по скважинам, оборудованным традиционными асинхронными ПЭД. Кроме того, расчеты показывают, чтоколичество отказов погружного оборудования сократится на 72,5% (Рис.2)

Такое значительное снижение числа аварий непременно приведет к улучшению показателей в областиохраны труда и промышленной безопасности, что является одним из основных приоритетов компании ТНК-ВР. Более высокая надежность вентильных электродвигателей, а также их уникальные характеристики позволяют сократить количество операций по подземному ремонту скважин (ПРС), связанных с выходом из строя погружного электродвигателя, а также с заменой установки ЭЦН вследствие изменений скважинных условий.

Pис.1 Стендовые испытания металлического насоса



Кроме того, снижение аварийности позволит добывающим предприятиям существенно уменьшитьзатраты на закупку необходимого оборудования (стоимость одного комплекта для замены – около 350 тыс. руб.) и проведение операций ПРС (стоимость одной операции в среднем составляет порядка 400 тыс. руб.). Положительный экономический эффект от внедрения вентильных электродвигателей в качестве привода УЭЦН также будет обеспечиваться благодаря снижению потерь нефти за счет сокращения временипростоя скважин, вызванного остановкой на проведение ремонтных работ. Экономический расчет на тригода для фонда из 50 скважин, оборудованных вентильными электродвигателями, показал, чтодополнительная добыча в этом случае превысит 3 000 т

В целом, опыт эксплуатации этого вида оборудования в ОАО «ТНК-Нижневартовск» и СНГДУ-2 можносчитать положительным – в частности, не было зафиксировано ни одного случая отказа УЭЦН по причиневыхода из строя вентильного двигателя. Дальнейшие действия предусматривают мониторинг наработки наотказ вентильных электродвигателей, анализ причин отказов УЭЦН, оборудованных вентильнымидвигателями, а также более тесное взаимодействие с заводом-изготовителем JPT

Как правило, по всему интервалу между кондуктором и забоем проводятся каротажные работы, но отбор керна зачастую не делается. Хотя расходы на отбор и анализ керна немалые, они составляют только часть от общих расходов на скважину, и стоит больших усилий убедить руководство в том, что проект только выиграет от полученной информации. В поисках запасов и последующей разработке коллекторов с более сложной структурой порового пространства на больших глубинах и при более высоких температурах там, где чувствительность каротажа вызывает сомнения, отбор керна никогда не был более важным.

Никто не будет спорить с тем, что каротажные диаграммы дают более полную статистическую картину больших объемов породы, лучше согласуются с глубиной, могут выявить контакты флюидов, пропущенную нефтенасыщенную толщину и охваченные заводнением зоны, позволяют оценить давление в коллекторе. Кроме того, данные каротажа могут быть согласованы с сейсмическими данными для картирования свойств коллектора. Однако простой визуальный осмотр и лабораторный анализ керна могут дать такие важные данные, которые каротаж дать не может, и это касается каждого из перечисленных показателей.

Керн подтверждает литологию и минералогию коллекторов, помогает проверить оценку таких основных свойств горной породы, как пористость, насыщенность и эффективная толщина и остается единственным надежным мерилом проницаемости. Керн показывает, каким образом флюиды расположены в поровом пространстве и куда текут, помогает в исследовании повреждений пласта, дает информацию о механических свойствах и обеспечивает более быстрое и безопасное бурение и более качественное заканчивание скважины.

Несмотря на сложности с очисткой, хранением, восстановлением до первоначального состояния и укрупнением керн позволяет наилучшим образом оценить вводные данные для построения точной модели коллектора, хотя литература, рекламирующая каротаж, пытается убедить нас в обратном. Каротажные диаграммы не могут дать характеристику коллектора, если нет данных о породе. В таком случае последующее моделирование должно будет полагаться на непроверенные корреляции и аналогии, полученные с помощью каротажа. В результате появляется еще большая неопределенность.

Дополнительный материал для чтения по теме «Оценка пласта» имеется на сайте OnePetro: www.onepetro.org

IPTC 12837 • “Точный ЯМР для определения типа флюида разложением флюида на компоненты с использованием функционального соотношения T1/T2” Бокина Сана, компания Chevron Energy Technology и др.

SPE 117728 • “Определение типа пород в коллекторе от наивысшей точки до фланга” Махмуда Басиони, компания Abu Dhabi Company, и др.

IPTC 12328 • “Получение данных и оценка пласта в анизатропных коллекторах плотного газа в Султанате Оман” Х.Д. Конинга, ОИН, компания Petroleum Development Oman, и др.

Оценка пласта


JPT • AUGUST 2009

JPT

Боб Харрисон, инженер –нефтяник. Более 20 лет проработал в компаниях British Gas и Enterprise Oil. Основной интерес Харрисона в быстром и точном ранжировании нефтяных и газовых объектов. У него есть степени бакалавра и магистра по разработке нефти и степень магистра бизнеса. Харрисон редактировал учебники по оценке пластов и опубликовал более 20 работ. Сотрудничал в редакторском комитете журнала JPT и сотрудничает редактором в издании SPEREE.


Точное знание прочности породы крайне важно для оценки напряжения на месте залегания, анализа стабильности ствола скважины и других геомеханических параметров. Когда имеется достаточный объем данных по керну о напряжении, то компьютерные методы такие, как нечеткая логика и распознавание кластерной схемы в сочетании с анализом осадочных фаций и диагенетической классификацией, могут улучшить оценку прочности. Полунепрерывные геофизические измерения ударной энергии с помощью испытания без разрушения могут быть скоррелированы с петрофизическими измерениями для получения механических фаций и улучшенным отбором проб для стандартного определения свойств горных пород.

ВведениеМеханические свойства горных пород очень важны для точного анализа прочности на месте залегания и геомеханической оценки, включая анализ стабильности ствола скважины, прогноз и управление выносом песка, проектирование ГРП, стабильность разломов, возможности повторного ввода в эксплуатацию и другие геомеханические параметры. Параметры прочности горных пород, необходимые для ввода в геомеханическую модель Мора-Куломба, которая основана на линейном критерии осыпания, включают неограниченную прочность на сжатие (НПС), угол трения или коэффициент внутреннего трения и прочность толстостенного цилиндра (полого) (НТЦ), которые могут понадобиться для оценки песка.

Обычно в условиях лаборатории значения прочности горной породы определяются испытаниями на трехосное сжатие на цилиндрических образцах, которые вырезаются из керна, взятого из интересующего вас интервала. Полная информация о прочности горной породы по глубине может быть оценена геофизическими измерениями и эмпирической зависимостью анализа керна и измерений. Чаще всего база данных о прочности керна ограничена, неполна, и чаще всего по более прочным интервалам прочность завышена. Пригодные для испытаний качественные образцы керна пластов, не содержащих коллекторов (например, аргиллит и глина), где в основном и происходит осыпание, редко имеются в наличии. В полной работе приводится надежная процедура получения данных по прочности горных пород из анализа керна, даются стандартные эмпирические уравнения прочности горных пород и приводятся методы улучшения оценок прочности горных пород.

Данные о прочности горных пород по анализу кернаЧасто образцы для тестирования геомеханики берутся только из первого среза. Это уменьшает диаметр керна и, следовательно, длину образца, в итоге соотношение длины и диаметра становится неприемлемым. Если образцы для тестирования геомеханики не берутся, то это еще хуже, поскольку керн высыхает и очевидно ухудшается в зависимости от минералогии.

Программа тестирования геомеханики должна быть спланирована задолго до отбора керна, т.к. нужно учесть разные интересы и избежать потенциальных ошибок. Хорошие контакты между разными департаментами помогут направить процесс, получить максимальную выгоду от знания геомеханики и избежать дублирования работ.

Нужно отметить, что при проведении анализа керна на прочность горных пород важно правильно провести каротаж во время бурения через покрывающие пласты, коллектор и подстилающие пласты. С помощью алгоритмов прочности горной породы, определенных между керном и равноценным измеренным интервалом, нужно точно подсчитать прочность только на основании геофизических исследований в интервалах коллектора, из которых не отбирался керн. Точность расчетов зависит только от типа и разрешения каротажа

Данные о прочности горной породы, полученные на основании анализа керна и проведения каротажа


Настоящая статья, написанная заместителем редактора по технологиям Карен Байби, содержит основные положения из работы SPE 121972 Общества инженеров-нефтяников «Прочность горной породы по данным керна и каротажа: состояние работ на сегодняшний день и перспективы на будущее» А.Хаксара, П.Г Тейлора, З. Фанга, Т. Кайеса, А. Салазара и К. Рахмана, первоначально подготовленной для Ежегодной Технической Конференции и выставки Общества инженеров-нефтяников в 2009 году в Амстердаме, проводившейся 8-11 июня. Настоящая работа не пересматривалась.


скважин. Следовательно, крайне важно, чтобы процесс планирования при определении набора каротажей учитывал эти вопросы.

Выбор образца. В результате отбора проб в лабораторию направляется много образцов, представляющих все фации, типы горных пород и все уровни прочности, присутствующие в керне. При выборе интервала керна, из которого вы намерены вырезать образцы, нужно смотреть по какому интервалу имеется максимум информации, включая геологические отчеты, содержащие данные о среде осадконакопления, петрологию, минералогию, седименталогию и структуру. Последние рекомендации включают использование данных неразрушающего испытания (т.е. прочность на удар или определение твердости породы царапанием по всей длине керна). Это тестирование дает полный диапазон относительной прочности и считается первым прямым замером прочности горной породы, т.к. геологические данные, данные стандартного анализа керна и каротажные данные дают косвенные показатели прочности. После того, как решено откуда берутся пробы, ответственный за проведение исследований должен точно знать какие тесты на геомеханику нужно провести, чтобы определить тип, объем и количество необходимых образцов.

стандартные тесты на геомеханикуОдноэтапное испытание на трехосное сжатие. Как правило, для диапазона ограничивающего горного давления испытания на сжатие проводятся на одинаковых образцах (минимум три набора, 4-5 образцов), чтобы получить зависимость между осевой нагрузкой при обрушении и ограничивающим горным давлением. Когда образец зажат, он усилен, и требуется осевое напряжение, чтобы увеличить обрушение. Важно задокументировать поведение породы за пределом пикового напряжения, т.к. разница между пиковым и остаточным напряжением определяет грузоподъемность породы после первоначального осыпания.

Многоэтапное испытание на трехосное сжатие. Часто в случае недостатка качественных образцов многоэтапное испытание на трехосное сжатие используется как альтернатива одноэтапному испытанию на трехосное сжатие. Для этого метода требуется трехосная ячейка, и на одном образце проводится серия испытаний, при этом не должно быть неоднородности пород в образцах, что допустимо для одноэтапного испытания на трехосное сжатие.

Как правило, многоэтапное испытание на трехосное сжатие менее надежно, чем одноэтапное испытание, т.к. в многоэтапном испытании один образец подвергается нескольким циклам нагрузки, близким к осыпанию, но не достигающим осыпания. Следовательно, параметры прочности горной породы, полученные с помощью многоэтапного испытания, могут представлять одно осыпание поверхности во время первого цикла нагрузки и, следовательно, общие результаты испытания не могут представлять свойства неповрежденного образца. Тем не менее, результаты многоэтапного испытания важнее результатов одноосного испытания. Для получения корректных результатов необходимо точно соблюдать процедуры испытаний.

Испытания на неограниченную прочность на сжатие (НПС). Как правило, испытания на сжатие, проводимые в условиях нулевого ограничивающего давления, занижают фактическую прочность горных пород по причине микротрещин, которые образуются в породе во время отбора керна и подготовки образца. В результате образец может осыпаться раньше времени под действием одноосной нагрузки и не дать корректных данных о прочности при сжатии для использования в модели Мора-Куломба. Кроме того, по одному испытанию часто трудно получить угол внутреннего трения, если образец не осыпался на сдвиге, и поверхность осыпания не определена. Поэтому предпочтительно проведение серии испытаний на трехосное сжатие.

Испытания с толстостенным цилиндром. Испытания с толстостенным цилиндром используются для аналитических и цифровых прогнозов выноса песка и степени опесчанивания. Во время такого испытания полый цилиндр, взятый из керна, нагружается, как по вертикали, так и по горизонтали в условиях возрастающего гидростатического давления до осыпания стенок цилиндра. Гидростатическое напряжение, во время которого начинается осыпание внутренней стенки, называется внутренним, а напряжение, которое вызывает осыпание внешней стенки, называется внешним. Внешнее напряжение осыпания соответствует осыпанию от перфорации, которое вызывает постоянный катастрофический вынос песка. Давление осыпания внутренней стенки меньше, чем катастрофическое осыпание и, как правило, соответствует началу процесса переходного опесчанивания. Внутреннее напряжение может быть определено по увеличению объема флюида, выталкиваемого во время постоянного нагружения, или по объему осыпавшегося песка (в соответствии с примененной нагрузкой). Замер внутренней деформации отверстия во время испытания можно сделать более точно с помощью нутромеров, однако для этого требуются образцы большого размера, не всегда имеющиеся в наличии.

Испытание без разрушения (показатели прочности). Некоторые методики могут заменить или дополнить испытание на трехосное сжатие для замера прочностных свойств горной породы. Царапание или молоток Шмидта могут дать постоянные или полупостоянные, мелкомасштабные замеры геомеханических свойств.


В отличие от стандартных испытаний на трехосное сжатие эти испытания неразрушающие и не вызывают значительного повреждения керна и не требуют специальной подготовки керна. Эти испытания могут проводиться в лаборатории, в кернохранилище или на буровой после отбора керна.

Эмпирическая зависимость породы и прочности.Как правило, физические и пластические свойства влияют на прочность горной породы. Для оценки прочности породы используются плотностной и акустический каротаж. Объединение данных по керну и данных каротажа позволяет определить постоянную модель прогноза прочности горной породы.

Для разработки модели прочности горной породы можно использовать многочисленные публикации по корреляциям геофизически измеренных и каротажных данных по прочности. Эмпирические зависимости такого рода были разработаны для конкретных типов горных пород, но применение этих зависимостей для других типов пород должно быть обосновано.

Многовариантный анализ - нечеткая логика и объединение в кластерыСтандартные регрессии с одной переменной не подходят для выделения крайних и посторонних значений и могут влиять на полученные корреляции. Если имеется достаточный объем данных по анализу керна (в идеальном случае 15 анализов), то для оптимизации прогноза прочности могут использоваться многовариантные методы, такие как нечеткая логика и кластерный анализ. Такие методы для прогноза прочности породы могут дать значительно лучшие результаты по сравнению с другими методами.

По методу нечеткой логики, статистическая методика, утверждает, что пласт состоит из нескольких литотипов, представленных ячейками данных, и каждый из них имеет характерное распределение прочности и значений, полученных с помощью электрокаротажа. Каждая ячейка имеет свое каротажное значение (например, пористости), определенное по среднему и стандартному отклонению. Таким образом, выделяются планки погрешностей или «нечеткость» полученных прогнозов. С помощью методики нечеткой логики можно дать количественное определение этих ошибок и использовать их при замере для улучшения прогноза. Если стандартная методика использует абсолютные данные, то методы неточной логики допускают привнесенную ошибку в расчетах, а не игнорируют или не минимизируют ее. На практике необработанные и полученные каротажные диаграммы коррелируют с данными керна. Методы неточной логики используются для прогноза прочности породы на базе вводных данных с большими коэффициентами корреляции. Получаемые кривые неограниченной прочности на сжатие проверяются значениями прочности керна.

Метод кластерного анализа больших наборов данных по анализу керна. После разработки методики лабораторного испытания на удар для использования этой методики будет использовано гораздо больше точек сбора данных. Ко времени написания этой работы для дальнейших исследований к набору данных для стандартного анализа керна был добавлен набор данных, полученных после испытания на удар. JPT


Данный метод был разработан для определения и оценки вторичной пористости и абсолютной проницаемости кавернозных и трещиноватых карбонатов с помощью цифровой модели для оценки влияния фильтрата бурового раствора. Этот метод использовался для интерпретации данных, полученных в карбонатном коллекторе бассейна Баринас-Апуре в юго-западной Венесуэле.

ВведениеОценка проницаемости – это важный этап характеристики коллектора. В неоднородных коллекторах с переменными петрофизическими свойствами необходимо объединять данные анализа керна и каротажа для прогноза петрофизических свойств в зонах с малым выносом керна. Проницаемость оценивалась с помощью цифровой модели процесса проникновения фильтрата бурового раствора в сложных коллекторах с тремя типами пористости. Использовали синтетические (расчетные) кривые двойного бокового каротажа (БК) и многозондового индукционного каротажа (ИК). Этот метод объединяет геологическую характеристику анализа керна, данные каротажа и добычи.

Описание месторожденияКоллектор O-BOR-2E находится на месторождении Борбурата в нефтяном бассейне Баринас-Апуре на юго-западе Венесуэлы. Месторождение общей площадью 14 км2 включает группу более мелких зон, оконтуренных разломами. Карбонатный коллектор представляет собой основной источник добычи углеводорода на месторождении, которое было открыто в 1994 году. На месторождении отмечается большое разнообразие петрофизических свойств коллекторов пород, как показано на рис.1. Анализ керна и специальные геофизические исследования показали наличие трех типов пористости ( матричной, каверновой и трещинной).

Модель образования осадочных породФации коллектора O-BOR-2E представлены песчаниками, доломитизированными песчаниками, доломитами, пелециподовыми и фораминиферовыми известняками, алевролитами и глинами Объемная концентрация

Оценка проницаемости кавернозных и трещиноватых карбонатов с помощью моделирования влияния фильтрата бурового раствора на каротаж сопротивления


Настоящая статья, написанная заместителем редактора по технологиям Карен Байби, содержит основные положения из работы SPE 121136 Общества инженеров-нефтяников «Моделирование воздействия вторжения бурового раствора/фильтрата на измерения сопротивляемости для оценки проницаемости кавернозных и трещиноватых карбонатных пластов» Луиса Миранда , Карлоса Торреса-Вердин и Джерри Лусиа (Общество инженеров-нефтяников), Университет Техаса в Остине, первоначально подготовленной для Технической конференции и выставки Общества инженеров-нефтяников в 2009 году, в Амстердаме, 8-11 июня. Настоящая работа не пересматривалась.

Vugs

Fractures

Matrix

Core

Triple Porosity System

0

2.5

inVugs

Fractures

Matrix

Whole-diameter core Sectioned core

Triple-Porosity System

0

2.5

in

0

2.5

in.

Рис. 1—.Стандартное распределение пористости в коллекторе O-BOR-2E. Очень плотная матричная порода, диапазон пористости от 0,01 до 100 милидарси.


каждой фации меняется по месторождению. Важно отметить, что лучшие по дебиту скважины находятся в зонах с повышенной доломитизацией, что ассоциируется с увеличением вторичной пористости (взаимосвязанные каверны и трещины).

Метод объединения данных по керну и по каротажуБольшая часть методов интерпретации, используемых для оценки проницаемости, основана на эмпирических корреляциях между проницаемостью, пористостью, остаточной водонасыщенностью, радиусом поровых каналов и другими параметрами. Для оценки проницаемости необходимо объединить данные по керну и по каротажу. Большая изменчивость, наблюдаемая в составе и петрофизических свойствах коллекторов, связанных с высокой степенью пространственного многообразия, заставляет использовать нестандартные методы интерпретации для оценки проницаемости.

В этой работе определены типы пород и определено отношение между геологической моделью (структурной и стратиграфической), фациями и пространственным многообразием петрофизических свойств. Далее с помощью петрофизических свойств, рассчитанных на основании объединенных данных по керну и геофизике, было определено количественное влияние проникновения фильтрата бурового раствора на пространственное распределение флюидов в призабойной зоне.

Анализ, проведенный по базовым скважинам, дополнялся данными керна, специальными каротажными измерениями и снятием кривых изменения давления (КВД). Такая информация позволила сравнить разномасштабные данные. Затем результаты, полученные после первого приближения, были доработаны с помощью петрофизических свойств полной системы (т.е. матрица, каверны и трещины), наблюдавшихся при анализе керна и при проведении специальных каротажных измерений. Этот метод позволил оценить вторичную пористость (каверны и трещины) и дать точную оценку проницаемости в карбонатном коллекторе.

Моделирование основной скважиныВ простейшем случае в скважине BOR-12 были использованы данные керна и диаграммы двойного бокового каротажа. Скважина была пробурена раствором на водной основе с минерализацией 33 г\л. Первоначальные свойства коллектора в скважине BOR-12 рассчитывались по мультиминеральному методу. Эти исходные петрофизические характеристики были применены для расчета синтетической кривой БК, а затем сопоставлялись с реальной кривой БК.

Наблюдаемые различия между кривыми сопротивления, данными анализа керна и кривыми изменения давления потребовало увеличения значений проницаемости и пористости. Пористость была увеличена по данным керна в доломитизированных интервалах. В данных кернах наблюдались в большом количестве разные по величине каверны (микро и мегакаверны) и диагенетические трещины. Поровая система данного коллектора объединяет системы каверн, матричную и трещинную пористости.

Проницаемость, оцененная новым методом (101,36 мД), согласуется с проницаемостью по кривым КВД (101 мД), которые считаются лучшей характеристикой проницаемости коллектора с тройной пористостью (т.е. матрица, каверны и трещины).

Графическая модель на рис. 10 в основной работе говорит о том, сопоставление численной модели проникновения фильтрата бурового раствора с данными каротажа БК могут использоваться для определения и оценки вторичной пористости и проницаемости каверн и трещин. Наличие несвязанных между собой каверн можно локализовать сравнением решений прямой задачи с переменной пористостью и реальной кривой БК. Случай связанных каверн и трещин требует для совпадения данных каротажа БК и расчетов вариации проницаемости по сравнению с основным случаем. Кроме того, может иметь место комбинация обоих случаев, как в данном исследовании.

Моделирование переменной зоны проникновения фильтрата раствора в скважине -2Средняя проницаемость, полученная в результате моделирования вторжения бурового раствора-фильтрата (134,26 мД), была значительно выше, чем средняя проницаемость, оцененная по межскважинной геофизической корреляции (6,12 мД), для изучаемого интервала глубины. Поскольку скважины BOR-11 и BOR-12 имеют взаимосвязанные каверны и трещины, предполагается, что проницаемость, полученная по расчетным моделям, лучше представляет сложную петрофизическую систему (т.е. матрица, каверны и трещины). Важно отметить, что скважина BOR-11 лучшая на месторождении Борбурата по добыче, ее начальный дебит составлял примерно 4 000 баррелей в сутки (б\сут), а нынешний дебит после 9 лет эксплуатации – 2 000 б\сут. Добыча из скважины BOR-11 подтверждает высокое качество коллектора, что можно объяснить системой связанных трещин и каверн.

Моделирование переменной зоны проникновения фильтрата раствора в скважине -3Эта скважина считается наиболее важной для этого исследования из-за большого объема и высокого качества имеющейся информации (анализ керна и специальные каротажные исследования), что позволяет создать более надежную модель процесса зоны проникновения при наличии каверн и трещин. Модель строилась так же, как и в предыдущих случаях. Скважину BOR-31 исследовали прибором БК высокого разрешения. Скважина бурилась с тем же раствором, как и в предыдущих случаях. Специальные виды


каротажа включали электрический сканер (имиджер) стенок скважины, дипольный акустический каротаж, трехрычажный каверномер и ядерно-магнитный каротаж. Измерения подтвердили необходимость вариаций проницаемости, необходимых для хорошего совпадения расчетных и каротажных данных.

Средняя проницаемость, оцененная для данного интервала глубины с помощью моделирования (32,70 мД), оказалась значительно выше, чем средняя проницаемость по керну (1,67 мД). Для расчетной модели требовались вариации значений пористости. Пористость, полученная с помощью моделирования, лучше согласовывалась с пористостью по каротажу (в диапазоне от 4 до 7%). Эта зона характеризовалась наличием крупно- кристаллического доломита (со средним размером кристалла около 300 мкм). Наличие мелкозернистого аргиллита и глин снижало эффективную пористость.

На Таблице 1 в полном тексте работы приводятся расчетные значения проницаемости, полученные по данной модели, в сравнении со значениями проницаемости, полученными другими методами.

ОбсуждениеБыл разработан и опробован метод интерпретации для оценки проницаемости коллектора со сложной системой пористости (т.е. матрица, каверны и трещины). Предполагается, что в наличии имеются данные анализа керна из базовых скважин. Необходимо также включать в исследование скважины данные скважинных сканеров (имиджеров). Для снижения погрешностей оценки необходимо располагать данными о свойствах флюида и бурового раствора.

Результаты исследования говорят в пользу численного моделирования зоны проникновения фильтрата бурового раствора для оценки проницаемости сложных петрофизических систем (т.е. матрица, каверны и трещины). Несмотря на трудности и ограничения, связанные с неопределенностью некоторых параметров моделирования, а также большим диапазоном изменения сопротивления неоднородных пород, метод, описанный в этой работе, позволяет сделать надежную оценку проницаемости трещиноватых и кавернозных карбонатных коллекторов. Анализы керна, анализ кривых КВД и специальные виды каротажа, например, сканеры, необходимы для проверки первоначальной оценки петрофизических свойств в базовых скважинах. JPT


Данный метод был разработан для определения и оценки вторичной пористости и абсолютной проницаемости кавернозных и трещиноватых карбонатных пластов с помощью цифровой модели процесса вторжения бурового раствора-фильтра. Этот метод использовался для интерпретации данных, полученных в карбонатном коллекторе бассейна Баринас-Апуре в юго-западной Венесуэле.

ВведениеДобыча углеводородов из легко разрабатываемых коллекторов упала во всем мире. В результате этого поисково-разведочные и эксплуатационные объекты сместились в более сложные системы коллекторов. Примером этого могут служить турбидитные отложения. Помимо структурной сложности (объединенные каналы осадков, системы каналов/наносов и системы каналов/впадин) некоторые из этих отложений включают разнородные фации из тонких (сантиметровой или миллиметровой толщины) переслаивающихся пластов песчаника, алевролита и глины.

В работе подробно описан рабочий процесс описания глубоководного турбидитного коллектора посредством базы данных, собранных на разных уровнях. Полученное описание оказалось полезным инструментом для выбора метода построения 3-мерной цифровой геологической модели.

Однако сначала путем выявления релевантных осадочных фаций с помощью керна разрабатывалась седиментологическая модель коллектора. Далее фации определялись с помощью многовариантной статистической методики, применявшейся к стандартным геофизическим данным. Затем с помощью моделирования была получена петрофизическая характеристика фаций для применения в 3-мерной модели. Это моделирование делалось на основе построения подробной цифровой модели мелких осадочных несогласий, имеющихся в коллекторе. Это основной этап работы по характеристике, на котором большое значение имеет разноуровневая информация. В конечном счете, была разработана 3-мерная цифровая геологическая модель коллектора.

Общая информация и имеющиеся данныеКоллектор состоит из переслаивающихся песчаников, алевролитов и глин, отложившихся в турбидитных осадках в глубоководной части Мексиканского залива. Коллектор был пройден восемью скважинами, которые бурились с интервалом более 20 лет. Геофизические исследования проводились разными компаниями, поэтому необходимо было иметь ввиду, что имеющиеся каротажные диаграммы были построены с помощью разных по калибровке скважинных приборов.

Объединение многоуровневых данных для характеристики и моделирования глубоководного турбидитного коллектора


Настоящая статья, написанная заместителем редактора по технологиям Карен Байби, содержит основные положения из работы SPE 115305 «Объединение многоуровневых данных для характеристики и моделирования глубоководного турбидитного коллектора» Ливио Руво (Общество инженеров-нефтяников), Джеймс Дойл, Мауро Коззи, Симона Рива, Пауло Скаглиони и Джузеппе Серафини (компания Eni), первоначально подготовленной для Технической конференции и выставки SPE “Бурение с регулируемым давлением и бурение на депрессии” в Денвере, 21-24 сентября. Настоящая работа не пересматривалась.

Рис. 1— Концептуальная седиментологическая модель: архитектурные элементы в комплексе канал/нанос

Slump scarDebris flow

Tractive megadune

Proximal levee

Channel-complexabandonment

Mudclast drapeErosion

Channel fill

Distal levee

Crevasse lobe

Mudclast log

Single channel:300 to 800 m wide


Керн, охватывающий весь интервал коллектора, был в наличии только из двух скважин. Был проведен обычный анализ керна на проницаемость и пористость. Замер проницаемости проводился с помощью пермеаметра на образцах керна толщиной 3 см. Анализ подсчета прослоев с большим разрешением позволил получить величину толщины осадочного прослоя и описание литологического состава. Имеется также очень подробное седиментологическое описание/интерпретация керна из этих скважин.

седиментологическая классификация фацийСедиментологическая интерпретация (история осадконакопления) коллектора основана на существующей региональной седиментологической модели, в которой сейсмическая интерпретация и биостратиграфические данные определяют корреляцию между скважинами. Проинтерпретированная среда коллектора в этом исследовании вполне сочетается с моделями осадочного отложения, определенными по интерпретации каротажных моделей и по имеющимся региональным данным керна.

Коллектор был проинтерпретирован как осадочный комплекс каналового (руслового) типа, в котором имеется три фации: амальгамированный песчаник, невыдержанные песчаники, переслоенные глиной, и мелкозернистые обрамляющие осадочные породы. Концептуальное представление основных стратиграфических элементов комплекса дается на Рис.1.

классификация фаций по каротажным исследованиямКлассификация фаций по каротажным исследованиям была сделана с помощью статистического анализа, основанного на иерархическом алгоритме классификации. Первый этап в этой работе привел к созданию базы данных проекта. Геофизические и керновые данные были сведены в программный пакет. База данных состоит из следующих позиций:

• Координаты скважин и инклинометрия• Каротажные диаграммы необсаженных скважин• Стандартный анализ керна и соотношение нефтенасыщенной/общей толщины, полученное в результате

подсчета прослоев• Седиментологическое описание керна • Описание прослоев коллектораСедиментологическое описание керна было переведено в сейсмограмму с присвоением цифрового кода

осадочным фациям. Этот процесс подробно описан в полном тексте работы.

Объединенная петрофизическая характеристика фаций, измеренных геофизическими исследованиями.Осадочные породы комплексов изученных коллекторов в некоторых случаях являются гетерогенными и тонкослоистыми с меняющимся соотношением нефтенасыщенной/общей толщины. К сожалению, сделать петрофизическую характеристику таких коллекторов не просто, т.к. толщина прослоя часто меньше разрешения стандартных каротажных измерений, проводящихся для классификации фаций, а использование только данных керна может привести к систематическим ошибкам. Следует обратить внимание на то, что соотношение между осадочными фациями по керну и каротажу не очевидно, из-за различия в объемах исследований, вне зависимости от гетерогенности коллектора.

Следовательно, можно сказать, что петрофизическая характеристика потребовала того, чтобы седиментологическая интерпретация и выявление измеренных фаций делались совместно с помощью передовых методов, позволяющих понять нелинейное отношение между осадочными фациями и измеренными фациями и правильно использовать данные, полученные из разных источников.

Предлагается коммерческий программный пакет, основанный на объектном моделировании процесса.Предложенный метод состоит из трех основных этапов:1. Геометрические моделиa. Моделирование осадочных структурных блоков (ОСБ) для модели осадочных фацийb. Моделирование последовательностей осадконакопления и трансформации осадков для построения

модели изучаемых фаций2. Петрофизические модели3.Петрофизическая характеристика укрупненных фаций (укрупнение) с сохранением вертикальной

проницаемости.

ГеомоделированиеМоделирование фаций. 3-мерная цифровая геологическая модель коллектора была построена с помощью коммерческого программного пакета для 3-мерного моделирования. Размер ячейки решетки – 250 футов длины х 250 футов ширины х 1 фут толщины. Модели фаций были построены посредством геостатистического метода объектного моделирования с привязкой по скважинам (точные данные) и учетом (сейсмических) амплитуд (непроверенные данные).

Построение седиментологической модели потребовало следующих характеристик геологической цифровой модели:


• Тренды каналов согласно сейсмоданным и седиментологической модели• Размеры канала по седиментологическим вводным данным и аналогам• Ассоциация скошенных каналов К моделированию фаций применялся иерархический подход. На первом уровне Ассоциации фаций

моделировались ассоциации фаций. В пределах каждой ассоциации фаций с учетом пропорций и трендов были смоделированы фации, полученные с помощью многовариантного статистического кластерного анализа.

Моделирование свойств. Для каждой реализации модели фаций, соотношение нефтенасыщенной/общей толщины и горизонтальная проницаемость определялись с помощью статистического моделирования. Этот метод использовался для анализа риска. Для серии реализаций результатов были получены величины Р10, Р50 или Р90. Они означают, что примерно 10% минимальных исходов соответствуют величине Р10, 10% максимальных исходов соответствуют-Р90. Величина Р50 соответствует середине (медиане) распределения. Каждая реализация произвольно определялась как набор отношений вертикальных/горизонтальных проницаемостей, так что вертикальная проницаемость могла быть подсчитана. На этом этапе укрупнения решетки не делалось. Это означает, что динамические модели могли строиться напрямую с помощью получаемых реализаций.

ВыводыХарактеристика петрофизических свойств гетерогенных коллекторов в глубоководной турбидитной зоне – это сложная задача. Изменения различных литологических компонентов ниже разрешающей способности каротажа говорят о том, что нельзя полагаться только на оценки геофизических исследований. К замерам керна тоже нужно относиться осторожно в основном в связи с искажениями при отборе образцов. Соответственно, можно сказать, что петрофизическая характеристика таких коллекторов может быть неточной в том случае, если она делается традиционными методами.

Данное исследование описывает рабочий процесс, в котором данные, полученные из разных источников, обрабатываются по отдельности и, в конечном счете, объединяются для получения классификации фаций и петрофизической характеристики, которая служит руководством для 3-мерного моделирования глубоководного турбидитного коллектора.

• Данные по керну использовались, как количественно, так и качественно. Седиментологическое описание позволило выявить осадочные фации, которые можно легко соотнести с осадочным комплексом, выявленным в районе коллектора с помощью геофизической и стратиграфической информации.

• Количественные данные, собранные на разных уровнях (т.е. подсчет прослоев, замер минипроницаемости и обычный анализ образцов керна), обеспечили прочную базу для петрофизической характеристики измеренных фаций, выявленных многовариантной статистической обработкой обычных каротажных диаграмм.

• Ориентированное моделирование было основным методом, который допустил многоуровневое объединение седиментологической информации, количественных данных по керну и фаций, измеренных геофизическими исследованиями с возможностью определения сложной зависимости осадочных и измеренных фаций.

Такая организация рабочего процесса упростила объединение так называемых каротажных фаций и концептуальной седиментологической модели в рамках 3-мерной цифровой геологической модели. JPT

“Разработка месторождений является сложным предметом по двум причинам. Прежде всего, мы недостаточно знаем о тех месторождениях, которые пытаемся описывать. По этой причине трудно определить физическое состояние системы и, следовательно, трудно выбрать правильный математический аппарат для описания физических процессов с какой-то степенью определённости. Вторая же проблема заключается в том, что, даже выбрав достаточно целесообразную математическую модель, мы не найдём в ней достаточного количества уравнений для решения целого ряда входящих неизвестных величин”. (Дейк, 2001 г.).

Для благоразумного управления разработкой пласта нужен эффективный контроль его параметров, чтобы можно было оптимизировать эксплуатацию. Стоящая перед инженерами-промысловиками задача заключается в том, чтобы обосновать дополнительные затраты на сбор данных и превратить эти данные в ценный источник информации. В статье описывается комплексный процесс контроля параметров пласта на крупном месторождении Бурган в Кувейте в качестве прекрасного примера того, как именно надо обосновывать введение системного процесса контроля параметров пласта.

Отсутствие данных и ненадёжность имеющихся сведений – вот серьёзные проблемы при разработке старых месторождений. В статье “Возрождение старых нефтяных месторождений на как «интелектуальных» месторождений говорится о том, какую пользу может принести старым месторождениям применение современной техники контроля параметров пласта.

Тенденция к созданию «интелектуальных» месторождений расширила использование контроля над эксплуатацией в режиме реального времени, равно как и спрос на такой контроль. Для того чтобы рационально использовать непрерывный сбор данных во всё возрастающем объёме, отрасль должна пойти на подвижки в организации рабочего процесса – перейти от детерминированного подхода к статистическим методам. В статье “Как ликвидировать разрыв? Увеличивать число инженеров-промысловиков или наиболее эффективно использовать новые профессиональные знания и методы организации рабочего процесса, которые повышают индивидуальную производительность?” говорится о том, как инженеры-промысловики могут увеличить добычу, используя статистические концепции и методы организации рабочего процесса.

Дополнительные материалы адресуют читателей к некоторым проблемам, стоящим перед отраслью в деле разработки нетрадиционных углеводородных ресурсов - в данном случае речь идёт о газе в глинах.

Цитируемая литератураDake, L.P. 2001. The Practice of Reservoir Engineering, ix. Amsterdam: Elsevier. (Л.П. Дейк, «Практика разработки месторождений», Амстердам, издательство «Эльзевир», 2001 г.)

Дополнительные материалы по теме «Динамика эксплуатации и мониторинг пласта» (Reservoir Performance and Monitoring) имеются в

OnePetro: www.onepetro.org

SPE 119892 • «Воздействие свойств аргиллита на структуру пор и характеристики хранилища»; составители – Р.М. Бастин, сотрудник Университета Британской Колумбии, и другие

SPE 119897 • «Анализ и прогноз нефтедобычи на газовых пластах из аргиллитов: подход на основе исследования конкретной ситуации»; составители – Л. Маттар, член SPE, сотрудник ассоциированной компании «Фекете», и другие

Динамика эксплуатации пласта и мониторинг


JPT • SEPTEMBER 2009

JPT

Эрик Викейн (Erik Vikane), член Общества инженеров-нефтяников, руководитель отдела управления разработкой залежей компании StatoilHydro. Обладает накопленным за 18 лет разнообразным опытом в разведке и добыче нефти. Начав инженером по ремонту скважин, Викейн переключился на технологию разработки залежей, работая в этой области на различных должностях на таких участках как подготовительные работы, поисково-разведочные работы и развитие бизнеса. В область его интересов входят разработка залежей, руководство объектами, динамика эксплуатации и мониторинг пласта, комплексные изучения неопределённостей. Степень магистра в нефтепромысловом деле Норвежского университета науки и техники. Работает также в редакционной коллегии журнала JPT.

Эта статья, написанная заместителем научного редактора Кареном Байби (Karen Bybee), освещает основные положения доклада SPE 120229 “Development of an Integrated Reservoir-Surveillance Process for World’s Second-Largest Field in Kuwait”, который составили Самир Ф. Десаи (Sameer F. Desai), член Общества инженеров-нефтяников, Хусейн З. Аль-Аджми (Hussain Z. Al-Ajmi), член Общества инженеров-нефтяников, Джамал Х. Аль-Хумуд (Jamal H. Al-Humoud), сотрудник компании Kuwait Oil, и Наз Х. Гази (Naz H. Gazi), член Общества инженеров-нефтяников, сотрудник компании Halliburton, и который был подготовлен для Ближневосточной выставки и конференции по нефти и газу в Бахрейне 15-18 марта 2009 г. Этот доклад не был рецензирован специалистами в данной области.

Месторождение Большой Бурган в Кувейте было открыто в 1938 году, на нём более 1.000 скважин. Крайне важно определять и осуществлять целенаправленный контроль параметров пласта для лучшего понимания механизма его дренирования, остаточного потенциала и причин падения пластового давления. Каждый год накапливается много данных, и возникают вопросы относительно оправданности сбора такого большого количества информации. В этом докладе говорится о подходе к разработке плана комплексного контроля параметров пласта с целью мониторинга месторождения.

Вводная частьНефтяное месторождение Большой Бурган с пластами песчаника занимает по поверхности земли площадь примерно 320 квадратных миль. Четыре самых крупных продуктивных горизонта Вара, Мауддуд, «песок Бурган Третий» и «песок Бурган Четвёртый». Другие составляющие месторождения - пласты Минагиш, Марат и Зубаир. Для поддержания уровня добычи был составлен план очень динамичной разработки месторождения. Стратегия состояла в повышении активности скважин, в модернизации производственных установок и увеличении их мощности. Запланировано бурение многих новых скважин, включая высокопроизводительные горизонтальные скважины в главных песчаных пластах Бургана.

Ключевая задача - контроль параметров пласта. По мере бурения новых скважин увеличивается потребность в чётко организованном контроле параметров для того, чтобы можно было осуществлять мониторинг этого крупного пласта, отслеживать тенденции к обеднению, оценивать остаточный потенциал, и поддерживать пластовое давление. Планирование контроля параметров пласта жизненно важно для того, чтобы была уверенность в получении данных в достаточном объёме. Качество и ценность информации должны служить показателями целесообразности плана, ориентированного на контроль параметров пласта, и определять будущие требования к дальнейшей оптимизации текущей добычи и к будущим стратегиям управления эксплуатацией месторождения.

Текущий процесс Данные по контролю параметров обычно запрашиваются ежегодно для того, чтобы оптимизировать добычу по скважинам и создать отправную точку для исследований в области управления эксплуатацией месторождения. На протяжении последних трёх-четырёх лет анализировалась работа в области контроля параметров скважин, чтобы оценить степень необходимости собираемых для этой цели данных, подчеркнуть важность интерпретации этих данных и на основе проведённого анализа определить дальнейшие экономически эффективные решения. Полученные в результате контроля параметров данные идут на пользу - увеличивается добыча или ограничивается процентное содержание воды; кроме того, такие данные используются в текущем процессе управления разработкой и в картографических исследованиях.

Суть нового подхода Этот подход сфокусирован на выгоде, приносимой интерпретацией получаемых данных, благодаря которым можно определять пластовое давление, проницаемость пласта, водонасыщенность, коэффициент охвата, коэффициент продуктивности скважины, добывные возможности скважины, межфазовые контакты, а также дебит нефти, газа и воды. Значимость данных, полученных от контроля параметров в результате обычных плановых проверок и мониторинга, особенна наглядна при сопоставлении с итоговыми показателями

Разработка комплексного процесса контроля параметров пласта




увеличения добычи, ограничения обводнённости, оптимизации производства, а также при сравнении с самым передовым опытом управления разработкой месторождений. Своевременное обновление результатами контроля параметров тех данных, которые нанесены на карты продвижения контурных вод и которые используются в имитационных моделях, играет важную роль в оптимизации нефтеотдачи и в разработке более эффективной стратегии учёта истощения пласта.

Комплексный контроль параметров пласта Был разработан комплексный контроль параметров пласта в масштабе всего месторождения с контрольными показателями и ориентирами, запланированными в соответствии с современными потребностями и производственными процессами, целью которого является сбор данных для повышения эффективности управления разработкой месторождения. По каждой отдельной категории контроля были выработаны рекомендации с тем, чтобы предлагаемый подход отвечал потребностям сбора необходимой информации.

Этап 1 — сбор данных по истории разработкиВ базах данных компании хранится огромное количество информации. Первый шаг заключался в том, чтобы обобщить все данные по более чем 6.500 случаям проведения контрольных замеров на протяжении трёх с лишним лет. Затем эти данные прошли стадию отбора для устранения ненужной информации. Были исключены случаи незавершённых работ и тех, которые были отменены по разным производственным соображениям.

Третий шаг на Этапе 1 состоял в выделении основной категории работ, связанных с исследованиями пласта и скважин, которые проводились специально для мониторинга пласта и оптимизации добычи. В основу этого исследования легли следующие работы по контролю параметров.

• Исследования скважин портативными установками• Замеры статического забойного давления • Замеры динамического забойного давления • График подъёма давления после остановки скважины • Импульсный нейтронный гамма-каротаж • Эксплуатационный каротаж

Этап 2 — интерпретация данных и определениедополнительной выгодыНа втором этапе потребовались команды специалистов разного профиля для того, чтобы провести высококвалифицированный контроль отобранных данных и составить отчёт по результатам анализа и интерпретации, в первую очередь о том, насколько ощутимы будут выгоды, выраженные в баррелях увеличения добычи или снижения выхода воды/газа. Данные по фактической добыче были сгруппированы по категориям контроля, проведённого в конкретных областях, таким образом, чтобы соответствующая этой области команда специалистов могла с ними ознакомиться и выдать своё заключение по каждой работе, выполненной в конкретный отрезок времени. Основная задача заключалась в том, чтобы установить взаимосвязь между эксплуатационными характеристиками скважины до и после проведения работ по контрольному замеру, и определить, какие меры были приняты. В качестве плановых показателей были приняты заметные изменения в таких параметрах как рабочий дебит, водонефтяной фактор, газонефтяной фактор, изменения диаметра проходного отверстии фонтанного штуцера и другие. Затем эта информация была использована для того, чтобы определить возникшие дополнительные приращения, выразившиеся в увеличении добычи и/или дополнительных запасов. В соответствии с этим подчёркивалась выгода от проделанной работы.

Этап 3 — Количественная оценка целесообразности сбора данныхСбор данных обходится дорого, что может служить препятствием при получении разрешения на сбор желательной информации. Тем не менее, характеристики пласта необходимы для комплексного понимания разрабатываемых пластов. Аналогично этому, необходимо постоянно вести мониторинг поведения каждой скважины для анализа падения дебита и оптимизации добычи.

Для того чтобы аргументировать важность сбора данных, был применён двойственный подход: • Доказать необходимость постоянного получения данных о скважинах и пласте.• Определить количество информации об экономической эффективности.Это было достигнуто путём количественного анализа, за которым последовал качественный анализ

промысловых данных за период разработки.Количественный анализ. Был проведён сопоставительный анализ для того, чтобы определить как

общий объём потребной информации, так и по каждому классу работ в области контрольных замеров. В результате отбора, в процессе которого определялись только те исследования, которые относились к управлению разработкой месторождения, к оптимизации добычи, и к связанным с этим показателям, число исследовательских/измерительных работ снизилось с 6.500 до 3.800 случаев. Эти работы охватывали более 70% ежегодно проводимых контрольных исследований. Дальнейший анализ показал, что число исследуемых объектов увеличивалось каждый год. Потребность в информации растёт со временем по мере увеличения


числа пробуренных скважин и обеднения пласта. Расширение объёма буровых и промысловых работ в соответствии со стратегическим планированием и долгосрочными задачами является основным фактором роста потребности в проведении всё большего числа работ в области контрольных исследований.

Оптимизация управления производством достигается посредством овладения достоверным знанием того, как работают скважины. Поэтому испытания скважины на приток должны проводиться планомерно. Эксплуатирующая компания поставила перед собой цель проверять каждое новое заканчивание скважины не менее трёх раз в год. Когда система не работает, или когда невозможно испытать её скважины по причине высокого дебита или высокого газосодержания пластовой нефти, то необходимо проводить замеры скважин с помощью портативных установок. Центральный пункт промыслового сбора можно часто использовать для эксплуатационных испытаний скважин. Каждая скважина должна быть испытана не менее одного раза в год при помощи портативного оборудования, чтобы была уверенность в непротиворечивости результатов замеров. Поэтому показатели, полученные в результате замеров портативным оборудованием, являют собой пример наивысшей надёжности в ежегодных отчётах о проведённых контрольных измерениях.

Качественный анализ. Для этого процесса потребовался некий общий показатель для каждого измерения, анализируемого и интерпретируемого командой разнопрофильных специалистов. Был избран такой показатель как «прямой прирост» или «косвенный прирост».

Прямой прирост означает последующее увеличение добычи или снижение обводнённости, которого удалось достичь в результате корректирующих или ремонтных мер, принятых после диагностирования скважины при помощи контрольных замеров. Ремонтные меры могут заключаться в ремонте скважины при помощи буровой установки или без неё, в изменении диаметра проходного отверстия фонтанного штуцера, в стимуляции пласта, или в других мерах.

Косвенный прирост означает повышение добычи или улучшение качества управления месторождением, которое произошло не как прямой результат контрольных исследований, а благодаря оптимизации моделирования пласта на увеличение нефтеотдачи и коэффициента охвата пласта заводнением, благодаря оптимизации дебита скважин посредством узлового анализа работы системы пласт-скважина-наземные сооружения, или благодаря осовремениванию карт продвижения контурной воды для разработки более эффективной стратегии учёта истощения пласта. В полнообъёмном докладе дан подробный разбор некоторых случаев исследования и обоснования целесообразности таких исследований.

Этап 4 — Контрольные показатели и ориентирыНа основе глубокого изучения и анализа проводившихся в прошлом контрольных замеров, на основе аргументов в пользу целесообразности сбора информации, и на основе количественной оценки ценности информации были выработаны рекомендации по контрольным показателям и ориентирам для необходимых в будущем контрольных измерений на месторождении Большой Бурган с тем, чтобы это было в рамках комплексного процесса контроля параметров пласта. У каждой категории контрольных измерений есть своя стратегия.

Эксплуатационные испытания на устьях скважин портативными замерными сепараторами. • Планировать исследования на нескольких режимах (по дебиту), а на не на одном.• Проводить испытания после каждого изменения диаметра проходного отверстия фонтанного штуцера,

если не используется газовый хроматограф.• Испытывать все новые и только что прошедшие капитальный ремонт скважины для определения их

максимального потенциала. • Иметь уверенность в том, что каждое текущее заканчивание скважины вписывается в рамки запланированного

на год количества скважин.Эксплуатационные исследования.• Интерпретировать исследования эксплуатационных скважин и рекомендовать план действий. • Интерпретировать импульсный каротаж и дать рекомендации для базы данных компании.• Эти данные будут определять выбор кандидата на капитальный ремонт в соответствии с заданными

приоритетами. Замеры динамического и статического забойного давления.• Для конкретной скважины ввести последнее полученное значение коэффициента её продуктивности и

определить взаимосвязь между забойным давлением и общим дебитом этой скважины• Рекомендовать по каждой скважине стратегию добычи. • Сохранять данные о коэффициенте продуктивности и взаимосвязи между забойным давлением и общим

дебитом в базе данных компании для будущих сопоставительных исследований.• Ввести в имитационную модель скважины последние полученные данные, определить аномалии и

рекомендовать, в случае необходимости, модифицированную стратегию добычи.Импульсный нейтронный гамма-каротаж.• Увязать изменения водонефтяного контакта и наиболее высокий известный уровень воды с историей

добычи, с данными об окружающих скважинах и с другими данными недавних контрольных измерений. • Разработать план действий на основе увеличения наиболее высокого известного уровня воды и карт

поперечного сечения пласта для оптимизации работы скважины.


• Осовременить базу картографических данных и карты продвижения контурной воды.• Рекомендовать основные направления для получения максимального коэффициента охвата всех зон.Очень важно содержать в рабочем порядке базу данных компании. Информация из таких хранилищ сведений

может быть использована с применением современного аналитического программного обеспечения, благодаря наличию которого можно наблюдать за процессом, вести его мониторинг, определять его количественные показатели и давать ему точные оценки. Дополнительная ценность возникает при разнообразном прикладном использовании и включении полученных данных в различные методы и модели.

Будущий планПлан комплексного контроля параметров пласта для месторождений Большой Бурган был разработан на основе результатов исследования данных по истории контрольных замеров, на основе их интерпретации, на основе последовавших за этим действий, на основе возникших в результате этого положительных изменений и на основе оценки с последующими рекомендациями. В ходе этого процесса были выработаны контрольные показатели и ориентиры для будущих контрольных измерений по основным категориям испытаний, которые будут охватывать значительную часть ежегодного плана контрольных замеров на месторождении Большой Бурган. JPT

Эта статья, написанная старшим научным редактором Денисом Денни (Dennis Denney), освещает основные положения доклада SPE 118727, “Where Is the Gap? Is It in More Reservoir Engineers or in Leveraging New Skills and Workflows That Enhance Individual Productivity?”, который подготовили К. Амудо (C. Amudo), член Общества инженеров-нефтяников, сотрудник компании Chevron Australia, и Т. Граф (T. Graf), член Общества инженеров-нефтяников, сотрудник компании Schlumberger, и который был составлен для Ближневосточной выставки и конференции по нефти и газу в Бахрейне 15-18 марта 2009 г. Этот доклад не был рецензирован специалистами в данной области.

В основные обязанности инженеров-промысловиков входит следующее: произвести оценку геологических запасов углеводородов, определить коэффициент нефтеотдачи, и составить динамику добычи. Эти служебные обязанности наиболее важны для решения сложных задач в деле оценки эксплуатационного ресурса углеводородных запасов. Таких задач стало больше по той причине, что зрелым месторождениям приходится уделять больше внимания, если ставится цель максимально увеличить нефтеотдачу. Традиционный детерминистический подход к организации труда состоит в привлечении всё большего и большего количества работников, и он уже не годится. Статистический же подход может помочь справиться с такими основными служебными обязанностями инженеров-буровиков как, например, контроль параметров пласта, настройка модели нефтяного пласта на основе имеющих данных о разработке, и управление разработкой залежи.

Вводная частьДля нашей отрасли нужно больше людей, чтобы удовлетворить растущие потребности в энергии. Разрыв между имеющимся и потребным количеством квалифицированных специалистов особенно заметен в такой области как технология исследования и разработки месторождения, поскольку сложные проблемы нельзя решить автоматизацией нынешнего традиционного производственного процесса. Разработка месторождений на практике ведется, по большей части, на основе ограниченных, неструктурированных и недостоверных данных. Если принять во внимание эти недостатки, то статистические методы могли бы стать существенно необходимой частью арсенала инженера-промысловика. К сожалению, дела в этой области обстояли не так, и статистике не удалось занять своего места в том направлении, которое господствует в практике разработки пластов. Статистика предлагает строго упорядоченный поход к сбору, структурированию, анализу и интерпретации данных. Статистика также помогает делать выводы, составлять прогнозы и принимать решения относительно характеристик какой-либо совокупности данных на основании информации, полученной от какого-нибудь подмножества этой совокупности. Инженеры-промысловики могут поднять производительность и компенсировать существующую в отрасли нехватку квалифицированных кадров, если уверенно освоят статистические концепции и стохастические методы организации труда, построенные на таких концепциях.

Работа с даннымиТехнология исследования и разработки месторождения покоится на таком понятии как распознавание образов. На распознавании образов зиждутся анализ исследования скважин, оценка предельной добычи в целях принятия различных решений по разработке, а также диагностика динамики эксплуатации и дренирования пласта. Кроме того, возникает основа для поисков аналогов для независимой проверки или подтверждения результатов технической экспертизы. На пути к распознаванию образа необходимо преодолеть много проблем, связанных с информацией. Диапазон таких проблем варьируется от нехватки данных во многих заданиях на поисково-разведочные работы до переизбытка информации на »интелектуальных» месторождениях. Тут важно, как путём принятая технология производства справляется с информационно обусловленными неясностями.

Как ликвидировать разрыв? Увеличивать число инженеров-промысловиков или наиболее эффективно использовать новые профессиональные знания и методы организации рабочего процесса, которые повышают индивидуальную производительность?




Точность данных, распространение ошибок, определяющие параметры Инженеры традиционно тратят много времени на оценку точности данных до того, как перейти к их анализу. Поскольку неизвестно, какие параметры сильнее всего повлияют на конечный результат исследования, то инженеры могут затратить непропорционально много времени на перепроверку какого-нибудь не дающего экономического эффекта параметра. Стохастически организованный технологический процесс справляется с такой проблемой, задавая допустимый предел погрешностей, а распространение ошибок в рамках производственного процесса обусловлено минимизацией диапазона значений погрешностей. Если использовать экспериментальное проектирование, модели «характеристической» поверхности и такие средства диагностики как, например, диаграммы Парето, то можно оценить степень влияния неясностей на принятие производственных решений и выделить наиболее значимые параметры. Такой подход упрощает разработку технологического процесса путём параллельного распределения задач вне зависимости от того, какими были предшествующие задачи, при условии, что у данных или у процесса интерпретации данных, на которых базируется задание, есть свои границы для ошибок или неопределенностей. Такой подход даёт возможность осуществлять многоканальный процесс по методу так называемого нисходящего принципа анализа.

Недостающие данные и стохастическая база данных Наличие и полнота данных – одна из больших проблем при изучении коллекторских свойств пласта. Причины трудностей при этом могут быть самыми разными, начиная от недостаточной частоты проведения замеров, незнания потерь в системе, или от неточных или неправильных замеров по субъективным причинам (т.е. по причине так называемого человеческого фактора). На »интелектуальных» месторождениях эти проблемы сведены к минимуму, но старые и более зрелые месторождения по-прежнему уязвимы.

Обычно самым известным параметром формации является начальное пластовое давление, но для более чем 15% пластов начальное давление неизвестно. Для 95% пластов неизвестны такие параметры как средняя проницаемость и давление начала конденсации. Неполные и противоречивые базы данных вредят управлению портфельными активами и материальными ресурсами. Эта проблема становится ещё более острой, когда балансовые запасы не согласуются с динамикой замеренного давления.

Стала обычной практика, когда недостающие параметры вычисляются путём обратных расчетов свойств по имеющимся фактическим данным перед тем, как перейти к анализу. Во многих случаях такие обратные расчёты могут быть заменены непосредственным вычислением, поскольку существует прямая зависимость между многими данными в информационном банке месторождения. Например, глубина пласта и температура по сечению пласта находятся в линейном зависимости.

При традиционной организации производственного процесса инженеры тоже тратят много времени на выяснение величин недостающих параметров, прежде чем перейти к анализу. Этот метод чреват персональными ошибками, и обычно бывает трудно проверить точность вычисленных параметров. Тем не менее, некоторые уже применяющиеся методы, разработанные на основе статистических принципов, справляются с такими недостатками благодаря использованию нелинейных, многослойных и параллельных регрессий для установления многомерных связей высшего порядка между различными данными внутри одного массива. Примером могут служить самоорганизующиеся системы отображения входных данных на выходные, которые применяются в нейронных сетях искусственного интеллекта, и которые могут эффективно реконструировать отсутствующие в массиве данных зоны параметров посредством многомерной интерполяции по кластерам и группам. Можно также узнавать степень достоверности (т.е. среднеквадратичное отклонение) каждой информационной точки внутри кластеров. Таким образом, при стохастически организованном производственном процессе становится возможным отображать каждый параметр при помощи стохастических концепций со средним и среднеквадратичным отклонением. Среднее отклонение даёт наиболее вероятную величину каждого параметра, а среднеквадратичное определяет степень достоверности каждой данной величины.

Извлечение информации и контроль параметров пласта По мере увеличения числа »интелектуальных» месторождений объём информации о производственных объектах растёт по экспоненте. От такого объёма данных захлёбывается традиционно организованный производственный процесс, при котором контроль параметров пласта осуществляется с помощью сводных таблиц. Зрелые месторождения накопили сейчас большие объёмы данных по истории (фактическим показателям) разработки. Даже при помощи усложнённых сводных таблиц трудно определить, какие структуры производства помогут увеличить отдачу продуктивного пласта.

Для извлечения информации используется алгоритм распознавания образов как дополнение к статистическим и математическим методам обработки больших объёмов информации и обнаружения взаимосвязей между элементами информации внутри какого-либо массива данных. Этот способ имеет ограниченное применение на тех зрелых месторождениях, где по-прежнему пользуются сводными таблицами, чтобы манипулировать большими объёмами данных для контроля параметров пласта и оптимизации его дренажа. Если применить концепции извлечения информации, то традиционный технологический процесс можно будет дополнить


возможностью выводить быстро на экран упомянутые данные и выявлять новые взаимосвязи, которые помогут лучше уяснить динамику эксплуатации пласта и его дренажа.

Настройка модели с учётом истории добычиДля того чтобы понять поведение пласта в прошлом и предсказать его динамику при разработке по различным сценариям, предпочтительнее всего прибегнуть к такому способу как моделирование пласта. Степень сложности осуществления такого метода бывает различной в зависимости от того, что именно будет исследоваться, от наличия данных, от мощности вычислительной аппаратуры и от личностных предпочтений. Построение имитационных моделей пластов требует больших затрат как человеческого труда, так и машинного времени компьютеров. Помочь в этом может автоматическое подстраивание модели к истории добычи. Разработка надёжной модели с учётом истории добычи остаётся трудоёмкой и сложной задачей. С силу неоднозначности адаптированной под историю модели её качество часто ухудшается со временем, и постоянно существует необходимость оценивать её непрерывную репрезентативность и определять своевременность её обновления. Такое решение о сроках обновления при традиционном производственном процессе часто является субъективным, и степень обновления может оказаться такой, что понадобится строить совершенно новую модель. Есть данные, позволяющие предположить, что применение статистических методов может облегчить решение такой проблемы.

Обновлённые и представительные модели Традиционный подход к оценке качества модели, адаптированной к истории добычи, заключается в визуальном сравнении данных, полученных в ходе наблюдений, со смоделированными соответствующими данными за период добычи. Помимо того, что при таком подходе нет взаимной увязки параметров, этим методом становится ещё труднее пользоваться по мере увеличения числа единиц информации. Использование коэффициента согласования, выведенного по расхождениям, позволяет статистическому критерию разницы между наблюдаемыми данными и соответствующими им смоделированными величинами дать количественную оценку репрезентативности модели. Применение средневзвешенных коэффициентов согласования позволит судить о качестве согласованности фактических данных с моделью на уровне скважины и нефтеносного района, равно как и о согласованности с другими видами данных. Такой количественный подход помогает устранить человеческие ошибки при дифференциации конкурирующих и равновозможных моделей.

Если использовать такие статистические концепции как модель характеристической поверхности (или представительная модель), то при этом группа многочленов замещает имитационную модель потока. Такие многочлены являются функциями определяющих параметров. Эти модели в виде многочленов обновляются легко и быстро по сравнению с цифровыми моделями.

Калмановская фильтрация множества и прогностическая способность Неоднозначность обратной задачи поставила ту же самую проблему перед методами, основанными на детерминистских концепциях. Например, вынести суждение о ценности прогностической способности модели всё ещё трудно, несмотря даже на её хорошую адаптацию к истории добычи. Эту проблему можно преодолеть при помощи стохастических методов, которые учитывают существование некоторого диапазона параметров неопределённости при адаптации к истории добычи. Калмановская фильтрование множества представляет собой группу реализаций, содержащую информацию о неопределённости оценок, обработка которой происходит последовательно и которая обновляется данными о фактической добыче. Постоянное обновление или усвоение данных приводит к адаптированному под историю элементу реализаций, который устанавливает границы оценок неопределённости для всех параметров.

Представительно-модельная адаптация истории Хотя представительные модели и обладают присущей им неточностью, но такие их преимущества как высокая скорость и возможность применения в тех процессах, где требуется оперативное вмешательство, делают их привлекательными и заслуживающими дальнейшего изучения. Например, можно использовать байесовские структуры для подстройки геологической информации к истории производства и сформировать функцию апостериорной плотности распределения вероятности. Представительские функции замещают выходное устройство имитатора потока для всех измерений, обусловленных глобальной целевой функцией. Такие представительские функции построены на многочленах и многомерном криджинге. Можно повысить качество и репрезентативность этих представительских функций, если опрашивать функцию плотности распределения вероятности на предмет оценки неопределённости во множестве пластовых моделей, отобранных по марковской цепи алгоритма метода Монте-Карло.

Стандартизация, автоматизация и контроль неопределённостейДля успешного использования автоматизации, особенно в разработке месторождений, нужна стандартизация процессов и требуется соответствующая информация наряду с эффективным контролем неопределённостей. К сожалению, стандартизация остаётся нерешённой проблемой в деле разработки месторождений по причине


неопределённостей, существующих как в отношении данных, так и в понимании того, что же представляет собой лежащий под поверхностью пласт. Появление стохастически организованных производственных процессов облегчило автоматизацию многих практических аспектов разработки месторождений, включая комплексные исследования пласта.

РекомендацииЕсли посмотреть с точки зрения необходимости сократить нехватку квалифицированных кадров в отрасли, то переключение со ставшего привычным детерминистского подхода на производственный процесс, основанный на стохастических принципах, даёт огромные преимущества в продуктивности и формирует потенциальную возможность устранить нехватку квалифицированных профессионалов в повседневной практике разработки месторождений. Большое увеличение вычислительной мощности современной аппаратуры делает возможным такой переход к более нагруженным в компьютерном смысле производственным процессам, разработанным на статистических концепциях. Подобный сдвиг в организации производства может иметь далеко идущие последствия для таких основных служебных обязанностей инженеров-промысловиков как контроль параметров пласта, настройка модели нефтяного пласта на основе имеющих данных о разработке, прогнозирование, оценка запасов пласта и количественное измерение риска. JPT

Эта статья, написанная старшим научным редактором Денисом Денни (Dennis Denney), освещает основные положения доклада SPE 126067, “Revitalization of Old Asset Oil Fields into I-Fields”, который составили Мохаммед Н. Аль-Хамис (Mohammed N. AI-Khamis), член Общества инженеров-нефтяников, Константин И. Зорбалас (Konstantin I. Zorbalas), член Общества инженеров-нефтяников, Хасан М. Аль-Матук (Hassan M. AI-Matouq) и Салех М. Альмахамед (Saleh M. Almahamed), сотрудник компании Saudi Aramco, и который предназначался для Раздела Саудовской Аравии Технического симпозиума и выставки в г. Аль-Хобар, Саудовская Аравия, 9-11 мая 2009 г. Этот доклад не был рецензирован специалистами в данной области.

Последние достижения в области нефтепромысловых технологий привели к возникновению так называемых «интелектуальных» месторождени. Внедрение таких технологий в недрах и на поверхности в соединении с организацией сетей передачи данных и с технически сложными методами моделирования и мониторинга способствовало значительному улучшению мониторинга, способов контроля и процесса принятия решений. Всеобъемлющая модернизация одного месторождения в Саудовской Аравии улучшила контроль параметров пласта, что привело к более высоким уровням добычи нефти.

Вводная частьКомплекс AFK (Абу Хадрия, Фадхили и Хурсаниях) состоит их трёх месторождений, у которых общая наземная инфраструктура для сбора и подготовки пластовых флюидов и общие трубопроводы. Нефть на месторождениях комплекса AFK добывалась с начала 1960-х годов, но с 1983 по 1990 годы добыча была приостановлена по причине низкого спроса на нефть на международных рынках. На первых порах нефть из всех продуктивных пластов добывалась благодаря самотёчному сбросу воды в пласт, потому что на месторождении не было достаточно мощных установок для нагнетания воды, а весь попутный газ сжигался в факелах, поскольку отсутствовало газовое хозяйство.

Компания Saudi Aramco приступила к разработке нескольких месторождений, включая месторождения комплекса AFK, задавшись целью преобразовать отдалённые зрелые месторождения в рационально организованные по последнему слову техники производственные мощности, оснащённые соответствующими установками для переработки нефти, воды и газа. Новый проект для AFK представляет собой план из двух частей. На первом этапе будут буриться новые скважины для добычи нефти и нагнетания воды в пласт. Новые водонагнетательные скважины являются частью запланированной программы нагнетания воды на переферии месторождения для поддержания давления. Второй частью плана является введение таких рациональных компонентов производства, которые обеспечат автоматизацию и создадут сети передачи данных между скважинным и наземным оборудованием. В планы строительства входит новая обрабатывающая установка производительностью 500.000 баррелей в день сырой смеси марки «Эрэбиан

Возрождение старых нефтяных месторождений в виде рационально организованных производств


Field network

OTN

SCADAPI interface

RTU

Instrumentation

Field systems

Applications

Plantfirewall

Corporate network

E&P application Area PI serverDhahran PI cluster

E&Pdatabase

Рис. 1 — Инфраструктура системы управления данными.



Лайт», новый газоперерабатывающий завод с ежедневной производительностью один миллиард кубических футов сернистого нефтяного газа с этого месторождения и других соседних, водонагнетательная установка для поддержания пластового давления с производительностью 1,1 миллиона баррелей воды в сутки, а также полная инфраструктура сетей промысловых трубопроводов, связывающих три месторождения с централизованной обрабатывающей установкой.

В рамках проекта повторной разработки месторождений новые пробуренные скважины были укомплектованы самой современным технологическим оборудованием в стволах и на поверхности, чтобы можно было осуществлять мониторинг и оптимизацию эксплуатационных характеристик. В состав такого оборудования входят дистанционно управляемые дроссельные и перепускные вентили, системы аварийного отключения, системы постоянного дистанционного мониторинга забоя, компактные многофазные дебитомеры, электрические погружные насосы, и «интеллектуальные скважины» (скважины, оснащённые средствами контроля производственного процесса и предоставления данных). Все эти технологические установки связаны на поверхности оптоволоконными сетями передачи данных под названием «сети карьерного типа», а также самыми современными системами диспетчерского управления и сбора данных типа SCADA, которые дают возможность собирать данные в режиме реального времени и осуществлять мониторинг этих технологических установок для принятия оперативных решений. Отдалённость месторождений комплекса AFK от существующей инфраструктуры была большой проблемой для этих залежей и, следовательно, для принятия решения о претворении в жизнь концепции «интеллектуального месторождения».

Управление информационными потокамиДанные, полученные в режиме реального времени с месторождений AFK, поступают на пульт через последовательно соединённые компоненты, из которых состоит инфраструктура системы управления данными, показанная на Рис. 1. Данные, переданные системами приборов на какой-либо площадке скважины, отправляются на удалённое оконечное устройство. Это оконечное устройство переправляет данные, собранные с систем скважинных площадок, на серверы системы диспетчерского управления и сбора данных типа SCADA, которые представляют собой центральную систему месторождения для обработки и контроля данных. Затем информационные серверы предприятия архивируют данные и формируют источник информации для базы данных компании и для её различного применения в прикладных программах.

Управление эксплуатацией месторожденияОсновная цель проекта для месторождений AFK состояла в том, чтобы модернизировать когда-то приостановленные три промысла, превратив их в современное предприятие, которое в целом повысит добычу и оптимизирует эксплуатацию.

Контроль производительности Осуществлённая должным образом интеграция таких компонентов интеллектуального промысла, как многофазные дебитомеры, обеспечила точность замеров производительности скважин на одиннадцати разработанных пластах трёх месторождений AFK, что обеспечило правильное смешивание сырой нефти различных марок. При этом такая интеграция обеспечила правильное распределение дебитов по всем скважинам, что особо важно для стимуляции пласта. Более того, использование дистанционно управляемых дроссельных вентилей и оборудования интеллектуальных скважин для регулирования дебита скважины и для перенаправления скважины в замерные коллекторы облегчило оперативный контроль отдельных скважин без участия полевого персонала. Без таких систем было бы крайне трудно регулировать смешивание сырой нефти различных марок и оптимизировать добычу и стратегию водонагнетания по той причине, что скважины расположены на территории площадью более чем 50×30 километров.

Контроль параметров пласта в масштабе реального времениУправление процессом контроля параметров пласта в реальном времени тоже было одним из важных пунктов планирования и претворения в жизнь различных этапов разработки месторождений AFK. Давление на всех трёх месторождениях поддерживается по схеме переферийного расположения водонагнетательных скважин, поэтому тщательный мониторинг пластового давления крайне важен для того, чтобы можно было вовремя обновлять стратегии добычи и водонагнетания, и в случае необходимости своевременно перестраивать эти стратегии.

Вообще есть два источника сведений о пластовом давлении: данные в масштабе реального времени от установленной тридцать одной системы постоянного дистанционного мониторинга забоя и семнадцати электрических погружных насосов, а также высчитанные по имитационному моделированию дебита данные о пластовом давлении. Интеграция этих двух источников данных о пластовом давлении с пакетом программ отображения данных об управлении месторождением сделала возможным создание карт набора данных о пластовом давлении в реальном масштабе времени. Такой подход значительно улучшил качество контроля параметров пласта. На принятие решений перестало уходить, как было обычно прежде, шесть месяцев; этот процесс стал совершаться в реальном времени, и при этом был достигнут значительный экономический эффект благодаря использованию информации, полученной от интеллектуальных компонентов и методов.


Оптимизация эксплуатационных характеристик скважинПрименение интеллектуальных технологий на месторождениях AFK помогло оптимизировать эксплуатационные характеристики нефтедобывающих и водонагнетательных скважин. Созданная система может наглядно отображать текущую статистику общего числа работающих скважин, приостановленных скважин, перепроизводящих или перенагнетающих скважин, и недопроизводящих или недонагнетающих скважин.

Кроме того, оптимизация эксплуатационных характеристик идёт ещё дальше, если применять автоматизированное многоступенчатое испытание скважины на основе свободно продающегося программного обеспечения для моделирования потока. При этом методе применяются результаты моделирования проведённых на промысле замеров дебита с тем, чтобы отслеживать изменения во времени пластового давления, продуктивности и приемистости скважин, не применяя для этого дорогостоящие исследования скважин на неустановившихчя режимах..

Модернизация работыТрудность данного проекта состоит в сложном характере процесса смешивания сырой нефти, добываемой из 11 пластов, чья сырая нефть варьируется по API от 24.1 to 38.6°, поэтому процесс смешивания должен быть особенно тщательным, чтобы получилась особая марка сырой нефти «Эрэбиан Лайт». Поэтому существует настоятельная потребность в создании такого механизма, благодаря которому качества сырой нефти из месторождений комплекса AFK всё время отвечали бы заданным техническим характеристикам. Вследствие этого, мониторинг и контроль в режиме реального времени являются важными элементами процесса распределения дебитов по скважинам, и, соответственно, правильного процесса смешивания сырой нефти. Для этой цели применяются системы мониторинга и контроля параметров пласта, которые помогают всё время поддерживать качество сырой нефти требуемой марки.

ВыводыПроект возрождения месторождений комплекса AFK с применением рационально организованного (интеллектуального) процесса добычи был одобрен по причине необходимости модернизировать и оптимизировать производственные объекты, чей потенциал снизился. Руководство компании Saudi Aramco реализовало возможность быстро включить в дело ранее установленные запасы при таком способе организации добычи, благодаря которому дистанционный контроль и измерения параметров используются для быстрого принятия решений, нацеленных на оптимизацию всего процесса от устья скважин до системы транспортировки по трубопроводам.

Факторы, благодаря которым стало возможным возрождение месторождений AFK в виде рационально обустроенных промыслов, можно вкратце суммировать следующим образом.

• Строительство централизованного современного предприятия, предназначенного для того, чтобы обрабатывать добытые скважинные жидкости со всех трёх месторождений, взамен старых отдельных производственных объектов на каждом месторождении.

• Увеличение объёма закачки на всех трёх месторождениях для поддержания пластового давления.• Увеличение производственных мощностей для переработки сернистого нефтяного газа с прекращением

его сжигания в факелах.• Создание возможности выпускать определённую смесь сырой нефти из одиннадцати разных марок

от разных пластов на трёх месторождениях, и внедрение методов интеллектуальных промыслов для гарантированного соответствия качества сырой нефти.

• Обеспечение возможности контролировать ключевые параметры дистанционно и осуществлять мониторинг жизненно важного оборудования в реальном времени, чтобы оптимизировать углеводородный флюид на пути от месторождений до перерабатывающего предприятия.

• Сведение к минимуму участие человека в производственной среде, добывающей исходную сырую нефть на месторождениях. JPT

Увеличение цен на нефть в последние годы в сочетании с уменьшением новых геологических запасов там, где поисково-разведочные работы и добыча недороги, привело к тому, что нефтяные компании занялись поиском и разведкой на неосвоенных территориях. Нефтяная промышленность столкнулась с необходимостью преодолевать новые ранее неизвестные трудности. Среди проблем очень большая глубина, протяженные скважины, бурение в подсолевых отложениях, сложные коллекторы и возрастающий экологический риск, и это только часть проблем.

После успеха на поисково-разведочном этапе, т.е. после открытия нового месторождения, решение о переходе к этапу разработки и добычи приводит компании к новым сложностям, связанным с использованием новых технологий и экономичностью разработки и добычи на этих месторождениях. Больше того, на некоторых проектах придется столкнуться с отсутствием ресурсов (т.е. буровых станков, новых методов бурения/заканчивания и нового оборудования, рабочей силы и пр.).

Проекты, представленные в следующих работах обращают ваше внимание на проблемы такого рода. Каждый проект, где бы он ни был, имеет свои особенности и проблемы, решение которых требует огромных усилий со стороны всей нефтяной промышленности в целом. Нефтяные и сервисные компании продолжают совместно работать для того, чтобы эти проекты стали новой главой в славной истории нефтяной промышленности.

Материалы для дополнительного чтения по теме «Проекты разработки месторождений»

на сайте OnePetro: www.onepetro.org

OTC 19861 • “Недра Таити—проблемы технологии бурения и заканчивания” Луиса Ф. Риваса компания Chevron и др.

SPE 115367 • “Реалицация новых решений на новом глубоководном месторождении на шельфе Нигерии” О.С.Адейми Щбщество инженеров-нефтяников, компания Chevron и др.

SPE 118840 • “Оптимизация разработки применительно к гигантски месторождениям” Михаил Л. Литвак, BP plc и др.

SPE 121680 • “Планирование разработки газового месторождения в южной части Северного моря с применением ГРП” Барта Вос, компания Pinnacle Technologies и др.

Проекты разработки месторождений


JPT • OCTOBER 2009

JPT

Маурисио П. Ребело менеджер по техническому обслуживанию в компании Petrobras America Inc, работающей в Мексиканском заливе. За 22 года работы в компании он работал на инженерных и управленческих должностях в бурении и заканчивании скважин в Южной Америке, Африке, на Ближнем Востоке и в Мексиканском заливе. Ребело получил степень по проектированию электрохозяйства в Университете Рио де Жанейро Сотрудничает с редакционным комитетом журнала JPT.


Полная работа знакомит с современными исследованиями для будущих разработок досоляных коллекторов досоляной формации бассейна Сантос на глубоководном шельфе Бразилии. Разработка площади подразделена на три этапа. Первый этап – это накопление информации, включая испытания протяженных скважин и пробную добычу. Второй этап, который будет продолжаться до 2017 года, включает стандартные подводные заканчивания скважин. Третья фаза будет рассматривать нестандартные решения.

ВведениеДосоляная формация находится в бассейне Сантос на большой глубине от 1900 до 2400 м примерно в 290 км от побережья Рио-де-Жанейро на юго-востоке Бразилии. На Рис. 1 показаны основные блоки формации, на сегодняшний день на этой площади проходит оценка.

В начале нынешнего столетия «блоки этой формации» бассейна Сантос считались одной из наиболее важных площадей бразильского континентального шельфа с учетом размера структур и отличным экраном, созданным соляным слоем. В 2002 году как оператор других консорциумов в результате тендера компания Petrobras получила лицензиюна разведку нескольких блоков в районе бассейна Сантос. Первый участок, известный под названием Парати (RJS-617) был утвержден в марте 2004 года. В то же время в ближайшей части бассейна были пройдены две скважины, которые пересекли мощные интервалы досоляной зоны. На основании геохимических корреляций можно сделать вывод о существовании вмещающих пород, имеющих характеристики, аналогичные характеристикам пород, обнаруженных в бассейне Сантос, но существовала большая неопределенность относительно возраста, миграции и образовавшихся и попавших в ловушку объемов. Несмотря на эти неопределенности наибольшие риски по этим участкам были связаны с существованием и качеством коллекторов.

Было намерение протестировать участок Парати на наличие стратиграфических ловушек в многочисленных объектах в подсоляном интервале и дополнительно протестировать куполообразную структуру в досоляном интервале. Песчаный коллектор над солью содержал воду, и было принято решение бурить скважину. После проходки 500м в базальте и решения ряда проблем бурение было остановлено на вертикальной глубине

Настоящая статья, написанная заместителем редактора по технологиям Карен Байби, содержит основные положения из работы ОТС 19953 (Конференция по технологии шельфа) «Разработка досоляных коллекторов бассейна Сантос – путь вперед» Д.М.Ф. Филхо (Общество инженеров-нефтяников), А.С Пинто (Общество инженеров-нефтяников), А.С. де Альмейда (Общество инженеров-нефтяников, Petrobras), первоначально подготовленной для ежегодной Конференции по технологии шельфа в 2009 году в США, Хьюстон, 21-24 сентября. Настоящая работа не пересматривалась.

Материалы Конференции по технологии шельфа 2009 года, охраняются по Закону об охране интеллектуальной собственности. Публикуются с разрешения

Разработка досоляных коллекторов бассейна Сантос


BM-S-21 (CARAMBA)

BM-S-24(JÚPITER)

BM-S-8(BEM-TE-VI) BM-S-9

(CARIOCA)

BM-S-10(PARATI)

BM-S-11(TUPI)

BM-S-17

BM-S-42

BM-S-42

133 km

166 km

PMXL

22km

216 km

290km

Cluster

BM-S-22(OGUM)

BM-S-9(GUARÁ)

BM-S-11(IARA)

BM-S-21 (CARAMBA)

BM-S-24(JÚPITER)

BM-S-8(BEM-TE-VI) BM-S-9

(CARIOCA)

BM-S-10(PARATI)

BM-S-11(TUPI)

BM-S-17

BM-S-42

BM-S-42

133 km

166 km

PMXL

22km

216 km

290km

Cluster

BM-S-22(OGUM)

BM-S-9(GUARÁ)

BM-S-11(IARA)

Рис. 1—Площади досоляных скоплений.


7600м ниже уровня моря. Газовый конденсат был обнаружен в коллекторе, сложенном досоляными породами, подтверждая присутствие нефти на этой площади. Продолжение бурения в досоляных отложениях скважины RJS-628 привело к открытию месторождения Тупи.

На досоляной площади было проведено гидродинамическое испытание пяти скважин (обсаженных скважин):

• В июле 2006 года в интервале BM-S-10 в кремнисто-обломочном коллекторе, в базальтовом пласте на фактической вертикальной глубине 6800м была испытана скважина RJS-617, известная на это время как ведущая Парати. Скважина давала конденсат/газ с газовым фактором примерно 3000м3/м3 и плотностью конденсата по АНИ 44°.

• В сентябре 2006 года в интервале BM-S-11 была испытана скважина RJS-628, известная на это время как ведущая Парати, , плотность фонтанировавшей нефти составила 28° по АНИ. Нефть шла из карбонатного коллектора микробиального происхождения (микробиалитный коллектор), известный как полуаутогенный коллектор. Коллектор находится непосредственно под соляной колонной мощностью примерно 2000м. Нефть обладает низкой кислотностью и содержит от 8 до 12 моль % СО2 в растворенном газе.

• В июле 2007 года была также испытана разведывательная скважина RJS-646 или ведущая на это время Тупи, находящаяся в 10 км к югу от пилотной скважины в интервале BM-S-11. Новая скважина подтвердила наличие полуаутогенного коллектора с такой же нефтью и даже лучшими коллекторскими свойствами, чем в скважине RJS-628A. Эта скважина также обнаружила вторичный коллектор нефти, микробиального характера в рифтовой секвенции.

• В апреле 2007 года скважина SPS-50 или ведущая на это время Кариока в интервале BM-S-9 вышла на мощную нефтяную колонну в полуатогенных микробиалитах. Гидродинамические испытания скважины показали хорошую продуктивность с 27° по АНИ и газовым фактором около 170м3/м3. Свойства нефти меняются в зависимости от глубины в результате обогащения состава и СО2, содержание СО2 выше чем на участке Тупи.

• В январе 2008 года разведочная скважина SPS-52A или ведущая на это время Bem-Te-Vi вышла на нефть в полуаутогенных микробиалитах на фактической вертикальной глубине 6000 м. Гидродинамические испытания скважины показали плотность нефти 24° по АНИ, газовый фактор около 80м3/м3 при низком содержании СО2.

Общая площадь блоков составляет примерно 15000 км2. Чтобы понять, насколько широко простирается эта площадь, можно сказать, что наиболее перспективный бассейн Бразилии на шельфе Рио де Жанейро полностью совпадает с досоляным скоплением бассейна Сантос. Площадь оценки месторождения Тупи составляет 2000 км2.

Площадь одного из гигантских месторождений, находящихся на глубине бассейна Сантос, месторождения Марлим составляет 150 км2, месторождение разрабатывается семью установками для добычи, хранения и отгрузки нефти. Т.е. с учетом всей площади для разработки участка Тупи потребуется примерно 90 установок для добычи, хранения и отгрузки.

Учитывая прямую зависимость извлекаемых объемов месторождений Тупи и Марлим, можно сказать, что для разработки месторождения Тупи потребуется от 15 до 25 установок для добычи, хранения и отгрузки нефти. Если ту же зависимость распространить на количество эксплуатационных скважин, учитывая, что месторождение Марлин разрабатывалось 130 скважинами, то для разработки участка Тупи потребуется более 2000 скважин. Использование тех же концепций, которые применялись для разработки бассейна Сантос, приведет к неэкономичности проектов, т.к. характеристики площади Тупи уникальны (большая глубина воды, отдаленность, глубокие коллекторы, загрязнители в добываемых флюидах и высокий газовый фактор). Соответственно, разработка досоляных отложений связана с рядом проблем (технических, логистических и экономических).

На сегодняшний день оценка продолжается. Бурятся оценочные скважины, на некоторых участках проводится сейсмика с высоким разрешением.

стратегия разработкиСтратегия разработки каждого участка досоляного скопления повторяет успешную стратегию, применявшуюся компанией Petrobras при поэтапной разработке большинства глубоководных месторождений:

1.Гидродинамические испытания удлиненной скважины для оценки долгосрочной добычи.2.Пилотное испытание производительности вторичных методов извлечения.3. Окончательные системы, использующие знания, полученные на предыдущих этапах.Поэтапная разработка направлена на уменьшение рисков, оптимизацию добычи и равновесие между

затратами и прибылями. Естественно, что по мере увеличения знания и получения уверенности, меньше значения будет придаваться гидродинамическим испытаниям удлиненной скважины, и их количество будет сокращаться.

Возможности, создаваемые разработкой досоляных отложенийРазработка досоляных блоков бассейна Сантос создаст огромный потенциал для нефтяной промышленности и особенно для разработок в Бразилии, так как нужно будет проводить исследования по определению свойств коллекторов, бурить и заканчивать скважины, монтировать подводное оборудование, прокладывать


подводные трубопроводы, строить и эксплуатировать передвижные морские установки и обеспечивать приток нефти и газа.

Для удовлетворения этих требований нужно создать ряд возможностей. Например, в морских разработках такие возможности включают строительство нескольких плавучих передвижных морских установок, монтаж буровых установок на шельфе, строительство судов обеспечения и обеспечение осмотров и ремонта судов. Что касается производства оборудования, то такие возможности должны включать создание аварийного оборудования, погрузочно-транспортного оборудования, производство компрессоров, турбин, сосудов под давлением, специальных заглушек и оборудования, произведенного из специальных сплавов для работы в условиях высокого давления и агрессивных сред. Если говорить о ремонте и техобслуживании, то в этом направлении возможности будут огромные не только в результате растущего спроса на специализированное обслуживание такое, как шельфовое обслуживание бурения и заканчивания, строительство пунктов переработки нефти и газа, работа с оборудованием, установленным под водой, проведение подводного ремонта и управление проектами, но и по причине требований МТО. Особое внимание будет уделяться формированию и обучению специализированных кадров.

Выводы• Разработка досоляного скопления бассейна Сантос подразумевает много неопределенностей, в основном

связанных с характеристиками коллектора, включая распределение фаций, гидравлическое сообщение и наличие слоев высокой проницаемости. Такие неопределенности типичны для нефтяных блоков на этапе оценки. Другие неопределенности связаны с обеспечением потока в морских трубопроводах, техническими характеристиками материалов в агрессивной среде флюида, с большими глубинами и высоким давлением.

• Для управления неопределенностями и снижения рисков разработку скопления планируется провести в два этапа. Первый этап или «Этап 0» предназначен для получения информации. «Этап 1А» предназначен для установления равновесия между собранной информацией, испытанием технологии и накоплением капитала. Компания Petrobras поставила целью на 2017 год добыть более 1 млн баррелей/сутки (общая добыча компании Petrobras в досоляных блоках бассейна Сантос). На последнем этапе или «Этапе 1В» будет рассматриваться использование новой технологии на нескольких участках для оптимизации разработки скопления.

• В связи с большой площадью и расчетными объемами углеводорода, а также уникальной окружающей средой разработка коллектора в досоляных породах представляется непростой для компании Petrobras и ее партнеров. В то же время это исключительная возможность для разработки и использования новых технологий. JPT


По мере продвижения нефтегазовой промышленности в неосвоенные районы Арктики требуются новые технологические и проектные критерии для обеспечения промышленно безопасных и экономически выгодных сложнейших проектов. Проект Сахалин-1 представляет собой хороший пример разработок в неосвоенном приарктическом районе, под который необходимо специально разрабатывать проектные критерии и который требует инновационных технологических решений для работы в сложных экологических условиях, включая морской лед, прибойные волны и землетрясения.

ВведениеПервая добыча по проекту Сахалин -1 на месторождении Чайво начата компанией Exxon Neftegas Limited (ENL) в октябре 2005 года. Начало добычи стало кульминацией почти 10 лет разработки проектных критериев и технологии. Концепция разработок включает шельфовую буровую платформу, буровые установки и сооружения для нефтеподготовки на месторождении Чайво, нефтепровод, идущий с востока на запад через весь остров и Татарский пролив на материковую Россию, и экспортный терминал с товарным парком и причалом для танкеров в Де Кастри. Нефть вывозится танкерами ледового типа в южном направлении через Татарский пролив, который в зимнее время частично закрыт однолетним льдом средней толщины (70-120 см). Морская буровая платформа Орлан находится на расстоянии 10 км от берега с глубиной дна 15 м.

Платформа ежегодно подвержена воздействию однолетнего пакового льда, толщиной 1,5 м , дрейфующего на 4000 км из Охотского моря на юг вдоль восточного побережья острова. Ледовая нагрузка регулируется ледяными торосами с подводной частью, достигающей глубины более 30 м (проектное значение 2000 года). Проектная ледовая нагрузка конструкции вертикальной формы на участке шириной 80 м составляет примерно 385 меганьютон (mega new tons). Проект учитывает волновую нагрузку, которая создается штормами в конце лета и осенью, которые гонят прибойную волну на платформу.

Волновая нагрузка, создаваемая мировым океаном, соответствуют порядку ледовой нагрузки, и локально высокое ударное давление создает для проекта осложнения. Сейсмичность о.Сахалин колеблется от умеренной до высокой. Активная система разломов Пильтун проходит с севера на юг по острову в 10 км от береговых сооружений и в 20 км от морской платформы. Эпицентр землетрясения в Нефтегорске в 1995 году с моментной магнитудой 7,1 балла находился примерно в 50 км от сооружений, построенных по проекту Сахалин-1. Все сооружения должны быть спроектированы с учетом сейсмостойкости, а экспортный нефтепровод, пересекающий многочисленные разломы, должен выдерживать несколько метров смещения разломов.

Проектирование безопасных, надежных сооружений в сложной экологической обстановке о.Сахалин потребовало серьезной подготовки для определения проектных критериев в условиях недостатка данных. Хотя о.Сахалин находится в субарктической зоне приобретенный технический опыт может быть полезен для планирования разработок на шельфе высоких арктических широт.

Ледовые условия и технологияОсновной целью изучения ледовой обстановки был сбор данных по основным ледовым параметрам для расчета проектной ледовой нагрузки на платформу и глубины траншеи для укладки трубопровода. Отсутствие исчерпывающих характеристик на время проведения проектирования характерно для большинства новых разработок в арктических районах.

Настоящая статья, написанная заместителем редактора по технологии Карен Байби, содержит основные положения работы ОТС 20208 «Сахалин-1: Технология разработки новых арктических проектов» Д.М Гамильтона, нучно-ииследовательский отдел разведки и добычи компании ExxonMobil, и Д.Е. Джонса (компания ExxonMobil Development Company), подготовленной для Технологической конференции по шельфу 2009 года в Хьюстоне, 4-5 мая. Работа не пересматривалась.

Материалы Технологической конференции по шельфу охраняются законом об интеллектуальной собственности. Опубликованы после разрешения.

Проект Сахалин-1. Разработка технологии для новых арктических проектов



Критерий проектирования требует оценки редких повторяющихся явлений, создающих нагрузку (например, подводная часть торосов или придонные борозды). Изыскательские программы на Сахалине для получения характеристики размеров, частоты и значительности подводной части торосов проводились с начала 1995 года (задолго до предварительных проектно-конструкторских работ). Три года проходили изыскания геометрии хребта торосов, осадка киля торосов и скорости дрейфа замерялись в течение двух сезонов звуколокаторами и акустическими приборами Допплера, а в мае 1997 и 1998 годов проводились крупномасштабные измерения прочности торосов. Замеры прочности торосов на шельфе Сахалина представляют собой один из небольшого количества наборов данных такого рода, существующих на сегодняшний день. Данные, полученные в результате проведения этих программ, облегчили подсчет вероятностных ледовых нагрузок.

Морские исследования борозд, оставленных движением льда, проводились в районе шельфа Чайво с 1997 года для получения статистических данных о частоте и глубине донных борозд. В дальнейшем эти данные использовались при определении заглубления трубопровода. Исследования борозд должны были проводиться после вскрытия льда, чтобы можно было замерить их глубину до заполнения в результате волновой активности. Даже с учетом того, что исследования проводились после вскрытия льда, в результате заполнения борозд отмечалась значительная неопределенность по поводу их распределения. Проведение исследования борозд для трубопровода в Татарском проливе было невозможно по причине сильных течений, наличия в воде взвешенных частиц и быстрого сглаживания борозд, оставленных льдом. В связи с этим исследования с воздуха и непосредственно со льда проводились несколько сезонов. Исследования проводились для получения характеристики севших на мель торосов в непосредственной близости от пересечения трубопроводом Татарского пролива (количество, простирание по площади, глубина киля ледовых торосов). На основании этих данных была сделана осторожная оценка количества и глубины потенциальных торосов, севших на мель и угрожающих всплытием, которые могут пересечь трассу трубопровода в результате ледостава и весеннего вскрытия льда в проливе.

Существующие и новые технологии позволяют справиться с сахалинскими ледовыми условиями. Морская буровая платформа Орлан, показанная на рис., состоит из поисково-разведочной платформы с гравитационным основанием (ПГО), ранее известной как железобетонная буровая платформа (ЖБП). ЖБП была демонтировна до палубы и оборудована заново модулями для проживания и проведения буровых и добычных работ. Общих вес верхних строений составил 12000т, что потребовало внутреннего усиления стальной несущей части ЖБП платформы.

Аварийное покидание, эвакуация и спасательные работы представляют собой серьезную проблему в арктических условиях, т.к. высаживать людей на подвижный лед слишком опасно, и спасательное авиасудно может быть раздавлено торосами. Было решено во время сложных ледовых условий постоянно держать у платформы Орлан ледокол поддержки, с тем, чтобы спасательное авиасудно могло приземлиться на корму ледокола, если потребуется эвакуация.

Было решено защитить шельфовые трубопроводы ото льда заглублением. Глубина заглубления определялась суммой трех компонентов: 1) максимальная предполагаемая борозда, 2) соответствующее заглубление ниже максимальной глубины борозды для того, чтобы деформация почвы под бороздой не превысила критерий механического напряжения трубы и 3) дополнительный допуск на предполагаемую эрозию почвы, накрывающей трубопровод во время срока эксплуатации.

критерий ударного воздействия волн и технологияВолновые условия в районе платформы Орлан определялись на основании расчетов физических элементов для прошедшего периода времени, эти условия оказались значительно сложнее, чем те, которые изначально планировались для ЖБП. Для оценки воздействия больших прибойных волн на платформу Орлан и для проектирования укреплений вокруг платформы для защиты морского дна была проведена серия испытаний в волновом бассейне. Для поворота волн от платформы были спроектированы специальные волноотбойники. Для оценки нагрузки, создаваемой ударным воздействием волн на палубу и на волноотбойники, было проведено гидродинамическое моделирование в масштабах бассейна.

Проектирование строительных конструкций проводилось на основании местного барического максимума и волновой нагрузки, создаваемой мировым океаном, замеренных в условиях шторма, смоделированного в бассейне. Платформа была сориентирована на основании испытаний в бассейне, предназначенных для минимизации эффекта ударного воздействия волн.

критерий землетрясений и технологияПлатформа и палубные строения, технологические сооружения и трубопроводы были спроектированы или проверены на сейсмоустойчивость на основании критериев, разработанных конкретно для местоположения сооружений. Такие критерии ускорения разрушения, как проектное расчетное землетрясение (интервал перед повтором 200 лет) и податливость землетрясению (интервал перед повтором 3000 лет), определялись по вероятностной оценке сейсмоопасности. В конце 1990-ых годов российские сейсмологи сделали основательный анализ сейсмичности о.Сахалин и анализ землетрясения в Нефтегорске 1995 года, включая бороздовое опробование 33км зоны поверхностного разрыва.


ПлатформаМодули платформы и буровая вышка были спроектированы под нагрузки, создаваемые землетрясением. Уникальная структура почвы (плотный песок) вместе с очень жесткой конструкцией потребовали создания платформы и модуля с собственной частотой колебаний первого тона в диапазоне частот, соответствующих высоким амплитудам колебания грунта. Эта ситуация полностью отличалась от предыдущих ситуаций, когда устанавливались платформы с обшивкой (в основном на калифорнийском шельфе), частоты которых сильно отличались от диапазона энергетических частот диапазона сейсмического разрушения. Было проведено сложное моделирование взаимодействия почвы и конструкции с применением 3-мерных моделей почвы для определения нелинейного и разупрочняющего поведения как реакции на податливость землетрясению. С помощью этих моделей стало понятно, каким образом модуль реагирует на проектирование конструкции и как нужно проводить МТО. Проектирование трубной обвязки и опор для обвязки для всех модулей платформы было очень непростым, хотя сама обвязка была хорошо смоделирована.

Буровая вышка закупалась как оборудование, спроектированное в соответствии с нормативными требованиями, которые не включают сейсмичность, отмечавшуюся в районе платформы Орлан. Тот факт, что это одна из самых больших существующих вышек, и то, что она устанавливается на несколько этажей буровых модулей, значительно усложнил проектирование вышки. Для улучшения технических характеристик вышки в условиях податливости землетрясению была разработан резонансный виброгаситель. Резонансный виброгаситель состоит из стальной массы весом 100 т, установленной на резиновых/стальных подшипниках, и соединен с большими гидравлическими виброгасителями. Вся система находится внутри обогреваемой камеры в верхней части буровой вышки. Податливость землетрясению буровой вышки составляет 40%.

трубопроводыТрубопроводы подвержены воздействию распространения сейсмических волн и возможному значительному смещению почвы в результате смещения разломов, разжижения почвы и оползней. Возможные большие объемы смещения грунта размещались с учетом проектных критериев деформации, которые допускают высокую степень деформации трубопровода без потери содержимого. Применение трубной стали с нижним пределом текучести (Х-60) и поперечных сварных швов с высоким запасом прочности помогли обеспечить высокую деформационную устойчивость. Деформационная устойчивость была проверена испытаниями на растяжение и полномасштабными испытаниями на изгиб. JPT


На месторождении Агбами добыча была начата в июле 2008 года через 10 лет после открытия высококлассного коллектора. Проект Агбами представляет собой одно из наиболее значительных капиталовложений за последнее десятилетие. Несмотря на разного рода осложнения в реализации проекта были достигнуты отличные результаты. В полной работе дается общее представление о проекте, и обсуждаются основные цели, использовавшаяся стратегия и некоторые из полученных уроков.

ВведениеМесторождение Агбами находится на шельфе в 70 милях от побережья Нигерии на глубине около 5000 футов. Коллектор представляет собой разбитую надвигами антиклиналь, вмещающую четыре основных коллектора. Нефть месторождения легкая и низкосернистая с плотностью по АНИ 470. Выбранный проект разработки включает плавучую платформу, емкости для хранения нефти, разгружающее судно (ППЕХНРС) и заканчивание подводных скважин. Добыча нефти силами ППЕХНРС составляет 250 000 баррелей/сутки, объем закачиваемого газа - 415 стандартных кубических футов/сутки и объем закачиваемой воды – 450 000 баррелей/сутки. Общая добыча комплекса ППЕХНРС считается самой высокой в мире. Закачка газа в присводовую часть обеспечивает поддержание пластового давления аналогично превентивному сжиганию попутного газа. Закачка воды по периферии также обеспечивает поддержание пластового давления. Для полной разработки запасов потребуется порядка 38 скважин.

Участие НигерииУже на раннем этапе реализации проекта Агбани было принято решение достигнуть нового уровня участия Нигерии. Участие Нигерии – это государственная задача, направленная на расширение экономической выгоды от разработки месторождения, создание новых возможностей для людей и создание новых видов экономической деятельности в Нигерии. Участие Нигерии в реализации проекта – это стратегическая цель, определяющая успех проекта, а не требование со стороны государства. В проектной группе сравнили участие нигерийцев в предыдущих проектах и разработали план участия нигерийцев, который на 50% превышает предыдущие показатели. Такие требования были частью контрактов, заключавшихся для реализации проекта, и все подрядчики поняли важность поставленной задачи.

В результате пять модулей для ППЕХНРС были изготовлены в Варри и Лагосе, включая самый большой модуль ППЕХНРС (весом более 1 700 т) построенный в Нигерии. Первый раз в Нигерии в Порт-Харкорт были изготовлены бронированные манифольды из нержавеющей стали. Кроме того в Лагосе были произведены разгрузочные буи и сваи для причалов. Значительные капитальные вложения были сделаны в нигерийские верфи для изготовления этих сооружений. В целом участие Нигерии превысило производство 10 000 т изделий при занятости более 4 млн. человек/часов без производственного травматизма. Поставленная цель была сложной, но она была успешно достигнута, т.к. работа выполнялась в соответствии с планом при поддержке всех партнеров.

Расширение возможностей нигерийских кадров было еще одной целью плана нигерийского участия. Проект включал более 300 000 человек/часов рабочего проектирования, практического управления строительством и технического обучения более 100 инженеров из 20 нигерийских проектно-конструкторских компаний.

Настоящая статья, написанная заместителем редактора по технологии Карен Байби, содержит основные положения работы ОТС 20249 «Проект Агбами: Человеческий фактор и партнерство при реализации крупнейшего месторождения» С.Д Блумера (Chevron Project Resources Company), первоначально подготовленной для Технологической конференции по шельфу 2009 года в Хьюстоне, 4-7 мая. Работа не пересматривалась.

Материалы Технологической конференции по шельфу охраняются законом об интеллектуальной собственности. Опубликованы после разрешения.

Проект Агбами – человеческий фактор и партнерство в реализации крупнейшего проекта

Проекты разработки месторождеНий


В результате все заинтересованные лица признали важность плана участия Нигерии, и все совместно работали на выполнение этого плана. Участие нигерийцев стало источником дополнительной энергии для проекта, в результате и нигерийская экономика и народ оказались в выигрыше.

ППеХНрс по проекту агбамиППЕХНРС в проекте Агбами – это центр добычных сооружений. Их задача – разделение нефти, газа и воды. Отделенная нефть стабилизируется, чтобы можно было управлять давлением пара, и затем складируется в корпусе судна измещением 1,15 млн. баррелей. Отделенный газ обезвоживается и поступает на девять компрессоров для закачки под давлением 7 000 фунтов/кВ.дюйм. Подтоварная вода очищается от остаточной нефти и смешивается с морской водой для закачки в коллектор под давлением 5000 фунтов/кВ.дюйм.

Большая часть ППЕХНРС предназначена для размещения до 156 человек персонала и десятков систем вспомогательного обслуживания. В состав комплекса ППЕХНРС входит газотурбинная электростанция, производящая 87 мегаватт. Система подачи морской воды мощностью 800 000 баррелей/сутки обеспечивает водой для охлаждения а также водой для поддержания пластового давления.

Контракт на проведение разработки, обеспечения, производства и установки (РОПУ) ППЕХНРС получила компания Daewoo Shipbuilding and Marine Engineering Limited в январе 2005 года. Проектно-конструкторские работы велись в Корее, США и Нигерии. Большая часть технических решений базировалась на ранее опробованных или улучшенных проектах, но в проекте такого масштаба должны были появиться новые технологические решения. Например, винтовые компрессоры, задействованные для проекта, были самыми большими из когда-либо изготовленных. Необычными были проектно-конструкторские работы, что было обусловлено наличием большого количества персонала, результатом этих работ стала более обширная компоновка, что улучшило безопасность и эксплуатационную надежность судна.

Начиная с ноября 2005 года в Окпо, Корея, велось строительство корпуса ППЕХНРС и девяти надстроечных модулей. Новый плавучий кран поднимал огромные блоки (все предыдущие были легче) в сухой док для быстрой сборки корпуса. Надстроечные модули общим весом 33 000 т, включая изготовленные в Нигерии, были доставлены на корейскую верфь, и после окончания строительства в октябре 2007 года судно было отбуксировано в Нигерию.

Проектно-конструкторские и строительные работы по проекту были очень непростыми для проектной группы. Залог успеха был в тесном контакте компании и подрядчика РОПУ. Крайне важным было управление изменениями. На этапе предварительного проектирования проводился минимум крупных изменений. Добавление третьего генератора для первоочередных нагрузок было единственным значительным изменением оборудования.

Все участники инженерных и строительных работ по созданию комплекса ППЕХНРС Агбами почувствовали большое удовлетворение, когда он был отбуксирован в Нигерию. Порядка 10 млн. человек/часов было затрачено на инженерные работы и изготовление комплекса с единственной производственной травмой. Одна команда, включавшая представителей Кореи, Нигерии, США и десятков других страна, создала крупнейший в мире комплекс ППЕХНРС.

Проектирование и изготовление подводной части системыНа месторождении Агбани применяется технологическая сеть скважин, манифольдов, выкидных линий и гибких водоотделяющих колонн для сбора сырой нефти на ППЕХНРС и для закачки воды и газа. Выбор подводной разработки и применение гибких водоотделяющих колонн было главным решением на этапе предварительного проектирования. Были оценены альтернативные концепции надводной арматуры и водоотделяющей колонны на стальных цепных оттяжках и принято решение, что подводная технология наилучшим образом подходит для разработки и геометрии месторождения Агбани.

Донная фонтанная арматура ставится на каждую скважину на морском дне и с помощью гибких штанг соединяется с манифольдом. Четыре манифольда через гибкие водоотделительные колонны собирают добытую сырую нефть в ППЕХНРС. Газонагнетательные колонны комплекса ППЕХНРС соединяются с двумя подводными нагнетательными манифольдами. Водонагнетательные колонны соединяются с гирляндой выкидных линий, идущих на нагнетательные скважины, расположенные по периферии месторождения.

Сеть гибких связующих колонн соединяет комплекс ППЕХНРС с подводным оборудованием для управления и закачки химреагентов. Подводная система управления, установленная на ППЕХНРС, использует электрические сигналы и гидравлическое управление флюидами для замера морских условий и активации подводных заглушек. Стальные трубы, заключенные в гибкие кабели, распределяют химреагенты, необходимые для обеспечения потока и защиты от коррозии, на скважины и манифольды. Сложность и размеры этих кабелей создали еще одну задачу, с которой пришлось столкнуться при решении технических проблем на месторождении Агбани.

буксировка, подключение систем и ввод в эксплуатациюДо начала следующего этапа работы на шельфе необходимо было завершить буксировку комплекса ППЕХНРС из Кореи в Нигерию. Буксировка комплекса ППЕХНРС через моря и океаны была сопряжена со многими трудностями. Во-первых, один циклон изменил маршрут и прошел между двумя другими. Затем один из буксиров потерял скорость, и ППЕХНРС столкнулся с ним. Обошлось без травм, и осмотр показал,


что повреждение незначительно, но в Сингапуре пришлось делать небольшой ремонт. При проходе ППЕХНРС через пролив Санда началось небольшое извержение, вулкана Анак Кракатау, находившегося в районе пролива.

Следуя установившейся практике, персонал комплекса ППЕХНРС был укомплектован еще во время буксировки. Примерно половина персонала будет постоянно работать на комплексе во время эксплуатации месторождения. Это дало возможность персоналу опробовать системы вспомогательного обслуживания, потренироваться и продолжить обучение. Вторая половина персонала была предназначена для подключения систем и ввода в эксплуатацию. Эта часть персонала продолжала заниматься завершением строительства, вопросами сдачи в эксплуатацию и решала текущие проблемы с оборудованием по мере их появления. Гораздо важнее было то, что морской переход создал атмосферу командной работы и понимания вопросов ТБ, что будет предельно важно во время работы на шельфе Нигерии.

Комплекс ППЕХНРС благополучно прибыл в Нигерию 31 декабря и был быстро пришвартован к заранее установленным заборным сваям. Затем началась трудная работа по завершению ввода в эксплуатацию ППЕХНРС и подключению к подводным системам для получения первой нефти.

Во время перехода из Кореи строительство ППЕХНРС было в основном завершено, но работы, связанной с испытаниями и вводом в эксплуатацию оставалось больше, чем планировалось изначально. Перед выходом из Кореи тщательно оценили остающийся объем работ с тем, чтобы решить, оставаться дольше на верфи в Корее или закончить оставшуюся работу в Нигерии. Хотя затраты на верфи были бы ниже а производительность выше, были работы для ускорения ввода в эксплуатацию, которые можно было сделать на ходу. Координация монтажа других судов была еще одним доводом в пользу выхода. После задержки выхода примерно на 6 недель было принято решение выходить и продолжать остающиеся работы на шельфе Нигерии.

Во время буксировки планирование оставшихся работ подтвердило необходимость увеличить количество работающего персонала и дополнительных судов для его размещения, чтобы избежать затягивания подключения и ввода в эксплуатацию. Вскоре после того, как ППЕХНРС был пришвартован, была предоставлена первая баржа для проживания, и практически начался процесс подключения и ввода в эксплуатацию. Вскоре после этого прибыло судно для проживания Acergy Hawk а затем еще одно Jascon 30. Капитаны и экипажи справились с поставленными задачами с минимальными простоями.

После того, как ППЕХНРС оказался на месте, основное внимание уделялось вводу в эксплуатацию систем подъема морской воды и другим вспомогательным системам, обеспечивающим пуск основных силовых генераторов. Поскольку многие системы, обеспечивающие проживание и жизнеобеспечение судов уже работали, работы необходимо было заканчивать в соответствии с жестким регламентом допусков. Это оказалось оправданным, поскольку удалось избежать травм или беспорядка во время проведения одновременных работ и в условиях строительства.

Несмотря на затраченное время, эти усилия оказались оправданными и завершились успешным первым пуском систем ППЕХНРС. JPT


Действующий проект разработки месторождения основан на бурении с многочисленных морских буровых платформ с устьевым оборудованием (МБПУО). Наращивание добычи потребует большего количества МБПУО и сотен километров новых трубопроводов, соединяющих новые и существующие платформы с центрами комплексной подготовки нефти и их спутниками. В подробной работе изучается альтернативная стратегия разработки месторождения, основанная на нескольких центрах бурения и добычи (т.е. искусственные острова и/или большие платформы), вместо многочисленных новых МБПУО.

ВведениеГигантское месторождение нефти, открытое в начале 1960-ых годов, находится на шельфе Абу Даби. Это месторождение занимает площадь более 1200 км2 и считается одним из крупнейших месторождений в мире, предполагаемый срок эксплуатации превышает 100 лет. Последние 30 лет разработка месторождения велась по схеме «добывающие и нагнетательные скважины, пробуренные с МБПУО, расположенных по всему месторождению». На сегодняшний день установлено 80 МБПУО, каждая рассчитана на куст до 14 добывающих и нагнетательных скважин, обслуживаемых спутниковыми платформами сбора нефти, соединенными морскими магистральными и обычными трубопроводами. Центральный комплекс месторождения принимает всю добытую нефть для первичной переработки и транспортировки.

На месторождении, разрабатываемом компанией Zakum Development Company, поставлена стратегическая задача к 2015 году увеличить дебит с коллекторов на примерно 40% и поддерживать новую полку дебита 25 лет. Первоначально проект разработки для достижения этой цели был основан на продолжении разработки с установкой дополнительных МБПУО. Было подсчитано, что более 20 МБПУО потребуется для того, чтобы соответствовать новым требованиям добычи/закачки, и дополнительно к этому сотни километров выкидных

Настоящая статья, написанная заместителем редактора по технологиям Карен Байби, содержит основные положения из работы 118379 Общества инженеров-нефтяников «Расширение разработки гиганского нефтяного месторождения в Абу Даби с помощью искусственных островов, используемых для бурения и добычи» А. Модави (Общество инженеров-нефтяников, Zakum Development Company/ExxonMobil) В.В.Мартин (Общество инженеров-нефтяников), А.Х.Муфлехи, Д.В.Вальтерс и Г.Исмаил (Общество инженеров-нефтяников, Zakum Development Company), первоначально подготовленной для Технической конференции и выставки Общества инженеров-нефтяников Бурение с регулируемым давлением и бурение на депрессии в 2008 году, в Абу Даби, ОАЭ, 3-6 ноября января. Настоящая работа не пересматривалась.

Расширение разработки месторождения за счет искусственно намытых островов, с которых ведется бурение и добыча


Rig SpecificationRequirements

&Availability

Geophysical / Geotechnical

Surveys EnvironmentalBaseline Survey

/EIA

ExtendedReachDrilling

FacilitiesDesign

&Infrastructure

Conformancewith

Current SubsurfaceDevelopment

Plan

Island Design

&Construction

Large PlatformDesign

&Construction

E c o n o m I c s

Rig SpecificationRequirements

andAvailability

Geophysical/ Geotechnical

Surveys EnvironmentalBaseline

Survey/EIA

ERD

FacilitiesDesign

andInfrastructure

ConformanceWith

Current SubsurfaceDevelopment

Plan

Island Design

andConstruction

Large PlatformDesign

andConstruction

E c o n o m I c s

Рис. 1—Объединенные исследования.


трубопроводов. Кроме того потребуется значительная модернизация существующих спутников и платформы с центром комплексной переработки. Эти проекты разработки, нацеленные на увеличение добычи, дополнялись требованием увеличить флот мобильных морских платформ с самовыдвигающимися опорами

Растущий спрос на нефть и газ и соответствующий спрос на производственные мощности для проектирования, закупки и строительства необходимых сооружений значительно увеличили ожидаемую стоимость запланированного расширения. Рыночные условия также продлили ожидаемое время для завершения проектов расширения с последующей задержкой выхода на планируемый уровень добычи. Неопределенность наличия морских буровых установок и растущая оплата суточной работы этих установок также усложняют ситуацию с задержками и растущими ценами. Существуют и другие причины для изменения проекта разработки.

• Сложная геология коллектора• Увеличение обводненности и газового фактора приведут к увеличению количества капремонтов по

сравнению с текущим планом.• Современная схема МБПУО огранивает гибкость, необходимую для реагирования на изменения,

вносимые в план исследований свойств коллектора.• Поддержание полки добычи потребует таких схем извлечения, которые трудны и дороги в рамках

использования МБПУО.• Large-scale enhanced-oil-recovery applications will be very challenging from WHPTs scattered across the

field.Крупномасштабное применение способов увеличения нефтеотдачи очень проблематично с МБПУО, раскиданных по месторождению.

Для решения этих вопросов была проведена оценка возможных альтернативных концепций дальнейшей разработки месторождения. В полной работе приводятся результаты объединенных исследований, включивших элементы, представленные на Рис. 1. В выводах предлагается убедительный вариант изменения современного метода разработки, подразумевающего использование многочисленных МБПУО, до проекта, который включает центры бурения и технологические объекты на нескольких искусственно созданных островах и использует бурение с большим отходом (ББО) для охвата всего месторождения.

ВыполнимостьЕсли говорить о технической выполнимости такого проекта, то можно разработать концепцию, которая бы включала контур расположения островов и их количество. Пример сравнения месторождения, которое разрабатывается с МБПУО или с островов, показан на Рис.2.

Предполагается, что максимальный отход скважин по горизонтали в случае применения МБПУО составит 3000м, островная концепция допускает отход до 6500м, эта цифра может быть устаревшей с учетом последних результатов ББО.

С учетом ветровых, волновых, приливных условий и эксплуатационных требований (например, схема бурения, промысловые объекты, склады, жилье и гавань) было изучено несколько вариантов потенциальной геометрии острова. Было решено, что круглая форма острова, защищенного каменными или бетонными укреплениями, наиболее экономична. Такая форма обеспечивает максимальную площадь земли для минимального периметра работ по укреплению берега (наиболее дорогой части работ). Стоимость строительства меняется в зависимости от глубины воды, грунтовых условий, волновых условий и размера острова, меняющегося в диапазоне от 600 до 800 м.

В восточной части месторождения глубина воды колеблется от 6 до 15 м. Такие глубины позволяют вести экономичное строительство буровых и добычных центров. Однако существующая структура месторождения представляет собой непростую среду для оптимального размещения островов. Плотная сеть трубопроводов,

Surface Development with New WHPTs

Drillingreach3 km

Well requiringnew platform

Well from existing WHPT

Surface Development with Islands

Island

Drillingreach6.5 km

Рис. 2—МБПУО в сравнении с искусственными островами.


выкидных линий, многочисленные МБПУО и несколько суперплатформ для сбора и подготовки создают ограничения.

• Где располагать острова• Где проводить намывки• Осадка, размер и тип драг. • Количество вычерпанного материала, до которого можно добраться, и расстояние до него.•.Продолжительность и стоимость намывки.В связи с тем, что работы на месторождении продолжаются, т.е. морские работы и перемещение судов,

строительство островов и намывка будут ограничены жесткими рекомендациями по логистике и ТБ.Вследствие сложности инфраструктуры и морских операций, связанных с намывкой островов и

транспортировкой материалов (керн и материал для укреплений) при содействии большой международной компании, занимающейся намывкой грунта и департамента морской логистики, была проведена оценка риска и его снижения для обеспечения строительства островов в наиболее перегруженных и мелких местах месторождения. Эта оценка, дополненная работами по проектированию островов, показала, что строительство искусственных островов на площади месторождения технически возможно с общими затратами меньшими, чем затраты на реализацию плана МБПУО.

Экологическая ситуация и оценка воздействия на окружающую среду (оВос)ОВОС была проведена с упором на строительство искусственных островов и разработку с учетом этапа эксплуатации и вывода из эксплуатации. ОВОС предшествовало изучение окружающей среды площади месторождения с отбором проб с 80 участков по всему месторождению, включая потенциальные местонахождения островов. Исследование показало, что

• Площади, предназначенные для островов, не входят в категорию «ограниченных для использования или охранных территорий».

• На площади месторождения нет значительных корало-рифовых систем.• На площадях, запланированных под острова, имеется не очень разнообразная флора и фауна, и

на участке активных работ наблюдается восстановление кораллов после предыдущего экологического исследования, проводившегося в 1999 году.

ОВОС показала, что строительство искусственных островов приведет к воздействию на окружающую среду от первоначально значительного до продолжительно полезного. Отрицательное воздействие произойдет на этапе строительства в результате намывки грунта и освоения построенных островов. Сравнение островной концепции и использования МБПУО позволяет сказать, что МБПУО и связанные с ними выкидные линии будут иметь более продолжительное воздействие на окружающую среду, чем разработка месторождения с искусственных островов.

бурение с большим отходомОжидаемый максимальный доступ по горизонтали, требующийся для скважин с большим отходом составляет примерно 6500 м. Для скважин такой длины нужен большой опыт. Проблемы, связанные с бурением скважин с большим отходом хорошо известны и описаны в литературе. Этими рисками можно управлять с помощью оценки риска, которая применялась при планировании и бурении скважин.

Каждый остров по размеру должен разместить от 100 до 200 буровых отверстий, и поскольку на месторождении уже имеются сотни скважин, проводилась оценка возможности пересечения траекторий скважин во время бурения. С этой целью с помощью полной базы данных по скважинам месторождения и допущениями разной разряженности сетки скважин и расположения кустов был проведен анализ гипотетического расположения острова на площади месторождения с самой высокой плотностью существующих скважин. Было показано, что потенциальное пересечение траекторий может быть легко уменьшено изменением местонахождения бурового выреза любой данной скважины относительно точки начала отклонения и траектории скважины.

В заключение можно сказать, что исследования ББО показали следующее• Нет отчаянных голов для того, чтобы бурить и заканчивать скважины с большим отклонением сухопутными

буровыми установками и буровым раствором на основе нефти.• Траектории скважин до максимум 600 угла наклона через локальные глинистые зоны вполне возможны.• Последующая оптимизация плана бурения и заканчивания может обеспечить доступ далее 6500 м, более

продолжительные интервалы заканчивания и угол отклонения скважин от вертикали более 60°.• Проведение ББО требует полного и четкого планирования..

Преимущества искусственных островов перед мбПУо• Значительная экономия капитальных затрат • Включают современные и будущие изменения плана исследования коллекторов• Уменьшение наличия самоподъемных буровых установок и стоимостных неопределенностей.• Привлечение потенциальных возможностей во время эксплуатационного цикла месторождения.• Ассигнования на экономичные/поэтапные технологические сооружения•.Повышенная пригодность месторождения к эксплуатации с меньшими эксплуатационными затратами.•.Уменьшение потерь, вызванных простоями. JPT

Признание скважины успешной или неудачной зависит от многих показателей. Один из важных среди них – буровой раствор. Поскольку компании имеют дело со все более сложными и трудными скважинами, правильно разработанный буровой раствор может многое сделать для успеха скважины. Должны быть охвачены все аспекты - от лабораторных исследований по воздействию флюида/химреагента на стабильность скважины до физических свойств сложного флюида, которые уменьшают потерю циркуляции.

По мере постоянного увеличения объема бурения сложных скважин изменилась роль инженера по буровым растворам. Когда я начинал работу с буровыми растворами 15 лет назад, мы в основном беспокоились по поводу потери раствора, пластической вязкости, динамического сопротивления сдвигу и гелей. Для работы на современных сложных скважинах помимо экологических норм и управления потерями нужно знать все вышеперечисленные основные свойства, а также знать, насколько стабильна скважина, можно ли бурить узкий край и знать потерю циркуляции.

Хороший пример – это потеря циркуляции. С пониманием механизмов горной породы был разработан подход к возврату потери циркуляции. Всего несколько лет назад большинство было незнакомо с такими концепциями, как «создание нагрузки или механическая целостность», и такими терминами как «растягивающее напряжение», «коробка нагрузки» и «нагрузка закрытия трещины». Прошли те дни, когда не могли прокачать ничего кроме кухонной мойки, чтобы остановить потерю циркуляции. Теперь мы пользуемся научным подходом к флюидам и определяем размер частиц для того, чтобы остановить потерю циркуляции и провести буровые работы быстрее и с меньшими затратами.

Изменилась и роль специалистов по растворам, работающих в компаниях-операторах и компаниях, производящих растворы. Теперь они знают больше чем состав флюида и его свойства. В штатах компаний работают инженеры и ученые, которые работают над такими проблемами как стабильность скважины, потеря циркуляции, управление отходами и международные экологические правила.

Пожалуйста, найдите время почитать следующие выборки и предложенный материал для дополнительного чтения.

Дополнительное чтение по теме «Буровые растворы и растворы для заканчивания» на сайте OnePetro: www.onepetro.org

SPE 120646 • “Поиск практического показателя производительности бурового раствора – ключ к улучшению характеристик флюида и оптимизации экономики качества скважины” Питера Осоде (Общество инженеров-нефтяников, Petroleum Development Oman) и др.

SPE 123013 • “Изменение прочности глины обращенной эмульсией буровых растворов: теория, замеры и моделирование” Т. Хемпхилл (Halliburton) и др.

SPE 119269 • “Буровые растворы предотвращают потерю циркуляции за счет постоянного поддержания целостности во время бурения в восточном Техасе” Кеннет Б. Мази (Общество инженеров-нефтяников, ExxonMobil) и др.

Буровые растворы и растворы для заканчивания


JPT • NOVEMBER 2009

JPT

Брент Естес (Общество инженеров-нефтяников) специалист по буровым растворам в компании Exxon Mobil Development Company, в группе технологии бурения, занимающейся бурением во всех странах мира. Ранее он работал в компании Baroid Drilling Fluids. Естес получил степень бакалавра по технологии нефтегазодобычи в Университете Техаса A&M. Он много работал в области буровых растворов и растворов для заканчивания , включая научные исследования и разработки а также работал инженером-буровиком. Естес написал несколько работ для Общества инженеров-нефтяников и работал в редакционной коллегии журнала JPT.

Буровой раствор на основе нефти (БРОН) был разработан для решения проблем в бурении, создаваемых набуханием глинистых пород. Иными словами, весьма важно понимать, каким образом БРОН взаимодействует с глинистыми породами. В полном варианте работы говорится о продвижении нефтяной фазы БРОН в зависимости от ее гидравлического «давления на входе». Хотя нефтяной фильтрат БРОН не гидратирует глинистую породу, он может проникать в нее при определенном значении давления. Такое проникновение увеличивает поровое давление породы, что может вызвать обвал в стволе скважины.

ВведениеГлинистая порода имеет осадочный характер, с небольшим радиусом пор и содержанием глинистого минерала от среднего до высокого в дополнение к другим минералам, например, кварц, полевой шпат и кальцит. Отличительные характеристики глинистой породы - это содержание глинистого минерала и низкая проницаемость, что создает плохую гидродинамическую связь между поровыми каналами. Глинистая порода довольно пориста, обычно насыщена пластовой водой, при этом на ее свойства влияет ряд факторов, в частности, глубина залегания, активность воды, объем и тип присутствующих минералов.

Учитывая тот факт, что глинистые породы составляют 70-75% пластов, пройденных бурением во всем мире, важно понять и минимизировать проблемы, связанные с глинистыми породами и возникающие во время бурения. Данные о производительности бурения показали эффективность БРОН при борьбе с проблемами во время бурения, создаваемыми набуханием глинистых пород, прихватом в результате разности давления, коррозией и высокими пластовыми температурами.

БРОН представляет собой водонефтяную эмульсию, которая содержит воду, эмульгаторы, органофильную глину и утяжелитель. Фаза воды обычно представляет собой соляной раствор хлорида кальция с активностью воды (aw), которая отражает aw пласта. Это не дает воде перемещаться к или от водочувствительной зоны и таким образом поддерживается стабильность ствола скважины. Вода в нефти стабилизируется основным эмульгатором (часто соль жирной кислоты), а утяжелитель и буровой шлам смочены нефтью и диспергируют в раствор со вторым эмульгатором. Предполагается, что оба эмульгатора играют двойственную роль, т.е. основной эмульгатор действует в какой-то степени как смачивающий агент, а второстепенныйй эмульгатор действует как реальный эмульгатор.

Ионы, добавленные в буровой раствор на основе воды (БРОВ) уменьшают aw флюида, и, соответственно, движение воды в глинистую породу уменьшается благодаря осмотическому эффекту. Этот эффект непродолжителен, поскольку гидратированные ионы не сильно ограничены, и они вторгаются в слабо минерализованные глинистые породы. Однако, если мы имеем дело с БРОН, вокруг каждой капли воды есть эффективная мембрана, и ионы перемещаются очень мало (если вообще перемещаются).

История вопросаДаже с учетом того, что осмотическое давление, созданное БРОН, мешает воде попадать в глинистую породу, эта мембрана может быть не до конца эффективна. Данные, полученные после различных испытаний с применением не эмульсионных буровых флюидов, не говорят о хорошей осмотической мембране. Сама природа эмульгированного соляного раствора и эмульгатора может повлиять на взаимодействие не эмульсионных флюидов с глинистой породой, включая перенос флюидов в или из глинистой породы.

Давление на входе при вторжении бурового раствора на основе нефти в глинистую породу


Настоящая статья, написанная заместителем редактора по технологиям Карен Байби, содержит основные положения из работы 116364 Общества инженеров-нефтяников «Давление на входе бурового раствора на основе нефти в глинистую породу. Воздействие глинистой породы, активности воды и свойств бурового раствора» Андрес Олеас (Общество инженеров-нефтяников), Коллинс Осуджи (Общество инженеров-нефтяников), Мартин Е. Ченевер (Общество инженеров-нефтяников) и Мукул М. Шарма (Общество инженеров-нефтяников), Университет Техаса в Остине, первоначально подготовленной для Ежегодной Технической Конференции и выставки Общества инженеров-нефтяников в 2008 году в Денвере, проводившейся 21-24 сентября. Настоящая работа не пересматривалась.



Глинистое уплотнение – это результат маленьких размеров пор, смоченных водой (100 нм или меньше), что затрудняет проникновение не смачивающего углеводородного флюида в глинистую породу. Для того, чтобы преодолеть сопротивление глинистой породы проникновению флюида, перепад гидравлического давления между проникающим флюидом и водой, присутствующей в глинистой породе, должен быть выше, чем капиллярное давление на входе глинистой породы. Использование БРОН, превышающего такое капиллярное давление на входе, приведет к тому, что нефтяной фильтрат бурового раствора вытеснит свободную воду из глинистой породы.

Предполагается, что давление на входе фильтрата БРОН (только нефти) будет выше, чем давление на входе БРОВ, потому что трудно отделить эмульгированные капли воды от слоя эмульгатора, и даже после отделения фильтрат не смешивается с поровым флюидом. Следовательно, для того, чтобы фильтрат БРОН попал в нефть, ему нужно вытеснить поровый флюид. Этим можно объяснить способность БРОН поддерживать стабильное состояние ствола скважины во время буровых работ.

Хотя высокое давление на входе – это важный момент для понимания взаимодействия между БРОН и пластами глины, это не все, что нужно учитывать. Известно, что стабильность глинистых пород зависит от времени, т.е. состояние нагрузки или прочности глинистой породы меняется, когда проникновение в породу происходит через продолжительный период времени. Нагрузки на глинистую породу стенки скважины меняются, когда фильтрат бурового флюида поднимает давление порового флюида глинистой породы.

Объем исследованийРабота, представленная в полной статье, была проведена чтобы

• Определить испытательную процедуру и оборудование для замера давления на входе в образцах глинистой породы.

• Определить воздействие состава БРОН на давление на входе.• Замерить давление на входе с разными видами БРОН на образцах глинистой породы разной

пористости.

Глинистая порода Arco ChinaКерн глинистой породы, взятый в компании Arco China, использовавшийся во время лабораторных испытаний, был взят на глубине 11812 футов и сохранялся на буровой площадке в полиэтиленовых мешках. После открытия мешков керн был немедленно помещен в сырую нефть, чтобы предотвратить контакт с воздухом перед капсулированием образца и вырезом и выемкой слоями испытательных образцов. В Таблицах 1 и 2 приведены результаты минералогического анализа глинистой породы. После проведения анализов можно сказать, что иллит – это основной присутствующий глинистый минерал. Можно предположить, что глинистая порода Arco China не обладает свойством впитывать воду, потому, что имеет небольшую площадь поверхности по сравнению с площадью поверхности сукновальной глины. Способность обмена катионами составила 9,3, что позволяет предположить, что глинистая порода не очень реакционно-способна, а петрофизические данные подтверждают, что глинистая порода очень плотная с 1,8% пористости и 0,039 микродарси проницаемости.

Величина aw глинистой породы определяется как давление насыщенных паров глинистой породы, деленное на давление насыщенных паров чистой воды при одинаковой температуре. «Натуральная» величина aw глинистой породы Arco China составляет 0,72, т.е. точка в которой не было ни потери воды, ни ее увеличения. В полной работе расписан процесс подготовки образцов БРОН.

Описание испытания давления на входеИспытание давления на входе, включая оборудование, мало чем отличалось от испытания, проводившегося в 2005 году. Образец глинистой породы толщиной 0,26±0,010 и 2,5 дюйма в диаметре помещался в металлическую камеру, состоявшую из верхней и нижней частей, что позволяло подвергать образец глинистой породы воздействию разных типов БРОН и поровых флюидов.

Верхняя часть образца глинистой породы подвергалась воздействию нефтяного флюида (БРОН), а нижняя часть – флюида хлористого натрия (NaCl) с соленостью 35000 частей на миллион (подобие морской воды) или раствора CaCl2 при весовом проценте 30%. Испытание состояло в том, что перепад давления по образцу создавался давлением в 50 фунтов на 1 кв. дюйм сначала выше по потоку (в верхней части образца) а потом вниз по потоку (в нижней части образца), затем верхнее давление постепенно увеличивали. Верхнее давление определялось в тот момент, когда в нижней части наблюдалось увеличение давления. Как только нижнее давление стабилизировалось, верхнее давление снова увеличивалось и наблюдалось изменение нижнего давления. Во время испытаний время между увеличениями давления (одно увеличение 100-200 фунтов на кВ. дюйм) составляло минимум 8 часов. Каждое испытание продолжалось по 1 неделе.

Испытания давления на входеПосле того, как система была испытана на температурные колебания и герметичность, были проведены пять испытаний с использованием натуральной величины aw 0,72 глинистой породы Arco China. Эти флюиды состояли из пресной воды, нефти и эмульсионных буровых растворов. Как показано на рисунках с 11 по 14


в подробной работе, по истечении указанных периодов ни один из флюидов не смог проникнуть в глинистую породу даже после создания перепада давления в 1500 фунтов на кВ. дюйм.

Изменение пористости глинистой породы. С учетом того, что по истечении определенного времени не было отмечено проникновения флюида в породу, было принято решение открыть поры образцов глинистой породы с активностью воды 0,72 aw , чтобы получить прорыв воды. Образцы были частично гидратированы в результате размещения в дессикаторах с ограниченным уровнем влажности от 0,86 до 0,96.

Ежедневно отслеживалось увеличение веса образца за счет впитывания воды, было отмечено, что весовое равновесие наступало через 2 недели.

Интересно было подсчитать изменение пористости глинистой породы. Это было сделано с помощью размещения нескольких образцов, в которых активность воды изменилась от 0,86 до 0,96 aw, обратно в дессикатор с активностью воды 0,72 aw и зафиксировать потерю веса.

Испытания давления при прорыве. При наличии образцов глинистой породы с измененной пористостью прорыва можно было добиться с помощью пресной воды и пяти типов БРОН.

Выводы1. Давление на входе в пору, замеренное в глинистой породе, определялось как капиллярным давлением

(размер поры, поверхностное натяжение), так и структурной жесткостью границы соприкосновения нефти и воды. Результаты, полученные по поверхностям, покрытым ПАВ, показали, что более жесткое соприкосновение нефти и воды, дополнительно созданное ПАВ, дало более высокое давление прорыва нефти, даже когда поверхностное натяжение было меньше.

2. Более высокие концентрации эмульгатора в пластовой нефти создают более высокое давление на входе.

3. Наличие капель воды в БРОН увеличивает давление на входе в пору, т.к. капли воды образуют глинистую корку и создают дополнительное сопротивление на входе нефтяного фильтрата в глинистую породу.

4. Увеличивающееся содержание воды и уменьшающаяся концентрация эмульгатора приводят к уменьшению давления на входе в пору.

5. Образцы компании Arco China с меньшим размером поры имеют значительно большее давление на входе в пору.

6. Осмотическое давление между каплями соленого раствора в БРОН и поровым флюидом в глинистой породе играет большую роль в регулировании давления на входе в пору.

7. Очевидно, что БРОН должен содержать достаточный объем эмульгатора для обеспечения небольшого размера капель, механической прочности границы соприкосновения нефти и воды и высокой концентрации CaCl в водной фазе, чтобы использовать осмотические градиенты. Эти показатели в совокупности дадут высокое давление на входе в пору, что приведет к минимальному вторжению нефти и фильтрата воды в глинистую породу. JPT

Первая скважина с двумя горизонтальными стволами, пройденная в углеродистых коллекторах, бурилась на юге Северного моря в британском секторе на газовом месторождении Рита. Этот метод позволил вести добычу как с восточной, так и с западной стороны разлома из верхней части ствола скважины, что позволило сэкономить затраты на бурение и улучшить экономику месторождения. В связи с риском нестабильности глинистой породы на горизонтальных участках каждого ствола был выбран буровой раствор с обращенной эмульсией.

ВведениеВ скважинах, которые были законсервированы на продолжительное время при бурении буровыми растворами на основе нефти, содержащими большое количество мехпримесей до начала освоения, наблюдались дебиты, меньше ожидавшихся. Возник вопрос, какой тип раствора оставить под отклоняющим клином, поскольку повторный вход или реабилитация скважины экономически нецелесообразны, если реальный дебит ниже ожидаемого. В связи с диаметрально другой формой скважины, т.е. с длинными горизонтальными интервалами, буровики поддерживали применение буровых растворов на основе нефти (БРОН). Такой раствор обеспечивал стабильный ствол скважины и низкий коэффициент трения при бурении и спуске снаряда для заканчивания.

Использование БРОН уменьшает риск нестабильности ствола скважины и минимизирует время простоя. Однако, если БРОН используется на этапе бурения, это означает, что обращенная эмульсия с большим количеством мехпримесей останется в скважине после консервации первого отрезка кривой с песчаными фильтрами под отклоняющим клином. Это создает риски. Буровой раствор требует просеивания для предотвращения забивки снаряда заканчивания шламом. Кроме того был риск того, что мехпримеси во взвешенном растворе будут скапливаться, поскольку раствор остается статичным продолжительное время. Если происходит скопление, то эти мехпримеси могут не пройти через фильтры заканчивания и, соответственно, уменьшают проводимость фильтра. Понятно, что размер и концентрация мехпримесей в буровом растворе вызывают беспокойство, и этим вопросом надо заниматься, чтобы обеспечить максимальную производительность скважины.

БРОН содержал конкретную смесь экранирующего материала, эмульгатора, загустителя и регулятора потери раствора для обеспечения того, чтобы на поверхности стенки скважины образовывалась внешняя

Применение бурового раствора с обращенной эмульсией и водного раствора заканчивания в длинных многоствольных скважинах


Рис. 2—Глинистая корка после реабилитации раствором заканчивания.

Рис. 1—Глинистая корка перед реабилитацией раствором заканчивания.

Настоящая статья, написанная заместителем редактора по технологиям Карен Байби, содержит основные положения из работы 121905 Общества инженеров-нефтяников «Проектирование и применение бурения с обращенной эмульсией и водными растворами заканчивания для длинных горизонтальных многоствольных скважин» Алистера Хаттона (Общество инженеров-нефтяников), Стивена Викерса (Общество инженеров-нефтяников), Маркуса Дэвидсона (Общество инженеров-нефтяников) и Ян Вартона (Общество инженеров-нефтяников), Энди Хетча (Общество инженеров-нефтяников) и Роджера Симмонса (Общество инженеров-нефтяников , E.ON Ruhrgas UK North Sea Ltd) и Дэвид Бренклинг (Общество инженеров-нефтяников), первоначально подготовленной для Ежегодной Технической Конференции и выставки Общества инженеров-нефтяников в 2009 году в Шевиненгене в Нидерландах, проводившейся 27-29 мая. Настоящая работа не пересматривалась.


корка, и чтобы минимизировалось проявление мехпримесей и фильтрата. После продолжительных лабораторных исследований была разработана формула БРОН. Испытания на проницаемость показали, что повреждение пласта раствором маловероятно. После бурения первого участка отклонения и спуска на забой нижнего фильтра для вытеснения БРОН из скважины использовался соленый раствор без мехпримесей. Этот специально приготовленный раствор обрабатывался ПАВ и кислотой, чтобы изменить все мехпримеси от гидрофобных на гидрофильные. Значительная часть глинистой корки состояла из растворимого в кислоте карбоната кальция (CaCO3). Как только раствор для заканчивания должен был поменять смачиваемость мехпримесей в глинистой корке БРОН, кислота должна была растворить CaCO3 в корке. Таким образом, риск того, что скопления мехпримесей из корки забьют фильтры, снимается.

Лабораторные испытанияБыло обнаружено, что частицы БРОН скапливаются в том случае, если они остаются на продолжительное время в статичных забойных условиях. Для оценки возможности скапливания мехпримесей из этого флюида проводились лабораторные испытания на статическое выдерживание и распределение частиц по крупности (РЧК). Образцы испытываемого флюида загрязнялись буровым шламом, запечатанным в камеры для выдерживания, выдерживались под давлением 100 фунтов на кв. дюйм и размещались в вертикальном положении при забойной температуре на 8 недель. Каждую неделю камера извлекалась из печи, давление сбрасывалось, содержимое не трогали, и образец изучался на проседание. Верхний уровень флюида слегка перемешивался в камере перед забором 10 мл для замера плотности. Следующий забор делался из средней части камеры, флюид опять-таки слегка перемешивался, и 10 мл забирались для замера плотности. Этот процесс повторялся до основания камеры.

Этот процесс позволял определить статический индекс твердости, который говорит о скорости осадкоотложения частиц, хотя он не давал никакой информации о степени накапливания. Через 2 месяца индекс твердости почти не изменился, что говорило о том, что проседание минимальное. Анализ распределения частиц по крупности (РЧК) проводился на образцах из каждого интервала камеры, чтобы определить, произошло ли накапливание через 8 недель испытаний.

Испытания статическим выдерживанием с замерами РЧК и только замеры РЧК не подтверждали накопления в течение первых 6 недель. Увеличение размера частиц наблюдалось после 7 недель, и после 8 недель размер частиц продолжал увеличиваться. Возможным объяснением этого явления могут быть изменения эмульсионной способности, которые вызывают накопление капиллярного давления. Чтобы понять, можно ли создать более стабильные эмульсии для минимизации скопления, исследования этого механизма продолжаются. Было принято решение вытеснять БРОН чистым эмульсионным флюидом без мехпримесей, в результате должен быть снят риск скопления мехпримесей и связанная с этим забивка фильтра.

Раствор для закачиванияПоскольку скважина консервировалась на продолжительный период времени, существовала вероятность того, что если использовать БРОН, то экранирующие частицы могут скопиться и забить фильтр. В связи с этим было принято решение использовать смесь нового ПАВ и кислоты, которая обеспечит полное разрушение глинистой корки на основе нефти. В этот процесс входит удаление нефти, изменение смачиваемости мехпримесей и растворение растворимых в кислоте частиц органической кислотой.

Дело в том, что смесь ПАВ и других компонентов сделана так, чтобы свободная энергия на поверхности раздела составляла примерно ноль, что способствует растворимости. Это самопроизвольный процесс, не требующий механического вмешательства. Этот процесс целесообразен в тех случаях, когда промывочные средства и щетки использовать нельзя, как это делается сейчас. Раствор для заканчивания делается так, чтобы работать при температуре на забое с плотностью пропитывания 1,220С с использованием бромида натрия. В результате проведения серии испытаний с отбором проб в бутылки, в которых исследовалась фаза стабильности и производительность очистки, состав был улучшен. Во время этих испытаний замеренный объем БРОН заливался в стеклянную бутылку и сверху осторожно добавлялся специально разработанный раствор для заканчивания. Бутылки ставились в печь и в течение 24 часов наблюдались изменения в растворимости нефти и смачиваемости мехпримесей.

Для определения эффективности впитывающих растворов для разрушения глинистой корки использовалась двухсторонняя выдерживающая высокое давление/высокую температуру фильтрационная камера. Для этих испытаний в течение 3 часов на алокситовый диск наращивалась глинистая корка с перепадом давления в 500 фунтов на кв. дюйм с применением бутылированного азота. На Рисунках 1 и 2 показана глиняная корка до и после обработки чистящим раствором. После удаления диска из камеры была видна смачиваемость остающихся мехпримесей водой, что показано легкой дисперсией частиц в воду.

Испытания на совместимостьВсе флюиды, которые должны были войти в контакт друг с другом во время операции заканчивания, испытывались на совместимость. Это делалось путем смешивания всех скважинных флюидов или соленых растворов в стеклянных пробирках во всем диапазоне концентраций. Это испытание проводилось для соленого раствора, который входит в контакт с пластовой водой, чтобы убедиться, что осадка нет. Если при



контакте одного из растворов заканчивания с пластовой водой осаждение происходило, то повреждение пласта могло быть значительным и трудно устранимым. Во время испытаний несовместимости флюидов обнаружено не было.

Было некоторое опасение по поводу того, что при вытеснении раствора заканчивания в скважину, он может смешаться с БРОН остающимся в затрубном пространстве между фильтром и скважиной, образуя высоковязкую эмульсию, способную забить фильтры. Для проверки совместимости был получен ряд образцов, в которых менялось соотношение БРОН и раствора заканчивания, и эта смесь гомогенезировалась. Реология получившихся смесей проверялась до и после статического выдерживания при 116°С. При низких концентрациях загрязнения раствора заканчивания реология смесей не менялась. При более высоких уровнях загрязнения (например, более 50:50) вязкость смесей значительно уменьшалась по сравнению с первоначальным БРОН. После выдерживания замерялась реология всех смесей БРОН и раствора заканчивания, и было обнаружено, что реология понизилась. Такой результат ожидался, поскольку ПАВ, использовавшиеся в растворе заканчивания, сделаны специально для разрушения эмульсий «соленый раствор в нефти», а не для их создания.

ВыводыВо время бурения и заканчивания скважины по проекту Рита были сделаны следующие выводы, основанные на лабораторных испытаниях и практическом опыте.

1.БРОН с большим количеством мехпримесей нельзя применять в качестве эмульсионного раствора дольше 6-8 недель.

2. В статичных условиях забоя мехпримеси, содержащиеся в БРОН, могут скапливаться. Скопление должно быть замерено и зафиксировано в лабораторных условиях.

3. Замеры РЧК, сделанные на буровом станке, показывают, что можно поддерживать заданное распределение размера во время бурения скважины с помощью периодического добавления свежего экранирующего материала.

4. Гидрофобная глиняная корка и мехпримеси могут быть сделаны гидрофильными и могут быть разрушены и окислены с помощью специально разработанных растворов заканчивания, состоящих из соленого раствора, ПАВ и кислоты.

5. Глиняные корки, обрабатываемые такими растворами заканчивания, легко диспергируют и идут обратно через фильтры заканчивания.

6. Бурение БРОН и заканчивание скважин со специально разработанными растворами, состоящими из соленого раствора, ПАВ и кислоты, могут увеличить продуктивность за счет эффективного удаления глиняной корки и улучшения проницаемости призабойной зоны. JPT

Бурение на больших глубинах предполагает серьезные вопросы и неопределенности, особенно когда нет опыта бурения в данном районе. Неопределенности, связанные с условиями бурения, создают дополнительный риск для оператора и могут привести к перерасходу бюджета. При этом нередко применяются инновационные технологии, гарантирующие эффективное и безопасное бурение скважины. Главным фактором успеха данного проекта был правильный выбор бурового раствора.

Введение Поисково-разведочное бурение на больших глубинах продолжает создавать новые проблемы, требующие инновационных технических решений. Сложные скважины создают фактор риска и потенциально влекут более высокие эксплуатационные затраты. В большинстве случаев в первую очередь выбирается буровой раствор на основе нефти, учитывая высокие ежедневные затраты, связанные с работами на глубине, а также преимущества, получаемые при стабильности ствола скважины и скорости бурения по сравнению с традиционными водными растворами. Однако ужесточающиеся экологические требования и высокие затраты, связанные с утилизацией бурового шлама и раствора на основе нефти – весомый довод в пользу поиска альтернативных растворов на основе воды, обеспечивающих не меньшую скорость бурения, чем растворы на основе нефти.

Растворы первого типа, повторяющие характеристики последних, определяются, как высокопроизводительные водные (ВРОВ). Их основное преимущество в большей экологичности (меньшая площадь воздействия) и меньших затратах на утилизацию шлама и флюида.

Компания Petrobras Colombia решилась на бурение первой глубоководной скважины в Колумбии на глубине 1840 футов на Блоке Тайрона в Карибском море к северу от Колумбии. Предпочтение было отдано ВРОВ в связи ограничениями, связанными с охраной окружающей среды, недостаточной изученностью проходимых пластов и необходимостью защиты объекта от повреждения.

Система ВРОВТакой тип раствора создал ряд проблем, связанных с бурением поисково-разведочной скважины. Оператор отказался от раствора на основе нефти по ряду ограничений, связанных с охраной окружающей среды, и проблем утилизации шлама и раствора. Выбранный ВРОВ соответствовал критериям, был рассчитан на максимальное ингибирование глинистой породы в химически активных пластах и обеспечивал стабильность ствола скважины, высокую скорость бурения и приемлемые реологические свойства в широком диапазоне температур. Этот раствор успешно применялся на шельфе Мексиканского залива при бурении на глубине.

ВРОВ продемонстрировал очень стабильный условный предел текучести и прочность геля бурового раствора в широком диапазоне температур, встречающихся при бурении на глубине на шельфе. Уникальная полимерная химия, регулирующая реологические свойства, обеспечивает разжижение на сдвиге на долоте при быстром бурении и обеспечивает захват и удаление выбуренной породы. Ствол скважины остается стабильным, уменьшая необходимость в частых рейсах для очистки ствола скважины. Вместо промышленной глины раствор делается на основе уникального полимера, который практически мгновенно минимизирует набухание глины. Один полимер – это сильный флоккулянт, эффективный при

Первое успешное бурение глубоководной скважины в Колумбии с высокопроизводительным буровым водным раствором


Настоящая статья, написанная заместителем редактора по технологиям Карен Байби, содержит основные положения из работы 120768 Общества инженеров-нефтяников «Первые успешные буровые работы на глубине в Колумбии с высокопроизводительным флюидом на основе воды» Дж. Марина (Halliburton) и У.Аривало и Г.Прианди (Petrobras), первоначально подготовленной для Ежегодной Технической Конференции и выставки Общества инженеров-нефтяников в 2009 году в Картахене, Колумбия, проводившейся 31 мая – 3 июня. Настоящая работа не пересматривалась.


небольших концентрациях, создает инкапсулироваание выбуренной породы на долоте. Другой полимер, рассчитанный специально для этого раствора, быстро прилипает к поверхности глины, создавая преграду для воды и предотвращая набухание глины и разрушение глинистых пластов, особенно в непредсказуемых гумбо пластах, обнаруженных в ходе бурения на глубине. Другие положительные свойства системы включают износостойкость, хорошие свойства очистки ствола и устойчивость к загрязнителям. Дополнительные преимущества системы, которые отсутствуют в случае применения раствора на основе нефти или на основе синтетики, это экологически благоприятный химический состав, сравнительно небольшая стоимость и обеспечение получения изображения с высоким разрешением. Буровой шлам и флюиды на основе нефти могут быть утилизированы в море, что снижает общие затраты на утилизацию.

Стабилизация ствола скважины. Химическая нестабильность глинистой породы зависит от водопоглощения. Если не уделять водопоглощению внимания во время бурения, то это может привести к вымыванию или обрушению ствола скважины. ВРОВ «закрывает» химически активные глинистые породы и активно предохраняет их от диспергирования, вымывания и разбухания. ВРОВ также может сильно уменьшить налипание разбуренной породы к долоту на забое скважины.

Оптимизация скорости бурения. Способность устранить проблемы, возникающие при бурении с буровыми растворами меньшего веса, означает увеличение скорости бурения. Предохранение от налипания разбуренной породы поддерживает постоянную скорость бурения. В ВРОВ без глины реологические свойства демонстрируют низкую пластическую вязкость, хороший соответствующий предел текучести и нижний предел реологии. Улучшение очистки скважины, а также прохождение флюида поперек поверхности долота помогает быстро убрать буровой шлам, т.е. скорость бурения увеличивается, а продолжительность эксплуатации долота продлевается.

Износостойкость. Лабораторные испытания показывают, что добавка смазочных материалов, рассчитанных на растворы на основе воды, предполагает минимальное улучшение системы ВРОВ. Эта система сама по себе создает коэффициент трения величиной 0,228. Запатентованные полимеры создают очень ровную, тонкую и прочную глиняную корку. В совокупности с номинальным диаметром скважины это означает, что проблема скручивающих и осевых нагрузок может быть в основном решена без смазочных материалов.

Дифференциальный прихват. Высококачественная глинистая корка, внутренняя пластическая вязкость и низкое содержание мехпримесей в системе ВРОВ предохраняют от дифференциального прихвата. Более того, ингибирующий характер системы означает, что меньший вес бурового раствора может поддерживаться во время бурения за счет более эффективного устранения мехпримесей.

Устранение газового гидрата. Система вполне совместима с высокими концентрациями соли и с почти любым количеством гликоль/метанола. Проще говоря, систему можно спроектировать так, что она будет противодействовать образованию газового гидрата на глубине.

Реологическая стабильность. ВРОВ демонстрирует стабильную реологию при температуре от 40 до 3000 F. Данная система вполне подходит для глубоких скважин с высокой температурой.

Защита пласта. Лабораторные испытания показали 86% обратной проницаемости для ВРОВ. Результаты такого рода по флюидам на основе воды обычно получаются в ограниченных по назначению бурильных системах. Добавление сортированного по размеру карбоната кальция (CaCO3) или других экранирующих материалов может улучшить обратную проницаемость. Быстро образующаяся тонкая и непроницаемая глиняная корка будет активно работать на защиту пласта.

Состав ВРОВВ базовом составе ВРОВ используются различные концентрации солей и полимеров при разных весах бурового раствора. Если бурение идет в высокопроницаемых песках, может быть включен также сортированный по размеру CaCO3.

Реология регулируется высококачественной смолой ксантома. Контроль потери раствора осуществляется высококачественным не ионным крахмалом и полианионной целлюлозой в виде дополнения. Свойства системы, регулирующие наличие глины, которые обеспечивают стабильность ствола, улучшают скорость бурения, уменьшают налипание, уменьшают разжижение и уменьшают скручивающие и осевые нагрузки и обеспечиваются неионным полимером с низким молекулярным весом, неионным полимером с высоким молекулярным весом и амфотеритовым аминным соединением, совместно обеспечивающим прекрасные ингибиторные свойства системы. Кроме того дополнительное ионное ингибирование обеспечивается за счет встраивания системы в одновалентный соленый раствор (хлористый калий



или хлористый натрий). Может использоваться любая концентрация этих солей. Гидроокись калия или гидроокись натрия используются в качестве источника щелочности. Сортированный CaCO3 также используется как экранирующий материал, а барит как утяжеляющий.

Технические характеристики раствораИнтервал 18х11 дюйма бурился одной отработкой долота, проблем со стабильностью не возникло, и провалов не было. Наблюдалась хорошая стабильность глины при стабильных свойствах бурового раствора. Реология способствовала очистке ствола, что дополнительно обеспечивалось высоковязкими средствами. Скорость бурения была хорошей, и она улучшалась за счет постоянной добавки свежего раствора. Колонну подняли без следов налипания или наноса. Кабельный каротаж проводился без осложнений, обсадная колонна опускалась после шаблонировки и цементировалась также без осложнений. Все объекты в интервале были пройдены.

Бурение интервала мощностью 16½ дюйма было начато с буровым раствором весом 10,2 фунтов массы на галлон, который был утяжелен, поскольку по ситам наблюдались обрушения а по шаблонировке сужение ствола. Интервал бурился одной отработкой долота. В общей сложности было потеряно 37 баррелей раствора во время шаблонировки по причине неожиданного увеличения эквивалентной циркулирующей плотности (ЭЦП), вероятно вызванного обрушениями во время механической нестабильности пласта. Вес раствора снова увеличили до 11,0 фунтов на массу на галлон. После увеличения плотности циркуляция в скважине возобновилась, и колонна была поднята без затруднений. Чтобы гарантировать очистку ствола в сочетании с улучшением низкой реологии и высокой вязкости были улучшены реологические свойства. По ситам наблюдалось эффективное ингибирование бурового шлама, и при подъеме долота не наблюдалось налипания или выноса породы.

Бурение интервала мощностью 12¼ дюйма было начато с плотности 11,0 фунтов массы на галлон, которая по результатам кривых поровой плотности была в конечном счете (во время подъема из скважины) увеличена до 12,7 фунтов на массу на галлон. Некоторые потери наблюдались во время разбуривания до башмака. Электрический каротаж проходил без осложнений. Обсадная колонна была спущена и зацементирована успешно без потерь. Все объекты в интервале были пройдены.

В связи с низкой скоростью бурения участок мощностью 8½ дюйма бурился несколькими отработками долота. Первоначальный вес бурового раствора составлял 13,2 фунта на массу на галлон. При подъеме из ствола скважины было обнаружено сужение ствола. Трубу расходили, и она вышла. Подъем на поверхность продолжался без осложнений. Когда опускали в ствол, по ситам обнаружили обрушение, и сигнал от каротажа во время бурения (КВБ) был потерян. Для замены инструментов КВБ колонну поднимали из скважины. При спуске в ствол, в непосредственной близости от башмака, во время разбуривания снова наблюдалось обрушение, и вес раствора был увеличен до 13,4 фунтов на массу на галлон. Бурение продолжалось без осложнений до падения скорости до 7 футов/час, после чего было принято решение сменить долото. Колонну подняли из ствола, и снова наблюдались обрушения. В статичных условиях наблюдалась механическая нестабильность.

Во время промывки скважины ЭЦП поддерживала ствол в стабильном состоянии. Величина ЭЦП была близка к величине при испытании на герметичность 14,9 фунтов на массу на галлон. Вместо увеличения веса бурового раствора наполняли водоотделительную колонну буровым раствором весом 16,0 фунтов на массу на галлон перед каждой спуско-подъемной операцией в этом интервале. Эта операция проводилась для увеличения гидростатического давления во время спуско-подъема, выравнивая давление, созданное во время спуско-подъема, с давлением во время промывки скважины, проводившейся для поддержания стабильности ствола во время спуско-подъема. Эта операция показала прекрасные результаты, поскольку во время следующих спуско-подъемов обрушений не наблюдалось.

Разжижение по всему интервалу было очень важно для поддержания технических характеристик ВРОВ и в ситах снова просматривалось хорошее ингибирование. Осложнения, наблюдавшиеся во время нескольких спуско-подъемных операций, возникали в основном в результате проблем с механической стабильностью, появлявшихся после распределения напряжений. Несколько спуско-подъемов каротажного зонда прошли без осложнений и в конечном счете цементная пробка была прокачана. Все объекты в интервале были пройдены JPT

journal of petroleum technology - englishrca.spe.org › files › 2414 › 0912 › 8986 ›...

Documents