Интегрированное моделирование – инструмент повышения качества проектных решений для разработки нефтяных оторочек многопластовых нефтегазоконденсатных месторождений

Р.Т. Апасов, к.т.н., И.Л. Чамеев, А.И. Варавва, О.С. Верниковская ООО «Газпромнефть НТЦ», А.Р. Ильясов, В.И. Вирт ООО «Газпромнефть Ямал»

Журнал «Нефтяное хозяйство»

Новопортовское месторождение – одно из крупных разрабатываемых нефтегазоконденсатных месторождений Ямало-Ненецкого автономного округа, расположено на севере п-ова Ямал, в 30 км от побережья залива Обская губа. Добыча нефти здесь началась в августе 2012 г. В настоящее время месторождение находится на начальной стадии разработки, ведется бурение эксплуатационных скважин. 

Основными залежами нефти являются нефтяные оторочки краевого и подстилающего типов. Наличие газовой шапки и подстилающей воды существенно осложняет эксплуатацию скважин и разработку залежи в целом из-за опережающих прорывов газа и воды в добывающие скважины. 

Большое содержание газа в добываемой продукции требует особого подхода к проектированию обустройства месторождения и существенного увеличения капитальных вложений. Принятие ошибочных решений при прогнозировании показателей разработки, а также в процессе управления промыслом приводит к крупным финансовым потерям. В таких условиях решения по разработке нефтяных оторочек и обустройству месторождения должны быть взаимно согласованы. Концепции разработки месторождения и его обустройства необходимо сфокусировать на один и тот же профиль добычи углеводородов, который учитывал бы все инфраструктурные ограничения. Значительный потенциал повышения эффективности разработки нефтяных оторочек Новопортовского месторождения заключается в применении методов оптимизации технологических параметров и управления режимами эксплуатации скважин. Решение поставленной задачи достигается применением технологии интегрированного моделирования, которая позволяет объединить различные элементы моделирования (пласта, скважин и наземной сети сбора) в одну систему и выполнить совместный расчет всех элементов месторождения с едиными граничными условиями.

Технология интегрированного моделирования 

Интегрированное моделирование представляет собой процесс создания единой цифровой модели месторождения, которая по сравнению с отдельными математическими моделями объектов разработки и обустройства позволяет с большей точностью рассчитать параметры флюида при его движении от пласта до точки сдачи продукции. Интегрированная модель месторождения состоит из связанных моделей пласта, скважин, детальной модели поверхностного обустройства и предназначена для оптимизации всей системы в целом с учетом взаимовлияния ее компонентов (рис. 1). Интегрированная модель Новопортовского месторождения позволяет рассчитать пять объектов разработки одновременно с общим числом скважин более 500 и модель сети обратной закачки газа в пласт. 


Рис. 1. Компоненты интегрированной модели месторождения 

Создание интегрированной модели формата пласт + скважина + сеть сбора заключается в объединении ранее созданных отдельных математических моделей, в которых заложены разные методики описания течения флюида, разные уравнения и способы их решения. Большинство инструментов для создания интегрированной модели, представленных на рынке программного обеспечения, использует явную связь, при которой решение уравнений моделей пласта и сети сбора для получения сбалансированного результата осуществляется последовательно. 

В ходе итерационного процесса программа-интегратор передает граничные условия из гидродинамической модели в модели скважин и сеть сбора, а модель сети выполняет расчет на основе полученных данных. Далее проводится сравнение давлений и дебитов, рассчитанных в моделях пласта и сети сбора. Если их значения не выходят за пределы заданных ограничений и удовлетворяют заданному критерию точности, то модели пласта и сети сбора считаются уравновешенными, и расчет интегрированной модели переходит на следующий временной шаг. 

Таким образом, добыча и режимы работы скважин рассчитываются с учетом влияния ограничений со стороны как пласта, так и сети сбора продукции, что позволяет повысить точность прогнозирования. 

К преимуществам создания интегрированной модели месторождения можно отнести: 

– влияние сети сбора на показатели эксплуатации скважин; 

– определение проблемных участков в сети сбора; 

– учет ограничений по сети закачки газа; 

– учет интерференции скважин с разными характеристиками, расположенных на одной кустовой площадке; 

– корректный учет предельного газового фактора; 

– корректный учет групповых ограничений по добыче углеводородов. 

Недостатками являются: 

– повышение требований к исходным данным; 

– увеличение трудозатрат и вычислительных мощностей; 

– низкая скорость расчетов модели. 

Виды ограничений, учитываемых при расчете интегрированной и гидродинамической моделей, приведены в табл. 1. 


Подготовка гидродинамических моделей пластов 

Применяемое в настоящее время трехмерное гидродинамическое моделирование для проектирования разработки месторождения позволяет учесть сложное геологическое строение месторождения при расчетах физических процессов, происходящих в пласте во время разработки. Для создания интегрированной модели Новопортовского месторождения в ПО tNavigatorбыли построены пять полномасштабных гидродинамических моделей основных объектов разработки с общим числом активных ячеек около 35,1 млн (табл. 2). 


Данными для адаптации гидродинамической модели к фактическим данным являются добыча нефти, газа и воды по скважинам, а также инструментальные замеры давления на забое добывающих скважин. Адаптация модели подразумевает минимизацию отклонений показателей эксплуатации скважин, рассчитанных по модели, от фактических путем корректировки функций относительных фазовых проницаемостей, закономерностей распределения фильтрационно-емкостных свойств и степени совершенства скважины.

Подготовка моделей скважин 

Одним из элементов интегрированной модели Новопортовского месторождения является модель скважины. При разработке интегрированной модели специалистами ООО «Газпромнефть НТЦ» на базе ПО Prosper было создано 183 модели скважин, воспроизводящие потери давления по стволу и учитывающие работу глубиннонасосного оборудования. 

В процессе построения модели скважины при задании граничных условий (давления на устье скважины и текущего пластового давления) при заранее выбранном способе эксплуатации скважины проводится гидравлический расчет потока, в результате которого определяется добыча флюидов. Далее она сравнивается с фактической и в случае отклонений модель скважины корректируется.  

Подготовка модели сети сбора 

Специалисты ООО «Газпромнефть НТЦ» на базе ПО GAP создали модель нефтегазосборной сети Новопортовского месторождения. Модель включает детальные модели добывающих скважин и кустов, центральный пункт сбора (ЦПС), на котором поддерживается постоянное давление, необходимое для дальнейшей подготовки нефти. Модель сети сбора состоит из 1481 элемента, из них 72источника, 590 скважин, 3 сепаратора и 816 труб различного диаметра. Общая длина трубопроводов в модели наземной сети сбора составила 230 км. 

Для расчета модели сети сбора использовалась многофазная корреляция потока PetroleumExperts5. Вкачестве граничных условий заданы максимальные давления в сети сбора (не более 3,9 МПа), давление на ЦПС (0,6 МПа) и максимальная добыча нефтяного газа, ограниченная производительностью КС УКПГ. Для каждой скважины и куста всоответствии сразрабатываемым пластом заданы локальные модели флюидов.

Создание интегрированной модели и расчет вариантов 

Схема разработанной интегрированной модели представлена на рис. 2. Для экономии ресурсов и ускорения работы все расчеты модели выполняются на удаленном сетевом кластере Тюменского подразделения НТЦ. В качестве связующего звена между элементами интегрированной модели используется пакет для расчета интегрированных моделей Resolveкомпании PetroleumExperts. 


Рис. 2. Схема построения интегрированной модели

Программа-интегратор Resolve позволяет осуществлять управление расчетом с применением стратегий. Данный инструмент дает возможность устанавливать режим контроля добычи по скважине/их группе, изменять конфигурацию сети сбора (включение/выключение трубопроводов), параметры объектов (диаметр штуцера, давление на входе в системе сбора продукции, параметры работы глубиннонасосного и наземного оборудования и др.). Важной особенностью расчета интегрированной модели является управление ее объектами не только по дате, но и при возникновении определенных условий. 

В качестве эталонного расчета профиля добычи нефти и газа был принят расчет гидродинамической модели с ограничением по газовому фактору добывающих скважин. Все последующие расчеты сравнивались с эталонным. В качестве базового варианта расчета был принят вариант со следующими ограничениями: учет ограничений по производительности КС УКПГ; перевод скважин со способа добычи электроцентробежными насосами на фонтанный при увеличении газового фактора; учет ограничений скважинного оборудования; максимальное давление в системе сбора не более 3,9 МПа. Дополнительно было протестировано влияние ограничений на максимальную скорость потока газа втрубопроводе (не более 20 м/с по НТП 1.8-0012004 «Нормы технологического проектирования объектов газодобывающих предприятий и станций подземного хранения газа»). 

На первом этапе результаты расчета интегрированной модели сравнивались с результатами расчетов гидродинамических моделей, выполненных с учетом тех же условий, и выявлялись факторы, влияющие на отклонения добычи. Как видно из рис. 3, а, введение дополнительных условий уже на начальном этапе расчетов интегрированной модели приводит к изменению профиля добычи нефти на 5 %. 


Рис. 3. Влияние ограничений максимальной производительности КС УКПГ (а) и сети трубопроводов (б) на добычу нефти: 1 – расчет гидродинамической модели без учета сети сбора; 2, 3 – расчет интегрированной модели с учетом соответственно ограничений по давлениям и ограничений по давлениям и скоростям потока газа в линейной части сети сбора

Дальнейшая серия расчетов позволяет разложить модель ограничений по факторам и оценить влияние каждого из них на итоговый профиль добычи. Установлен следующий рейтинг факторов, которые будут ограничивать добычу нефти в 2018–2022 гг.: ограничения по производительности КС УКПГ – 5 %; по скважинам – 1 %; по скорости газа в трубопроводе – 9 %. 

По результатам анализа чувствительности были выявлены основные технологические факторы, максимально влияющие на итоговый профиль добычи нефти. К ним относятся в порядке возрастания влияния: 

1) технологические ограничения работы глубиннонасосного и устьевого оборудования нефтяных скважин; 

2) ограничения по производительности КС УКПГ; 

3) ограничения, связанные с технологическими режимами работы наземной сети сбора и транспорта продукции (максимальное линейное давление, максимальная скорость течения газа в трубопроводах), приводящие к«запиранию» сети и ограничению объемов прокачки нефти игаза в зависимости от режимов течения. 

После детального анализа модели ограничений можно выполнить расчет добычи нефти и газа с учетом влияния инфраструктуры. Интегрированный расчет с учетом ограниченной работы скважин и системы сбора позволяет определить минимальный профиль добычи, достижимый при текущем состоянии инфраструктуры, без дополнительных мероприятий по ее оптимизации. По результатам интегрированного расчета установлено, что отсутствие учета влияния линейных объектов на добычу может стать причиной переоценки профиля добычи нефти, газа и конденсата на этапах оценки и выбора в процессе развития проекта. По текущей оценке величина ошибки может достигать 15 % потенциальной добычи (см. рис. 3, б). При этом необходимо учитывать, что данное снижение добычи нужно рассматривать как потенциальный риск проекта. 

Применение интегрированного моделирования позволяет на ранних этапах перевести конкретный вид неопределенности в разряд рисков проекта, выполнить оценку рисков и принимать решения по предотвращению либо существенному уменьшению негативного влияния рисков на эффективность проекта, что повышает устойчивость проектных решений и успешность проекта в целом. 

На примере крупного Новопортовского месторождения на интегрированной модели была выполнена оценка текущих рисков по влиянию инфраструктуры на профиль добычи. По полученным результатам предложены мероприятия по оптимизации инфраструктурных решений, позволяющие снизить вероятность «запирания» сети сбора впроцессе разработки месторождения за несколько лет до возможного наступления данного события (рис. 4).


Рис. 4. Анализ рисков «запирания» сети сбора в 2019–2022 гг. и предложения по их снижению (ЦПС – центральный пункт сбора; К – кустовая площадка)

Выводы 

1. В результате выполненных работ была создана полномасштабная интегрированная модель Новопортовского месторождения, включающая: – пять гидродинамических моделей основных объектов разработки; – модели добывающих и нагнетательных скважин; – модель наземной сети сбора продукции, в том числе модели трубопроводов от устьев скважин до ЦПС. 

2. Все составляющие модели были адаптированы к фактическим технологическим показателям эксплуатации скважин. 

3. По данным расчетов и анализа чувствительности был выполнен факторный анализ ограничений добычи нефти с оценкой текущих рисков по влиянию инфраструктуры на профиль добычи и предложены альтернативные мероприятия по оптимизации инфраструктурных решений для снижения вероятности рисковых событий в процессе разработки месторождения. 4. Результаты выполненных работ подтверждают необходимость использования технологии интегрированного моделирования на уровне всего месторождения для повышения качества принимаемых решений при реализации крупного проекта «Новый Порт».

Коллектив авторов выражает благодарность сотрудникам компании ООО «Газпромнефть-Ямал» Д.Ю. Баженову, А.Н. Шорохову, А.К. Кучерину, А.В. Ткачуку, Р.М. Ибрагимову за помощь в проработке материалов данной статьи, а также Р.Р. Бадгутдинову, И.В. Перевозкину и К.И. Повышеву за поддержку в проведении гидродинамических и инфраструктурных расчетов.

Список литературы 

1. Интегрированное моделирование как инструмент оценки влияния режимов работы скважин и наземной сети сбора на разработку нефтяной оторочки / О.С. Ушмаев, Р.Т. Апасов, И.Л. Чамеев [и др.] // SPE182007. – 2016. 
2. Оптимизация обратной закачки газа с целью увеличения нефтеотдачи на нефтегазоконденсатном месторождении / О.С. Ушмаев, И.Л. Чамеев, Д.Ю. Баженов, А.А. Артамонов // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2016. – № 2. – С. 54–60. 
3. Повышев К.И., Вершинин С.А., Верниковская О.С. Комплексная модель «Пласт – Скважина – Инфраструктура» и ее возможности // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2016. – № 2. – С. 48–53.

References 

1. Ushmaev O.S., Apasov R.T., Chameev I.L. et al., Integrated modelling approach as estimation tool for well regimes and gathering network impact on oil rim development(In Russ.), SPE 182007, 2016 .
2. Ushmaev O.S., Chameev I.L., Bazhenov D.Yu., Artamonov A.A., EOR gas reinjection optimization at an oil, gas and condensate field(In Russ.), PRONEFT''. Professional'no o nefti, 2016, no. 2, pp. 54–60.
3. Povyshev K.I., Vershinin S.A., Vernikovskaya O.S., Integrated model "Reservoir - Well - Infrastructure" and its opportunities(In Russ.), PRONEFT''. Professional'no o nefti, 2016, no. 2, pp. 48–53.

Возврат к списку