Оценка возможностей по оптимизации добычи на самотлорском

ОЦЕНКА ВОЗМОЖНОСТЕЙ ПО ОПТИМИЗАЦИИ
ДОБЫЧИ НА САМОТЛОРСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ,
ИСПОЛЬЗУЯ ИНТЕГРИРОВАННЫЙ ПОДХОД
Ким Жобер, старший менеджер по обеспечению продуктивности скважин, ТНК-ВР.
Анна Лихачева, инженер по оптимизации добычи, SIS.
Юлия Гуменюк, инженер по оптимизации добычи, DCS.
Филипп Марк Поэтман, Фернандо Моралес, DCS, Шлюмберже, Россия
Введение
Самотлорское нефтяное месторож‑
дение является одним из крупнейших
в мире и имеет более 7 млн тонн извле‑
каемых запасов нефти. Месторождение
было открыто в 1965 году, добыча нача‑
лась в 1969 году. К настоящему времени
добыча составила 2,3 млрд тонн нефти.
По первоначальному прогнозу счита‑
лось, что месторождение будет полно‑
стью выработано к 2000 году. Однако,
благодаря новым технологиям (в осо‑
бенности тем, что внедрялись в начале
2000‑х годов) разведки, бурения, повы‑
шения нефтеотдачи и прочим на место‑
рождении были выявлены новые про‑
дуктивные участки, поднят коэффициент извлечения нефти, что продли‑
ло срок его эксплуатации. В настоящее
время считается, что на месторожде‑
нии имеется еще около 1 млрд тонн
извлекаемых запасов нефти. Благода‑
ря этому OAO «Самотлорнефтегаз» пла‑
нирует инвестировать в месторождение
более 40 млн долларов США в пятилет‑
ний период (2010–2014 гг.).
учета всех компонентов системы с при‑
влечением многопрофильного коллекти‑
ва специалистов по подземной и назем‑
ной инфраструктуре, который должен
был выявить потенциальные возможно‑
сти для оптимизации.
На основе концептуального плана
был подготовлен поэтапный про‑
ект, состоящий из двух фаз. На пер‑
вой фазе проекта был подписан кон‑
тракт между компанией «Шлюмберже»
и OAO «Самотлорнефтегаз», по кото‑
рому было необходимо провести сбор,
оценку и анализ данных выбранного
участка месторождения, выявить и оце‑
нить возможности оптимизации, вклю‑
чая снижение объемов добычи воды при
поддержании или повышении уровня
добычи нефти, снижение операционных
расходов, связанных с добычей, транс‑
портировкой, подготовкой и нагнетани‑
ем добываемой воды. Выявленные воз‑
можности, в случае одобрения со сто‑
роны ОАО «Самотлорнефтегаз», ста‑
нут предметом дальнейшего изучения
в рамках второй фазы проекта.
Несмотря на то, что в проекте изуча‑
лось состояние наземной системы сбора,
а также был проведен анализ исполь‑
зования химических реагентов, настоя‑
щая статья описывает только экспрессанализ работы скважин и разработки
месторождения, выполненный в тече‑
ние первой фазы проекта. В результате
были выявлены два основных направле‑
ния оптимизации: снижение потребле‑
ния электроэнергии и увеличение коэф‑
фициента охвата. Экспресс-анализ был
проведен с использованием предостав‑
ленных данных и удовлетворяющих тре‑
бования заказчика аналитических рабо‑
чих процессов.
Пик добычи на Самотлоре пришелся
на начало 1980‑х годов. Первый милли‑
ард тонн нефти был добыт к 1981 году.
Но в то же время произошел резкий
рост обводненности продукции, и сегод‑
ня среднее содержание воды в добы‑
ваемой жидкости превышает 90%.
На Самотлоре на полторы тонны нефти
добывается более 27 тонн воды. Девя‑
носто пять процентов этой воды зака‑
чивается обратно в продуктивные пла‑
сты для повышения извлечения нефти,
а также для поддержания пластово‑
го давления. Обработка таких боль‑
ших объемов воды требует немалых
финансовых и материальных затрат
реклама
Цели проекта
В третьем квартале 2011 года кон‑
цептуальный план был совмест‑
но подготовлен компанией «ТНК-ВР
Менеджмент Апстрим Текнолоджи» и ком‑
панией «Шлюмберже», составленный
на основе инновационного метода «Опти‑
мизация бизнес-процессов при комплекс‑
ных водоизоляционных работах». План
предназначался для OAO «Самотлорнеф‑
тегаз» для использования в замкнутых
системах на месторождении Самотлор.
Принцип заключался в комплексном
подходе к циклу добычи и закачки путем
Наземная часть
Сбор и
замер
данных
ГТМ
Путь флюида
Анализ
МногоХимфазные Обработка реагенты и модель
флюида
замеры
Орг.
и неорг.
отложения
Моделирование
потока
Оборудование
скважины
PVT
Наземные коммуникации
Установившийся
режим
многофазного
потока
Неустановившийся
режим
мультифазного
потока
Наземная
инфраструктура
Мониторинг
трубопроводов
Анализ
системы
Решения
Дизайн
Реализация
Внедрение
Мониторинг/
Оптимизация
Отбор проб
Характеристики
притока
Пласт
Фаза 1
Промысловые
операции
Прогноз
рисков,
анализ
чувствительности
Подземная часть
План внедрения проекта
Аудит
и сбор
данных
УПН
Фаза 2
Отлаживание
работы и
передача
заказчику
Таблица 1. Перечень выявленных областей для оптимизации
N°
Описание
1
Обеспечение
бесперебойного потока
флюида
Категория
Цель
Предложения
Целевые значения
Солеотложения на ЭЦН
Снижение вероятности отказа
ЭЦН, обусловленного отложением
солей в виде твердого осадка
Выработка новой стратегии применения ингибиторов солей
Снижение вероятности
отказов на 75%
Коррозия труб сети
выкидных линий трубной
обвязки
Повышение эффективности
контроля процессов коррозии
и применения ингибиторов
коррозии
Разработка новой
программы контроля
и мониторинга коррозии
Снижение стоимости
ингибиторов коррозии на 20%
Большой перепад
давлений в системе
водонагнетания
Определение причин перепада
давлений в системе водонагнетания
Замеры скорости потока
и диаметров трубопроводов,
экстенсивное моделирование
Снижение стоимости
эксплуатации системы
водонагнетания на 50%
Коррозия ЭЦН
Снижение вероятности отказа
ЭЦН, обусловленного коррозией
Выработка новой стратегии применения ингибиторов коррозии
Снижение вероятности
отказов на 75%
Кислород в системе
водонагнетания
Снижение содержания кислорода
в системе обратной закачки воды
Инспекция системы трубопроводов обратной закачки воды.
Где требуется, следует добавить
очистители
Снижение вероятности
выхода из строя
трубопроводов на 80%
Вынос песка, ЭЦН
Снижение вероятности отказа
ЭЦН, обусловленного выносом
песка
ТЭО выбора скважин для
борьбы с выносом песка
Снижение вероятности
отказов на 75%
Отложение органического
осадка в скважинах
Снижение операционных расходов, связанных с отложением
парафинов
Замеры скорости отложения,
проектирование эффективной
системы предупреждения
формирования парафинов
Снижение объемов
операций скреперования на
50%
2
Контроль объемов
добываемой воды
Высокая обводненность
Снижение уровня добычи воды
Выбор скважин-кандидатов
методом гидродинамического
моделирования, проектирование
системы обработки
Снижение добычи воды на
10%
3
Коэффициент
извлечения нефти
(КИН)
Низкий коэффициент
охвата по объему (Evw)
Оптимизация коэффициента
охвата по объему для реализации
заводнения
Создание программы оптимизации заводнения методом гидродинамического моделирования
Увеличение КИН на 7%
Повышение нефтеотдачи
пласта
Повышение коэффициента охвата
по объему методами повышения
нефтеотдачи
Изучение/скрининг методов
повышения нефтеотдачи
Пока не определены
Высокий потенциал работы скважин
Оптимизация ЭЦН
Детальное моделирование
работы скважин-кандидатов,
включая гидродинамическое
моделирование
10%-ный прирост добычи
нефти
Гидравлическая мощность насоса
Снижение потребления энергии и
стоимость эксплуатации насоса
Оптимизация распределения
потребляемой мощности по
всему сектору
10%-ное снижение потребления элетроэнергии
Подбор оборудования
Снижение потерь энергии, стоимости оборудования и повышение
эффективности мероприятий
Оптимизация процесса подбора
скважинного оборудования на
основании пластовых свойств,
скважинных данных, применение передового опыта
Снижение потребления электроэнергии на 10-20% для
некоторых скважин
Наработка ЭЦН
Снижение количества отказов
1. Комплексное изучение
пласта, включая анализ ФЕС,
анализ данных ГДИ на неустановившихся режимах и динамики
добычи.
2. Снижение вероятности отказов на 15-20%
Снижение вероятности отказов на 15-20%
4
Работа скважин
на электроэнергию, обработку добытой
жидкости и поддержание инфраструк‑
туры. Такое положение вещей, вме‑
сте со сложностью строения место‑
рождения, представляет собой серьез‑
ную проблему для ведения экономиче‑
ски оправданной добычи оставшихся
в земле запасов.
В течение первых восьми месяцев
2011 года «Самотлорнефтегазом»
было истрачено до 31 млн долларов
на добычу примерно 11,8 млн тонн
жидкости, из которых нефть составила
0,5 млн тонн. Только на электроэнер‑
гию было истрачено 17 млн долларов.
Таким образом, поиск путей сокраще‑
ния потребления электроэнергии явля‑
ется одной из важнейших задач.
Нефтеотдача пласта
На сегодняшний день на Самотлор‑
ском месторождении пробурено более
16 тысяч скважин, из которых в действующем фонде находится более 7 тысяч.
На выделенном для данных работ участ‑
ке самотлорского месторождения рас‑
положено 400 скважин, которые под‑
ключены к единому пункту подготовки
и транспортировки нефти.
Используя ограниченный набор дан‑
ных (данные добычи, петрофизическая
информация, давление), предоставленный заказчиком, а также аналитиче‑
ский рабочий процесс, на базе ПО OFM*
был рассчитан текущий КИН сектора,
выявлены потенциальные скважиныкандидаты для проведения ОВП.
В ходе первой фазы проекта по опти‑
мизации были выявлены следующие
возможности:
 Уменьшение добычи воды на 10%.
 Увеличение коэффициента охвата
заводнением.
 Увеличение КИН на 7%.
вационный подход к решению пробле‑
мы.
В ходе анализа работы скважин, про‑
водимого в рамках данного проекта,
использовался не только поскважинный,
но и более глобальный подход, в рамках
сектора месторождения. Анализ состо‑
ял из следующих частей:
 Оценка потенциала скважин
 Анализ эффективности работы
УЭЦН
 Анализ отказов УЭЦН
 Энергоэффективность УЭЦН
По результатам работы во всех
4 направлениях были получены интерес‑
ные результаты. Наиболее многообеща‑
ющим в плане потенциальных возможно‑
стей для оптимизации оказалось направ‑
ление энергоэффективности ЭЦН.
Проблема оптимизации энергопо‑
требления ЭЦН была рассмотрена как
математическая задача с ограничени‑
ями, где целевой функцией является
гидравлическая мощность ЭЦН. В дан‑
ном случае задача усложнялась низ‑
ким уровнем гибкости, т. е. небольшим
количеством частотных преобразовате‑
лей. Тем не менее в результате было
сделано важное заключение: как пра‑
вило, значительные изменения в добы‑
че и энергопотреблении вызваны изме‑
нением режима работы лишь на некото‑
рых скважинах, в то время как осталь‑
ные скважины не оказывают такого зна‑
чительного влияния. Следовательно,
для получения значительной экономии
электроэнергии не обязательно обору‑
довать частотными преобразователями
весь фонд скважин.
В результате для изучаемого сектора
месторождения была выявлена потен‑
циальная возможность снижения энер‑
гозатрат на 10%. Расчеты проводились
в модуле Well Optimizer, который являет‑
ся частью ПО PIPESIM*.
реклама
Энергоэффективность ЭЦН
Энергоэффективность ЭЦН являет‑
ся очень важной и одной из наибо‑
лее обсуждаемых сегодня тем в нефте‑
газовой индустрии. В особенности
это касается крупных месторожде‑
ний на поздних стадиях разработки,
таких как Самотлорское, где более 90%
скважин эксплуатируется с помощью
ЭЦН. Таким образом, требуется инно‑
Выводы и рекомендации
При проведении оперативного анали‑
за было установлено, что существу‑
ет несколько возможных путей опти‑
мизации эксплуатации месторождения,
которые могут привести к сокращению
объемов добываемой воды, увеличе‑
нию добычи нефти и коэффициента
нефтеизвлечения, повышению эффек‑
тивности использования УЭЦН (вклю‑
чая энергосбережение) и сокращению
затрат на наземную обработку добы‑
той жидкости, а также на закачку воды
в пласты. В настоящий момент сложно
дать экономическую оценку выявлен‑
ных возможностей, поскольку многие
из них взаимосвязаны, а суммарный
эффект может быть рассчитан толь‑
ко с использованием компьютерного
моделирования и специализированных
методов, рассматривающих всю систе‑
му в качестве единого целого. Одна‑
ко каждая рекомендация в отдельно‑
сти обеспечивает свой хорошо обо‑
снованный вклад в возможное улучше‑
ние положения на месторождении. Этот
вклад по теории вероятности может
расцениваться как «P50», или вероят‑
ный результат с возможностью ряда
вариантов при заданных значениях.
Выявленные возможности по оптими‑
зации перечислены в таблице 1.
Дальнейшие шаги
По результатам проделанной рабо‑
ты было проведено несколько совеща‑
ний между представителями компаний
«Шлюмберже», «ТНК-ВР Менеджмент
Апстрим Текнолоджи» и ОАО «Самот‑
лорнефтегаз», в результате которых был
выявлен ряд возможностей для оптими‑
зации, детальное изучение и реализация
которых планируется в ходе 2-го этапа
проекта. В случае успешной реализации
концепция проекта может быть использо‑
вана в качестве основы для многих дру‑
гих российских месторождений с систе‑
мой заводнения, на поздних стадиях раз‑
работки.
Благодарность
Авторы статьи благодарят г‑на Мугам‑
мира Ф. Галиуллина, главного геолога
ОАО «Самотлорнефтегаз» и техниче‑
ского консультанта проекта Вильяма
Гавирия («Шлюмберже») за поддерж‑
ку и неоценимый вклад в развитие
проекта.
*Марка Шлюмберже
www.sis.slb.ru
г.Москва, Ленинградское шоссе, 16А, стр.3
телефон: +7(495)9358200,
факс: +7(495)9358780
e-mail: sis-qa-ru@slb.ru