СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ ОТДАЧИ КОНДЕНСАТА ЭКСПЛУАТИРУЕМЫМ ОБЪЕКТОМ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
METHOD OF INCREASE OF CONDENSATE OUTPUT BY EXPLOITED OIL AND GAS CONDENSATE DEPOSIT OBJECT

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газоконденсатных месторождений для обеспечения максимального текущего и потенциально возможного конечного коэффициентов конденсатоотдачи путем оперативной индивидуальной оптимизации технологического режима работы каждой газоконденсатной скважины в условиях изменяющихся параметров эксплуатации объекта разработки.
Известен способ повышения коэффициента конденсатоотдачи месторождения путем оптимизации технологического режима эксплуатации газоконденсатных скважин [см. А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, Г.А. Зотов. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995, с. 499, стр. 459-462], включающий определение основных технологических ограничений на работу скважин:
- наличие подошвенной воды;
- многопластовость с существованием или отсутствием гидродинамической связи между пластами;
- наличие коррозионно-активных компонентов;
- близость контурных вод;
- возможность и пределы устойчивости пластов к разрушению;
- коллекторские свойства пластов;
- пластовое давление и температуру;
- температуру окружающей ствол скважины среды;
- количество жидких компонентов в газе;
- свойства газа и жидких компонентов.
С учетом указанных ограничений осуществляют выбор для каждой скважины одного из четырех видов технологического режима:
- режим постоянного градиента на забое скважины для рыхлых склонных к разрушению коллекторов;
- режим постоянной депрессии на пласт в случае наличия подошвенной и краевой вод, деформации пласта, образования газовых гидратов;
- режим постоянного забойного давления в случае, когда дальнейшее снижение пластового давления нежелательно вследствие выпадения конденсата при разработке газоконденсатных месторождений;
- режим постоянной скорости фильтрации на забое, используемый в качестве условия для выноса песка.
Существенным недостатком способа является отсутствие оптимизации распределения отборов по фонду скважин с учетом взаимовлияния скважин через пластовую систему и систему сбора газа.
Наиболее близким к заявляемому решению является способ повышения коэффициента конденсатоотдачи месторождения путем оптимизации технологического режима работы газовых и газоконденсатных скважин [см. патент РФ 2607326, опубл. 10.01.2017]. Способ включает: автоматизированную систему управления технологическими процессами (АСУ ТП), интегрированную с программным комплексом, имеющем модели пластовой системы, скважин и системы внутрипромыслового сбора газа, модуль адаптации моделей по фактическим данным эксплуатации, считываемым с серверов АСУ ТП, численный алгоритм расчета технологического режима работы скважин, обеспечивающий определение оптимального распределения отборов по фонду скважин, с помощью которого АСУ ТП периодически, с шагом квантования, который задается с учетом истории эксплуатации промысла, проводит проверку совпадения фактических измеряемых параметров функционирования промысла с их расчетными значениями, и в случае выявления расхождения при сравнении контролируемых параметров с их расчетными значениями на величину, превышающую предельно допустимые значения, АСУ ТП осуществляет регулирующие воздействия на промысел с одновременным запуском интегрированного программного комплекса, и, используя его, методом итераций АСУ ТП путем формирования уставок ручного регулирования или с использованием средств телемеханики приводит промысел в состояние, при котором разность фактических и расчетных значений параметров его эксплуатации укладывается в допустимые технологическими ограничениями пределы и обеспечивается выполнение заданных целевых условий.
Существенным недостатком известного способа является наличие оптимизационного решения по добыче конденсата только для заданной величины отборов газа на промысле, что исключает возможности по повышению эффективность извлечения конденсата за счет вариации уровней отборов газа индивидуально по каждой скважине и изменения технологических параметров работы системы подготовки продукции.
Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является минимизация количества конденсата, теряемого в пласте из-за перехода углеводородов (УВ) фракции С5+ (пентановых и выше) из газовой в жидкую фазу при снижении пластового давления в процессе эксплуатации месторождения, повышение технологической эффективности по извлечению газового конденсата из добываемого флюида. Это особенно актуально при разработке газоконденсатных залежей Севера Тюменской области (Уренгойское, Ямбургское газоконденсатные месторождения), поскольку их начальное пластовое давление практически равно давлению начала конденсации и любое его снижение приводит к переходу смеси в двухфазное парожидкостное состояние.
Цель изобретения - достижение максимального текущего выхода конденсата и конечного потенциально возможного коэффициента его извлечения на основе динамического регулирования процесса разработки залежей с индивидуальным подходом к оперативному назначению режима эксплуатации каждой скважины.
Технический результат достигается благодаря тому, что АСУ ТП промысла интегрируют с программным комплексом по работе с геологической информацией (ПКГИ), который включает геолого-технологическую модель «пласт-скважина-система сбора газа-система подготовки продукции» и численный алгоритм расчета технологического режима работы каждой скважины. Далее регулярно проводят специальные исследование скважин по определению зависимости удельного содержания конденсата в добываемом газе от дебита и депрессии на пласт при различном пластовом давлении. На основе полученных результатов осуществляют ранжирование скважин по соотношению газа сепарации и нестабильного конденсата в объеме добываемой продукции. Полученные рассчитанные характеристики вводят в базу данных (БД) АСУ ТП. Далее АСУ ТП совместно с ПКГИ, используя технологическую модель «пласт-скважина-система сбора газа-система подготовки продукции», определяет интегральные показатели работы промысла для обеспечения стабильной работы системы сбора и подготовки продукции, вычисляет минимально и максимально возможные режимы работы для каждой скважины. Далее, с заданным шагом дискретизации, система последовательно перераспределяет добычу газа между скважинами с учетом соотношения добычи газа и газового конденсата, индивидуального для каждой скважины, добиваясь максимизации объема добычи газового конденсата в целом по промыслу. При этом на каждом шаге АСУ ТП повторяет расчеты и получает корреляционную зависимость величины извлекаемого конденсата от общего объема добываемого газа, которую выдает на экран операторам вместе с информацией о степени соблюдения технологических ограничений. На основе этих данных система и/или операторы принимают оперативное решение об установлении текущего уровня добычи газа, конденсата и соответствующих параметров технологического режима индивидуально для каждого управляемого объекта системы «пласт-скважина-система сбора газа-система подготовки продукции».
Полученные зависимости величины извлекаемого конденсата от общего объема добываемого газа и зависимости величины удельного содержания конденсата в добываемом газе для скважин и эксплуатационных объектов сохраняют в БД системы АСУ ТП. На основе этих данных АСУ ТП совместно с ПКГИ, проводит оценку достоверности определения содержания газового конденсата индивидуально по каждой скважине и сообщает оператору о необходимости проведения очередных или внеплановых исследований конкретных скважин для оперативной корректировки параметров эксплуатации системы «пласт-скважина-система сбора газа-система подготовки продукции» и параметров эксплуатации залежи по ее фактическому состоянию.
Способ повышения отдачи конденсата эксплуатируемым объектом нефтегазоконденсатного месторождения реализуют следующим образом.
С заданной последовательностью и/или по текущему состоянию залежи и скважин, проводят специальные исследования скважин по определению зависимости удельного содержания конденсата в добываемом газе от дебита и депрессии на пласт при различном пластовом давлении. Результаты этих исследований загружают в БД АСУ ТП. Далее по этим данным АСУ ТП с ПКГИ совместно выбирает индивидуальные параметры эксплуатации для каждой скважины.
Эти параметры гарантируют стабильную работу систем сбора и подготовки продукции промысла, обеспечивая потенциально возможный (в данных условиях) максимальный коэффициент извлечения конденсата при минимальных финансовых затратах.
Для этого в БД системы АСУ ТП вводят следующую информацию:
- продуктивные возможности пластов-коллекторов;
- пропускную способность промыслового оборудования;
- режим работы скважин.
Учитывая указанные ограничения, АСУ ТП, получая необходимую информацию от ПКГИ, периодически, с заданным шагом дискретизации, который задается с учетом истории эксплуатации промысла, проводит измерение контролируемых параметров функционирования промысла и осуществляет проверку их совпадения с их же расчетными значениями. В случае выявления расхождения при сравнении контролируемых параметров с их же расчетными значениями на величину, превышающую предельно допустимые значения, АСУ ТП осуществляет регулирующие воздействия средствами телемеханики для кустов скважин на соответствующие скважины с индивидуальным подходом к назначению режима работы для каждой из них. Одновременно с этим происходит запуск ПКГИ, используя который АСУ ТП методом итераций приводит соответствующие скважины с помощью систем телемеханики в состояние, при котором разность фактических и расчетных значений параметров его эксплуатации уложится в допустимые технологическими ограничениями пределы.
Параллельно АСУ ТП совместно с ПКГИ проводят периодические оценки совпадения фактических показателей эксплуатации скважин с расчетными показателями, для определения корректности исходных данных.
В случае отклонения расчетных показателей от фактических с выходом их значений за допустимые пределы, АСУ ТП выдает сообщение на экраны операторов для принятия решения о необходимости проведения очередных или внеплановых исследований скважин. Соответственно, учитывая сложившиеся обстоятельства, принимается решение по проведению ГДИ/ГКИ и их объему для корректировки параметров работы скважин по их фактическому состоянию. Благодаря этому заявляемый способ позволяет контролировать параметры разработки месторождения с учетом индивидуальных характеристик скважин, вырабатывать рекомендации по проведению дополнительных исследований скважин и реализовать управляющие воздействия с учетом индивидуальных характеристик каждой скважины.
В процессе управления разработкой месторождения важно распределять отбор между скважинами эксплуатационного фонда так, чтобы обеспечить не только минимизацию потерь пластовой энергии, но и равномерность выработки запасов по площади. Поскольку содержание конденсата в пластовом газе в условиях изотермической фильтрации - есть функция давления, то достаточным условием для его максимального извлечения является минимизация отклонения пластового давления в местах размещения скважин от его среднего уровня в эксплуатационной зоне на всем протяжении разработки месторождения.
Данная задача относится к классу задач нелинейного программирования и решается любым методом, пригодным для задач данного класса, например методом Лагранжа. Система АСУ ТП совместно с ПКГИ периодически, в автоматическом режиме, реализует эти расчеты и по ним управляет разработкой объекта в процессе жизненного цикла месторождения, используя результаты измерений и данные, хранящиеся в ее БД. В число указанных расчетов и их реализации в виде управляющих воздействий входит блок следующих задач:
1. Выбор определяющего фактора или сочетания факторов, по которым устанавливается критерий оптимальности и тенденция формирования режимов работы скважин на данном этапе;
2. Проведение специальных исследований скважин с целью определения газодинамических, газоконденсатных и термодинамических характеристик, предельно допустимых дебитов для каждой из них (при этом максимально допустимый дебит характеризует устойчивость коллекторов к разрушению, а минимально допустимый - условия скопления и выноса жидкости и механических примесей с забоя);
3. Расчет текущих параметров технологического режима, определение газодинамических и термодинамических характеристик шлейфов по фактическим замерам;
4. Проведение с использованием цифровой геолого-газодинамической модели (ГДМ) оптимизационных расчетов прогнозных пластовых давлений и дебитов для каждой из скважин индивидуально при заданных отборах газа по залежи (определение оптимальных дебитов производят итерационно без учета ограничений);
5. Проведение сопоставления по каждой скважине расчетных и допустимых дебитов с одновременным решением задачи определения, по каким скважинам требуется ограничить дебит. Если расчетные величины лежат вне области допустимых значений, то за оптимальные принимаются соответствующие предельно допустимые дебиты. В этом случае система повторяет оптимизационный расчет, но без участия указанных скважин, дебиты которых считаются установленными;
6. Определение давления на входе в УКПГ/ДКС для каждого шлейфа, которое обеспечит работу добывающих скважин с оптимальными показателями без дополнительных сопротивлений на запорно-переключающей арматуре. За исходное для дальнейших расчетов принимается минимальное давление;
7. Проведение, при необходимости, корректировки параметров эксплуатации месторождения с целью учета особенностей работы каждого из объектов системы сбора газа и оценки возможности проведения требуемых регулировок в полном объеме;
8. Оценка целесообразности перехода на новый режим работы скважин;
9. Формирование перечня управляющих воздействий по скважинам и шлейфам, которые необходимо создать, чтобы рабочий дебит каждой скважины промысла максимально соответствовал его оптимальному значению для текущего, конкретного состояния разрабатываемой залежи;
10. Передача результатов текущих измерений и хранящихся в БД АСУ ТП информации в ПКГИ, необходимых для их совместной координированной работы.
Такой подход для выбора технологического режима работы каждой скважины реализуется как составная часть общей функционально-логической системы автоматизированного управления разработкой нефтегазоконденсатных месторождений. Эта система в обязательном порядке содержит следующие блоки:
1) промыслово-геологическая и геофизическая информация;
2) информационная модель месторождения;
3) геологическая модель залежи;
4) гидрогазодинамическая модель;
5) модель газосборной сети;
6) проектная информация;
7) экспертные оценки, гипотезы в режиме диалога текущего состояния разработки месторождения;
8) алгоритм выбора оптимальных показателей для процесса эксплуатации месторождения в режиме on-line;
9) корректировка показателей с учетом всех технологических ограничений;
10) критериальная оценка прогнозного варианта;
11) формирование проектной документации.
В процессе функционирования системы, ее алгоритмы учитывают определенный ряд ограничений технологического характера, в частности, ограничения на дебиты по каждой скважине индивидуально:
1) ограничение по пропускной способности оборудования каждой скважины и системы сбора газа;
2) ограничение, вызванное возможностью разрушения призабойной зоны пласта (допустимый дебит);
3) ограничение, вызванное возможностью подтягивания конуса подошвенной воды (безводный дебит);
4) ограничение, вызванное возможностью гидратообразования в скважинах и шлейфах (минимально допустимый дебит);
5) ограничение, вызванное необходимостью обеспечения выноса с забоя скважины жидкости и механических примесей (минимально допустимый дебит);
6) ограничения другого типа, связанные с давлениями во входном коллекторе УКПГ (максимальное по соображениям безопасности, минимальное исходя из возможностей компрессорных агрегатов).
При этом система АСУ ТП и ПКГИ остаются открытыми для подключения дополнительных средств автоматизации и блоков решения новых задач, связанных с дополнительными и не стандартными геофизическими и прочими исследованиями по контролю за разработкой месторождения.
Применение данного способа позволяет оперативно контролировать состояние разработки месторождения и состояние эксплуатационных скважин в реальном масштабе времени и принимать оперативные управляющие решения по их комплексной оптимальной эксплуатации с учетом требований центральной диспетчерской службы, обеспечивая максимально высокий потенциально возможный коэффициент извлечения газового конденсата месторождения с максимальным уровнем техногенной и геоэкологической безопасности. При этом существенно снижается риск потенциальных ошибок оператора при управлении всем комплексом добычи газа. Особенно актуален данный способ при разработке многопластовых газоконденсатных месторождений с различным газоконденсатным фактором по пластам и работающим в общую систему сбора и подготовки продукции скважинами.