УДК:
DOI:

Разработка методики оценки качества пара в контрольных точках системы закачки пара и на забое паронагнетательных скважин

Development of a method for evaluation of steam quality at control points of the steam injection system and at the bottom steam injection wells

V.V. Vereshchagin,
A.A. Kamenskikh
LUKOIL-Engineering LLC, Perm
Perm, 614015,
Russian Federation

Для обеспечения эффективной разработки месторождений с применением закачки пара в условиях высоковязкой нефти необходимо проведение постоянного контроля распределения качества пара в системе закачки и в паронагнетательных скважинах. Данный процесс требует значительных трудозатрат и, зачастую, наличия специального оборудования. В связи с этим был разработан алгоритм, позволяющий оперативно проводить оценку качества пара при помощи интегрированной модели. Тестирование подхода проведено на примере месторождения высоковязкой нефти. По итогам тестирования определено текущее качество пара в контрольных точках системы закачки пара, на устье скважин, по стволу скважин. Выполнен подбор параметров работы скважин для достижения требуемого качества пара. Для ускорения проведения расчетов был разработан инструмент автоматизации процесса.

To ensure efficient field development using steam injection in high-viscosity oil conditions, it is necessary to constantly monitor the distribution of steam quality in the injection system and in steam injection wells. This process requires considerable labor and, often, the availability of special equipment. In this regard, an algorithm was developed that allows you to quickly assess the quality of steam using an integrated model. The approach was tested on the example of a high-viscosity oil field. Based on the testing results, the current steam quality was determined at the control points of the steam injection system, at the wellhead, along the wellbore. Well operation parameters were selected to achieve the required steam quality. To speed up the calculations, a process automation tool was developed.

Введение
При разработке месторождений в условиях высоковязкой нефти требуется применение эффективных методов повышения нефтеотдачи пласта (ПНП). Одним из передовых методов ПНП является метод термогравитационного дренирования пласта (SAGD) с использованием закачки пара. При применении данного метода необходимо контролировать качество закачиваемого пара не только на выходе с парогенераторной установки, но и в поверхностой системе закачки, на устье скважин, по стволу скважин и на их забое. Осуществлять контроль за качеством пара необходимо, чтобы избежать преждевременного образования конденсата и горячей воды, так как пар в сравнении с водой обладает большей теплоемкостью и, соответственно, вносит в пласт большее количество тепловой энергии, которая расходуется на нагрев пластового флюида, снижение вязкости и расширение всех насыщающих пласт агентов – нефти, воды, газа, что в конечном итоге благоприятно влияет на нефтеотдачу пласта [1–4].
Решение вопроса оперативного контроля качества пара в разных узлах производственной цепочки является сложной и комплексной задачей, требующей значительных трудозатрат. Для повышения эффективности процесса необходимо применение современных инструментов, таких как интегрированная модель (ИМ), представляющая собой взаимосвязанную систему всех элементов цепочки добычи и закачки в виде моделей-компонентов [5].

При разработке месторождений в условиях высоковязкой нефти требуется применение эффективных методов повышения нефтеотдачи пласта (ПНП). Одним из передовых методов ПНП является метод термогравитационного дренирования пласта (SAGD) с использованием закачки пара.

Цель и задачи работы
Целью разработки методики оценки качества пара является систематизация подходов для оперативного контроля качества пара в системе закачки пара и в паронагнетательных скважинах. Объектом исследования является система закачки пара и паронагнетательные скважины месторождения высоковязкой нефти.
К задачам работы относятся:
1. сбор, обработка и анализ исходных данных;
2. выполнение актуализации интегрированной модели на фактические промысловые данные;
3. определение качества пара в системе закачки пара при текущих условиях работы;
4. определение качества пара в паронагнетательных скважинах при текущих режимах работы;
5. определение фонда паронагнетательных скважин со значениями качества пара ниже требуемого;
6. определение параметров работы скважин, оказывающих влияние на качество пара, и подбор новых значений данных параметров для обеспечения требуемого качества пара;
7. автоматизация разработанной методики.

Сбор, обработка и анализ исходных данных
В качестве источников исходной промысловой информации использовались следующие информационные системы и базы данных:
• OIS+ (приемистости, буферное давление, затрубное давление, устьевая температура);
• BaseGis (пластовое давление, коэффициент продуктивности);
• технологический режим работы паронагнетательных скважин (ТРПНС);
• ИАС «WellInfo 2.0» (конструкция скважин, инклинометрия, перфорация);
• промысловые данные о профилях действующих трубопроводов, диаметрах и теплоизоляции.
При обработке и анализе исходных данных были выявлены проблемы в отсутствии систематизации исходной информации и данных (информация по профилям и конструкции трубопроводов, теплоизоляции); отсутствии достаточного объема данных исследований (в частности, данные забойного давления, замеры температуры на забое скважин, ГДИС и др.). В связи с этим появляется риск снижения качества настройки ИМ, что может привести к снижению качества расчетов. Для решения данных вопросов была проведена систематизация информации по конструкции и профилям трубопроводов.
Для систематизации и аккумуляции исходных данных по режимам работы паронагнетательных скважин был использован «Единый скрипт», который позволил выгрузить информацию из «Шахматки» (OIS+) и ТРПНС для формирования исходных данных с дальнейшим использованием в ИМ. Благодаря этому, повысилась скорость и точность настройки интегрированных моделей на «срез».

Актуализация интегрированной модели на фактические промысловые данные
Этап настройки моделей скважин в ПО Prosper на фактические параметры работы заключается в получении пересечения кривых vertical lift perfomance (VLP) и inflow perfomance relationship (IPR) в точке, соответствующей фактической приемистости для каждой скважины. Настройка пересечения кривых VLP и IPR происходила за счет регулирования коэффициента приемистости. По итогам настройки моделей скважин получены расчетные значения приемистостей с отклонением менее ± 5 % от фактических значений, что соответствует требованиям точности ИМ.
Этап настройки модели системы закачки пара заключается в получении распределения давлений и температур в системе в соответствии с фактическими промысловыми данными. Настройка системы на давления происходила за счет регулировки коэффициентов трения в трубопроводах. Настройка распределения температур флюида в системе производилась за счет регулировки параметров используемой на месторождении теплоизоляции трубопроводов. По итогам настройки единой интегрированной модели месторождения был произведен расчет модели на срез, по результатам которого получены значения приемистости скважин с отклонением от фактических значений менее ± 5 %.
В результате работ по построению и настройке интегрированной модели рассматриваемого месторождения получена ИМ, воспроизводящая фактический процесс текущей эксплуатации месторождения, что позволяет применять данный инструмент при решении поставленных задач.

Определение качества пара в системе закачки пара при текущих условиях работы
После выполнения актуализации ИМ выполнен расчет на срез и определено качество пара в контрольных точках системы закачки пара. Внешний вид системы закачки пара в интегрированной модели представлен на рис.1. Начальная температура пара на выходе из парогенераторной установки составляет 246,6 °С, начальная сухость пара 80 %. На данном месторождении значение требуемого качества пара находится в границах от 75 до 80 %. Результаты расчета качества пара по кустам системы закачки пара представлены в таблице.
По результатам расчета выявлено, что на 6 кустах (3, 7, 7/1, 11, 19, 32) происходит снижение качества пара ниже требуемых значений. По остальным кустам площади снижение составило не более 6 %. В целом можно отметить, что система закачки пара при текущих условиях находится в удовлетворительном состоянии и не требует проведения мероприятий по улучшению качества пара.

Определение качества пара
в паронагнетательных скважинах при текущих режимах работы. Выявление скважин с низкими значениями качества пара
Используемое для построения моделей скважин ПО Prosper позволяет определять качество пара во всех точках ствола скважин. В процессе выполнения актуализации ИМ была выполнена настройка моделей скважин на фактические режимы работы, что позволило произвести оценку качества пара по всему фонду. Данный расчет выполняется в секции Tubing Correlation Comparison при занесении требуемой информации (рис. 2):
• буферное давление;
• температура пара на устье скважины;
• приемистость;
• качество пара на устье скважины.
Расчет качества пара по стволу скважин производился по всему паронагнетательному фонду при текущих режимах эксплуатации (129 скважин). По итогам работ выявлено, что на забое 91 скважины (71 % паронагнетательного фонда) качество пара не соответствует минимальному требуемому значению (75 %). В остальных скважинах качество пара на забое варьируется от 75 до 100 %.

Определение параметров работы скважин, оказывающих влияние на качество пара. Подбор новых значений данных параметров для обеспечения требуемого качества пара
В ходе вышеизложенных расчетов были определены параметры работы скважин, оказывающих наибольшее влияние на качество пара в стволе скважины:
1. температура пара на устье скважины;
2. коэффициенты теплопередачи насосно-компрессорных труб (НКТ) и эксплуатационной колонны (ЭК);
3. давление на устье скважины;
4. приемистость скважины.
Варьирование данных параметров позволяет изменять распределение качества пара по стволу скважин, тем самым позволяя достичь требуемой сухости пара на забое скважин. На рис. 3, рис. 4 представлен пример влияния различных значений температуры пара на устье скважины и коэффициента теплопередачи НКТ на распределение сухости пара по стволу скважины.
Следующим шагом стало определение границ влияющих параметров для дальнейшего подбора их оптимальных значений. Граничные условия по устьевой температуре пара составили от 100 °С (температура кипения воды при атмосферном давлении) до 250 °С (максимальная температура на выходе из парогенераторной установки). Коэффициент теплопередачи варьируется от 1 (принят по коэффициенту теплопередачи НКТ с теплоизоляционным покрытием, может быть снижен за счет применения более современных материалов) до 45 Вт/(м2*К) (коэффициент теплопередачи стальных НКТ). Нижней границей значения устьевого давления является выполнение условия создания репрессии на пласт (Рзаб>Рпл) для обеспечения закачки пара, верхней границей – давление, которое возможно развить на выходе из парогенераторной установки. Приемистость является параметром, зависимым от устьевого давления, поэтому его границы будут напрямую зависеть от подобранных значений Руст.
После определения параметров, влияющих на качество пара в скважинах, и их граничных значений был осуществлен ручной подбор данных параметров для обеспечения требуемого качества пара на фонде скважин, где это условие не выполнялось. По итогам расчетов удалось снизить количество скважин с неудовлетворительным качеством пара с 71 % до 28 % скважин [6].

Автоматизация процесса определения качества пара на забое паронагнетательных скважин
На основе разработанного подхода был создан инструмент автоматизациии на базе VBA Excel. Данный инструмент состоит из 2 модулей. Первый предназначен для оперативной оценки качества пара на забое паронагнетательных скважин при текущих режимах работы. Второй модуль предназначен для подбора значений параметров (таких как температура пара на устье, коэффициент теплопередачи НКТ, устьевое давление), обеспечивающих требуемое качество пара на забое скважин. Данный инструмент позволяет не только сократить трудозатраты при оценке качества пара в скважинах, но и проводить многовариантные расчеты по подбору новых значений параметров работы скважин для повышения сухости пара с определением наиболее эффективного варианта.

Заключение
В ходе работ проведен сбор и анализ исходных промысловых данных, а затем выполнена актуализация интегрированной модели месторождения. Приведен алгоритм проведения оценки качества пара с его применением на реальных условиях для анализа работы поверхностной системы закачки пара и паронагнетательных скважин. По результатам расчетов выявлены участки поверхностной сети, где качество пара не соответствует требуемым значениям. Проведен анализ качества пара в паронагнетательных скважинах, по результатам которого выявлено низкое качество пара по 71 % фонда скважин. Для обеспечения требуемого уровня качества пара на забое паронагнетательных скважин определены основные параметры, влияющие на распределение сухости пара по стволу скважин, и их граничные значения. Произведен подбор новых значений параметров по всем скважинам, что в перспективе позволит снизить фонд с неудовлетворительным качеством пара с 71 % до 28%. Для сокращения трудозатрат на выполнение работ по оценке качества пара, подбор новых параметров работы скважин, и, как следствие, возможности проведения многовариантных расчетов была выполнена автоматизация разработанного подхода.

В ходе работ проведен сбор и анализ исходных промысловых данных, а затем выполнена актуализация интегрированной модели месторождения. Приведен алгоритм проведения оценки качества пара с его применением на реальных условиях для анализа работы поверхностной системы закачки пара и паронагнетательных скважин.

Литература

1. Бурмистров И.А., Корепанова В.С. Влияние качества пара на величину радиуса зоны прогрева межскважинного пространства / XXI Губкинские чтения «Фундаментальный базис и инновационные технологии поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа». – М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, – 2016. – С. 21–24.
2. Гомес А.Ш.С., Воробьев К.А. Анализ эффективности применения технологии парогравитационного дренирования / cборник научных трудов по материалам XI международный научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. Том II. 2018. – Пермь: Изд-во: Пермский государственный национальный исследовательский университет. – С. 69–72.
3. Гомес А.Ш.С., Воробьев К.А. Анализ парогравитационного дренирования при добыче высоковязкой нефти // Вестник Атырауского института нефти и газа. – 2018. – № 4(48).
– С. 167–172.
4. Гомес А.Ш.С., Машкареньяш Д.С.Г.А., Щерба В.А., Воробьев К.А. Применение метода парогравитационного дренажа (ПГД) на месторождениях высоковязкой нефти // Вестник Евразийской науки. – 2021. – № 3(13).
5. Яночкин С.В., Рычков А.Ф. Интегрированное моделирование. Опыт реализации пилотных проектов // Нефть. Газ. Новации. – 2018. – № 12. – С. 29–30.
6. Prosper User Guide / Руководство пользователя Prosper. – 2020, – 2308 стр.

References

1. Burmistrov I.A., Korepanova V.S. Vliyanie kachestva para na velichinu radiusa zony progreva mezhskvazhinnogo prostranstva [Influence of steam quality on the value of the radius of the heating zone of the interwell space] / XXI Gubkinskie chteniya «Fundamental'nyj bazis i innovacionnye tekhnologii poiskov, razvedki i razrabotki mestorozhdenij nefti i gaza». – M.: RGU nefti i gaza im. I.M. Gubkina, – 2016. – S. 21–24.
2. Gomes A.Sh.S., Vorob'ev K.A. Analiz effektivnosti primeneniya tekhnologii parogravitacionnogo drenirovaniya [Analysis of the effectiveness of the use of steam gravity drainage technology] / sbornik nauchnyh trudov po materialam XI mezhdunarodnyj nauchno-prakticheskoj konferencii studentov, aspirantov i molodyh uchenyh. Tom II. – 2018. – Perm': Izd-vo: Permskij gosudarstvennyj nacional'nyj issledovatel'skij universitet. – S. 69–72.
3. Gomes A.Sh.S., Vorob'ev K.A. Analiz parogravitacionnogo drenirovaniya pri dobyche vysokovyazkoj nefti [Analysis of steam gravity drainage in the production of high-viscosity oil] // Vestnik Atyrauskogo instituta nefti i gaza. – 2018. – № 4(48). – S. 167–172.
4. Gomes A.Sh.S., Mashkaren'yash D.S.G.A., SHCHerba V.A., Vorob'ev K.A. Primenenie metoda parogravitacionnogo drenazha (PGD) na mestorozhdeniyah vysokovyazkoj nefti [Application of the Steam Gravity Drainage (SGM) Method in High-Viscosity Oil Fields] // Vestnik Evrazijskoj nauki. – 2021. – № 3(13).
5. Yanochkin S.V., Rychkov A.F. Integrirovannoe modelirovanie. Opyt realizacii pilotnyh proektov [Integrated modeling. Experience in implementing pilot projects] // Neft'. Gaz. Novacii. – 2018. – № 12. – S. 29–30.
6. Prosper User Guide / Rukovodstvo pol'zovatelya Prosper. – 2020, – 2308 str.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей

    Авторизация


    регистрация

    Верещагин В.В.

    Верещагин В.В.

    инженер 1-й категории отдела интегрированного моделирования месторождений по Республике Коми,

    ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» в г. Пермь г. Пермь, 614015, РФ

    Каменских А.А.

    Каменских А.А.

    инженер 2-й категории отдела интегрированного моделирования месторождений по Республике Коми

    ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» в г. Пермь г. Пермь, 614015, РФ

    Просмотров статьи: 401

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru