Гедзик Назарій. Менеджер з геології та розробки нових проектів в Україні Expert Petroleum Ukraine

Ми у Expert Petroleum підвищуємо видобуток на зрілих нафтогазових родовищах для того, щоб зробити їх безпечнішими, екологічно чистішими, продуктивнішими та прибутковішими протягом тривалішого часу. Ми інвестуємо у зрілі активи, використовуючи сучасні технології для збільшення видобутку і нарощення запасів, оптимізації діяльності родовищ та зменшення їх негативного впливу на екологію.

На сьогоднішній день у портфелі нашої компанії знаходяться виснажені родовища Заходу України, де ми виступаємо оператором РЕС контракту з нашими партнерами – Укргазвидобуванням.

Тому під час сьогоднішньої презентації поговоримо про використання інтегрованих моделей для збільшення видобутку газу на виснажених родовищах.

Виснажені родовища характеризуються типовими проблемами і викликами, які потрібно вирішити для успішної стабілізації і подальшого нарощування видобутку.

Виснажені поклади характеризуються низьким пластовим тиском, низьким дебітом. Як правило такі поклади обводнені. Через понижені тиски вода не виноситься на поверхню. Понижений гирловий тиск, який по-суті є початковим тиском у шлейфі, зумовлює також проблеми при русі газу по промислових трубопроводах. Вода скупчується у понижених ділянках шлейфів, створюючи додаткові гідравлічні опори.

Часто на зрілих родовищах є колекторна система збору, коли газ із декількох свердловин подаєтсья в один трубопровід, яким транспортується до УКПГ. Часто різні свердловини розробляють різні поклади чи навіть різні родовища, що зумовлює різний робочий тиск і різну продуктивність. Як наслідок свердловини можуть передавлювати одна одну. В таких випадках проведення КРС і збільшення видобутку на одній зі свердловин в підсумку може не дати приросту з групи в цілому, що негативно впливає на економічні показники роботи компаній-операторів. Старі трубопроводи часто потребують ремонту та заміни, що створює додаткове навантаження.
Невеликі газові родовища, чи віддалені об’єкти, часто працюють на місцевих споживачів, де спостерігається місячна нерівномірність споживання – сезонність.

В таких умовах надзвичайно важко проводити ефективну діяльність, оскільки практично будь-яка операція потребує комплексної оцінки впливу на роботу всієї системи пласт-свердловина-викидна лінія-УКПГ-споживач. В результаті перед інженерами виникає необхідність розв’язати цілу систему рівнянь із багатьма невідомими. Це потребує відповідних інструментів, які б дозволили визначати вплив зміни будь-якого параметра системи на роботу цілої системи. Одним із таких інструментів є використання інтегрованих моделей родовищ (інтегрованих моделей видобутку)

У цьому контексті інтегрована модель родовища повинна включати модель пласта, модель свердловини, модель інфраструктури до точки передачі газу споживачам. Саме такий підхід ми використали для подолання викликів, які виникли перед нашою командою.

Для створення інтегрованих моделей родовищ ми використали:
Моделі покладів на основі матеріального балансу. Для цього було створено моделі об’єктів розробки, визначено початкові запаси за методом мат балансу, відтворено історію падіння пластового тиску та видобутку флюїдів.

Моделі свердловин, в яких враховано конструкцію та особливості роботи свердловин. На основі фактичних параметрів роботи свердловин та результатів досліджень на різних режимах у моделях відтворено фактичні параметри їх роботи (тиски, дебіти, температура) підібрано відповідні кореляційні залежності для характеристики вертикальних потоків на основі методу вузлового аналізу.

Модель інфраструктури, яка враховує параметри шлейфів, їхню довжину, діаметр, профіль траси; розширювальні камери; компресори та інше обладнання.

Всі ці моделі об’єднані в єдину систему, що дозволяє оцінити вплив зміни, для прикладу діаметру шлейфа на характер падіння пластового тиску.

Загалом за цей рік командою ЕПУ створено інтегровані моделі для всіх родовищ, на яких ми працюємо, а це:

Більше 60 покладів, для кожного з яких створено окремі моделі на основі матеріального балансу.

Більше 140 свердловин, для кожної з яких задано точну конструкцію, модель припливу флюїду, підібрано кореляції для розрахунку кривих ліфтування, проведено вузловий та системний аналіз

Більше 270 трубопроводів, для яких задано параметри профілю траси, відтворено фактичні параметри роботи трубопровідної системи

9 установок підготовки газу, які в окремих випадках з’єднані між собою між промисловими трубопроводами

Яким чином це вдалося?

Першим етапом, як і для будь-якого моделювання, є збір, уточнення та ретельний аналіз вихідної геолого-геофізичної та промислової інформації – даних тисків, температур, технологічних параметрів роботи родовищ в цілому. Розуміння достовірних значень фактичних робочих параметрів є критичними для побудови адекватних моделей та їх адаптації.

Зокрема це стало можливим завдяки використанню мобільного тестового сепаратора, який дозволяє з комерційною точністю проводити замір дебіту газу і води на кожній окремій свердловині. При колекторній системі збору зробити це на УКПГ неможливо. Також точний моніторинг робочих тисків свердловин і трубопроводів за допомогою високоточних цифрових манометрів дозволив зменшити до мінімуму похибку визначення фактичний параметрів роботи газовидобувної системи в цілому. А впровадження цілодобового автоматизованого моніторингу робочих параметрів свердловин дозволяє робити це на постійній основі, формуючи сучасну базу даних для прийняття важливих рішень.

Всі дані видобутку також зводяться у базу даних, де з використанням сучасного ПЗ обробляються та готуються до використання при моделюванні. Без цього інструменту створення навіть порівняно простих моделей матеріального балансу зайняло б набагато більше часу та зусиль.

З використанням наведених інструментів та спеціалізованого ПЗ для моделювання було створено інтегровані моделі. Але для того, щоб на основі моделі можна було приймати рішення необхідною умовою є її адаптація – відтворення фактичних параметрів роботи.

Адаптація моделі була виконана з урахуванням невизначеностей гідравлічних параметрів шлейфів, кореляційних методик вертикального і горизонтального потоків та методики оцінки припливу газу до свердловини для пластів, де не було достовірних замірів роботи свердловин на режимах. Моделі покладів було адаптовано до темпу і характеру падіння пластового тиску, як зазначалось у попередніх слайдах.

В результаті було досягнуто цілком задовільної збіжності результатів моделювання із фактичними параметрами роботи свердловин, шлейфів, трубопроводі-колекторів та УКПГ в цілому. Похибка визначення дебіту в середньому становила менше 1%, визначення тисків – менше 3%. На слайді наведено порівняння фактичних і розрахункових тисків та дебітів для деякого ряду свердловин.

В цілому після адаптації моделі та перевірки параметрів її роботи в наступні періоди часу – наступних кілька місяців – можна стверджувати, що створені інтегровані моделі є надійним інструментом для оцінки впливу різних технологічних рішень та проведення прогнозування видобутку на майбутні періоди.

В цілому ж дані моделі було використано для:
- Моніторингу вузьких місць у системі «пласт-свердловина-викидна лінія-вхід в УКПГ»
- Моніторингу та оцінки ефективності розробки покладів
- Оцінки ефективності роботи свердловин та шлейфів
- Прогнозування ефективності роботи свердловин після КРС при колекторній системі збору
- Кількісної оцінки ефективності оптимізації інфраструктури (будівництво трубопроводів, компресорів, розширювальних камер тощо)
- Прогнозування видобутку з родовищ
- Оцінка сезонності видобутку газу та заходів для її зменшення

Давайте розглянемо декілька прикладів.

Після проведення КРС на одній з віддалених свердловин родовища, яка працювала з 6 іншими низьконапірними свердловинами в одну трубу, очікувалося значний приріст дебіту та порівняно високі робочі тиски на свердловині. З використанням інтегрованої моделі оцінено вплив високо напірної свердловини на решту свердловин. В результаті прийнято рішення про переключення даної свердловини на роботу в індивідуальний шлейф. Натомість сусідні низьконапірні свердловини було пущено в один трубопровід із рештою 6-ма свердловинами. Це дозволило зберегти більше 20% добового видобутку з низьконапірних свердловин та попередити проблеми в їхній роботі, якби вони були задавлені високо напірною свердловиною (додаткова інтенсифікацію винесення рідини ПАР, можливе додаткове освоєння тощо)

Оцінено доцільність встановлення бустерної компресорної станції для віддаленого куща низьконапірних свердловин. Саме кількісна оцінка потенційного додаткового видобутку та витрат паливного газу дозволила зробити висновок про від’ємну економічну ефективність. В результаті даний компресор не було встановлено.

Для зменшення втрат видобутку через зупинку компресорів на ТО на одному з УКПГ було оцінено потенційну можливість переключення ряду свердловин на роботу на іншу установку підготовки, тим самим змінивши напрямки потоків по трубопроводах. Інтегрована модель показала від’ємну ефективність даного заходу. Цей самий результат було отримано під час промислового тесту з переключення групи свердловин. Тест було здійснено до моменту закінчення побудови моделі, проте результати розрахунків підтвердили адекватність моделі.

Оцінено доцільністю будівництва між промислового трубопроводу для переключення групи свердловин з УКПГ зі значною нерівномірністю споживання газу (сезонність) на установку з умовно «необмеженим» відбором газу. Оцінено необхідні технічні параметри трубопроводу (діаметр, довжина) для отримання задовільної роботи в майбутньому. Проект очікується до реалізації у 2023 році.

В цілому, для будь-якої компанії дуже важливим є точне прогнозування видобутку газу, особливо в умовах розробки виснажених родовищ. Інтегровані моделі дозволяють проводити прогнозування по покладах, свердловинах, УКПГ в цілому. Також можливо враховувати обмеження, які можуть виникати у майбутньому (наприклад сезонність споживання) чи покращення у роботі системі збору (буріння свердловин, КРС, встановлення компресорів тощо).

Загалом використання інтегрованих моделей має цілий ряд переваг:
• Врахування майбутніх обмежень по інфраструктурі
• Врахування переключень свердловин на інші об’єкти у майбутньому
• Врахування сезонності споживання
• Виявлення «вузьких» місць у системі

До недоліків варто віднести в першу чергу:
Моделі на основі матеріального балансу не враховують всю складність геологічної будови продуктивних покладів

Використання нових технологій та кращих практик є ключовим для досягнення операційної досконалості, що є однією з основних засад роботи Експерт Петролеум. Саме це дозволяє отримувати чудові результати у складних умовах.

Робити правильні речі, правильно, завжди.