что такое гно в нефтянке
Перспективы применения гибких насосно-компрессорных труб в России
С.М. Симаков
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)
Ключевые слова: нестандартное оборудование, гибкие насосно-компрессорные трубы (ГНКТ), колтюбинговые установки, актуальные задачи сегодняшнего дня, решение задач на перспективу
Колтюбинговые установки в настоящее время позволяют выполнять практически все виды операций по капитальному ремонту скважин, при этом они полностью автоматизированы и являются прототипами буровых установок и станков будущего. Структура запасов, их глубина залегания, доступность с каждым годом становятся все сложнее, и рядовые операции уже не отвечают тем задачам, с которыми мы сегодня сталкиваемся. Строительство более сложных скважин требует разработки и применения нестандартного оборудования. Это касается систем заканчивания скважин с многостадийным гидроразрывом пласта и гибких труб как основного инструмента, отвечающего современным требованиям. Наблюдается тенденция к наращиванию длины горизонтального участка трубы, увеличению ее диаметра. Изменилась и толщина стенки применяемых труб, используются разностенные, оптимизированные под конкретные скважинные условия (темпированные) трубы. Рассмотренное в статье оборудование на месторождениях П еще не применялось, поэтому важно заблаговременно подойти к решению задачи корректного подбора всех ключевых аспектов как с технической, так и с технологической точки зрения.
Prospects for coiled tubing development in Russia
PRONEFT». Professional’no o nefti, 2018, no. 3(9), pp. 63-67
S.M. Simakov
Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg
Keywords: non standard coil equipment, coiled tubing unit, today’s challenges, perspectives of the challenges solution
At present time, coiled tubing units perform almost all types of intervention operations. These units are fully automated, and in fact are pilot models of future drilling and workover rigs. Unfortunately, reserves structure, depth and accessibility are becoming more complex each year so that standard operations no longer address challenges we face today. Drilling of more complex wells require development and application of non-standard equipment. This includes multistage fracturing completion systems and CT as the main tool that meets modern requirements. Nowdays, there is a clear tendency for the increase in CT length and diameter. CT wall thickness has also been changed. Service companies start to apply tapered CT strings optimized for certain well conditions. Equipment, which is discussed in the article has not yet been used in the fields of Gazprom Neft. Therefore, it is very important to approach the problem of the correct selection of all key aspects both from a technical and technological point of view in advance.
Введение
Применение ГНКТ для решения актуальных задач
Рис. 1. Общий вид центра управления установкой ГНКТ повышенной грузоподъемности (NOV) 2 3/8″
Рис. 2. Установка ГНКТ повышенной грузоподъемности (NOV) 2 7/8″: а – вид сбоку; б – вид сверху
Ограничением в данном случае может быть расстояние между портами МГРП, но для условий Западной Сибири, где расстояние варьируется от 50 до 100 м, это не критично. Можно предположить, что в случае с незацементированными портами при проведении каждой последующей стадии МГРП, возможны утечки жидкости гидроразрыва в ранее сформированные трещины. Следует отметить, что при подборе скважины-кандидата для проведения МГРП через гибкую трубу 2 7/8″ должны учитываться расход жидкости гидроразрыва и давление закачки.
Транспортировка узла намотки с длиной ГНКТ 6500 м в перечисленных случаях возможна на отдельно стоящем трале, однако существуют установки с нестандартным расположением барабана относительно оси трала. На рис. 3 показан барабан с гибкой трубой диаметром 2 3/8″ (60,3 мм) длиной 9000 м.
При перечисленных преимуществах, рассмотренные установки ГНКТ имеют два недостатка – высокую стоимость и большую массу. Первый приводит к удорожанию проекта, второй требует получения разрешительной документации на провоз негабаритного груза. И здесь появляется возможность для сервисных компаний продумать поэтапное введение большеразмерных ГНКТ с тенденцией на уменьшение стоимости сервиса за счет предложения охвата большего числа скважин и сокращения транспортных расходов на доставку труб. 
Рис. 3. Установка с нестандартно расположенным барабаном с гибкой трубой диаметром 2 3/8″ длиной 9000 м
Часто задают вопрос, существует ли нормированное время на проведение той или иной технологической операции. Такого времени нет и быть не может, но есть скоростной режим спускоподъема гибкой трубы. В настоящее время скорость СПО с гибкой трубой независимо от ее диаметра на вертикальном участке составляет 15-20 м/мин, на горизонтальном – 5–10 м/мин. Поскольку с глубиной увеличивается время СПО, равное в среднем примерно 40 % общего производительного времени, увеличение глубины скважин должно быть нивелировано повышением скорости СПО как минимум в 2 раза. В Северной Америке скорости СПО уже давно превышают 50 м/мин. На рис. 4 приведен монитор записи рабочих параметров СПО, когда скорость первичного спуска составляет более 160 фут/мин (48,7 м/мин).
Рис. 4. Пример записи параметров СПО
Следует также обратить внимание на качество дорожного покрытия на отечественных месторождениях. Не секрет, что промысловые дороги в РФ по качеству покрытия уступают западным, что отражается в вездеходном исполнении техники, поступающей с заводов. На проходимость в условиях Западной Сибири, где используется вездеходная колесная база 6×6, влияет и сама длина несущей конструкции. Практика применения оборудования не только в рыхлых песках Западной Сибири, но и в условиях распутицы Оренбуржья показывает, что короткие установки имеют определенное преимущество перед их аналогами с прицепами.
Различие в выполнении технологических операций с ГНКТ и проведении ГРП обусловливает конструктивные особенности применяемых технических средств, но есть и схожие моменты, например, длительное пребывание персонала в компьютерном центре управления ГРП (Data Van) и установкой ГНКТ (Coil Unit). Здесь следует уделить внимание наличию потенциала для увеличения рабочего пространства в кабине оператора, поскольку при современных высокотехнологических операциях контроль их выполнения осуществляется не только непосредственно буровым оператором, но и другими специалистами на скважине. При этом необходимо сократить время оперативного совместного реагирования на ситуацию.
Задачи ставятся не только перед сервисными компаниями, обслуживающими ГНКТ, но и перед производителями оборудования. Решения необходимо находить на основании запросов от нефтедобывающих компаний, которые, в свою очередь, руководствуются поиском оптимальных технологий добычи углеводородного сырья при ухудшающейся структуре запасов.
Установка ГНКТ в перспективе видится многофункциональным комплексом, обеспечивающим выполнение технологических задач и корректировку процесса проведения работ в режиме реального времени. Решения могут быть разными, от рядовых до высокотехнологичных, так же как и система предупреждения отказов оборудования вследствие низкого давления в системе, изменения толщины стенки гибкой трубы или ее формы.
Заключение
Список литературы
Reference
Ссылка на статью в русскоязычных источниках:
The reference to this article in English is:
S.M. Simakov. Prospects for coiled tubing development in Russia (In Russ.), PRONEFT». Professional’no o nefti, 2018, no. 3(9), pp. 63-67.
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)
Технико-экономическая оптимизация кустования скважин при интегрированном концептуальном проектировании
30 Апреля 2016 А.Ф. Можчиль, С.В. Третьяков, Д.Е. Дмитриев, к.х.н., Н.З. Гильмутдинова, С.В. Есипов, А.А. Карачев, Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)
На стадии концептуального проектирования систем разработки и обустройства нефтегазового месторождения, когда инженерные решения максимально влияют на экономические результаты всего проекта, ключевыми задачами являются определение наиболее эффективного варианта кустования, рейтинга ввода скважин в экплуатацию и формирование профиля добычи на месторождении.
Данные задачи должны решаться в комплексе с выбором оптимальной системы разработки, определением технологии добычи, разработкой схемы поверхностного обустройства месторождения, так как технические решения, принимаемые по каждому из перечисленных блоков, влияют на всю систему в целом.
Постановка задачи
В настоящее время в ПАО «Газпром нефть» реализуется проект по разработке информационной системы интегрированного концептуального проектирования [1] по новым месторождениям компании. Информационная система объединяет функционалы по выбору системы разработки, расчету профиля добычи, определению параметров объектов поверхностного обустройства, оценке капитальных вложений и экономических показателей проекта.
Одной из задач, которую планируется решать с помощью данной системы, является выбор оптимальной системы кустования скважин, определение рекомендуемого типа и числа буровых станков, расчет темпов бурения. С этой целью рассматривались варианты интеграции системы с различными коммерческими программными продуктами, но ни один из них не смог удовлетворить функциональным требованиям в полном объеме. С учетом накопленного опыта выполнения концептуальных проектов кустования скважин [2] и имеющейся в ООО «Газпромнефть-НТЦ» методической базы было принято решение о создании собственного алгоритма в рамках разрабатываемой информационной системы.
На первом этапе выполнения работ задача кустования скважин была решена методом кластеризации с использованием алгоритма k-средних (k-means), точнее его современной версии k-means++, которая направлена на оптимальный выбор начальных значений центров кластеров. Алгоритм предложен в 2007 г. Д. Артуром и С. Вассильвитским. Пример автоматического кустования наклонно направленных скважин по алгоритму k-means++ показан на рис. 1.
Рис. 1. Пример кустования наклонно направленных скважин с использованием алгоритма k-means++ (КП — кустовая площадка)
Однако были выявлены серьезные ограничения применения данного метода. Алгоритм k-means++ может быть использован для решения задачи кустования наклонно направленных скважин, тогда как все больше месторождений разрабатывается скважинами с горизонтальными окончаниями. При бурении таких скважин имеются более существенные технические ограничения, которые не могут быть учтены при использовании алгоритма k-means++.
В связи с этим потребовалась разработка собственной методики реализации алгоритма. Задачу определения оптимальной системы кустования скважин можно разделить на два блока:
— расчет профилей скважин (или их геометрии) исходя из ограничений по бурению;
— выбор числа и координат размещения кустовых площадок на основе допустимых профилей скважин.
Построение профилей скважин
Построение профилей скважин выполняется с целью определения возможных положений устья скважины относительно заданного забоя. При этом необходимо решить так называемую обратную задачу проектирования профиля скважины с началом расчета от ее забоя [3]. Профиль скважины был рассчитан методом минимальной кривизны [4] на основе следующих исходных данных:
— глубина залегания пласта — расстояние по вертикали до точки установки эксплуатационной колонны, которая может совпадать с кровлей целевого интервала (точка Т1), м;
— максимальная протяженность скважины до точки Т1 по стволу скважины, м;
— минимальная глубина вертикального участка от устья скважины до точки начала набора параметров кривизны, м;
— максимально допустимый зенитный угол на участке (интервале) установки глубиннонасосного оборудования (ГНО), градуc;
— расстояние от точки Т1 до интервала установки ГНО по вертикали, м;
— длина участка для установки ГНО, м;
— интенсивность набора параметров кривизны, градус/10 м;
— максимальный зенитный угол на участке стабилизации, градус;
— для наклонно направленных скважин:
• максимальный зенитный угол на кровлю продуктивного пласта, градус;
• зона успокоения механических примесей флюида (ЗУМПФ), м;
— для горизонтальных скважин:
• длина горизонтального участка скважины, м;
• угол наклона горизонтального участка, градус.
Расчет выполняется как для наклонно направленных, так и для горизонтальных скважин. Для разработанного алгоритма построения профиля скважин выполнена проверка на соответствие получаемых результатов расчетам в ПО Landmark (Compass), получена полная сходимость.
Изменение параметров кривизны в допустимых пределах позволяет рассчитать область допустимых значений параметров размещения устья относительно забоя для каждой скважины. Данная область затем используется для выбора варианта кустования скважин.
Изменение максимальной протяженности скважины по стволу до точки Т1 дает возможность рассчитать различные варианты областей возможного размещения устья скважин относительно забоя и, следовательно, провести вариантную проработку по определению рекомендуемого типа буровой установки.
Кустование скважин
На основе заданных целей проектной системы размещения забоев скважин и рассчитанных областей возможного размещения устьев скважин относительно их забоя формируется интегральная карта возможного размещения кустовых площадок на поверхности (рис. 2).
Рис. 2. Карта возможного размещения кустовых площадок
При формировании данной карты реализована возможность задания зон запрета на размещение кустовых площадок для учета поверхностных ограничений, таких как существующие или запроектированные объекты обустройства, гидрография, природоохранные зоны и др.
Исходя из пересечения зон возможного размещения устьев скважин определяется число кустовых площадок и распределяются скважины между ними. Реализованная методика позволяет выполнять расчет по следующим алгоритмам:
— расчет минимального числа кустовых площадок при условии минимизации суммарной проходки при бурении с целью сокращения капитальных вложений;
— кустование скважин с учетом их геологического рейтинга и максимизацией темпов добычи на начальном этапе разработки месторождения за счет ввода в эксплуатацию в первую очередь наиболее перспективных скважин.
В обоих вариантах расчета сначала выполняется первое приближение по размещению кустовых площадок с последующей оптимизацией с учетом соответствующего критерия оптимальности.
Для алгоритма с минимизацией суммарной проходки в качестве основного критерия для получения первого приближения принято условие, что каждая скважина должна быть привязана к кустовой площадке. Оптимизация проводится двумя циклами:
— последовательным перебором всех скважин с поиском варианта строительства скважины с меньшей проходкой относительно текущего профиля;
— последовательным перебором всех кустовых площадок с поиском варианта размещения кустовой площадки с меньшей суммарной проходкой по всем относящимся к ней скважинам относительно текущего положения (процедура реализована по алгоритму Нелдера — Мида, хорошо зарекомендовавшему себя для решения задачи оптимизации негладких функций с большим числом переменных).
После выполнения оптимизации размещения кустовых площадок и распределения скважин между ними рассчитывается рейтинг бурения скважин и определяется последовательность строительства кустовых оснований. Пример кустования скважин по алгоритму с минимизацией суммарной проходки представлен на рис. 3.
Рис. 3. Пример кустования скважин по алгоритму минимизации суммарной проходки при бурении
При сравнении результатов расчетов по данному алгоритму и расчетов, выполненных в специализированном ПО Landmark для определения схем кустования DSD WellPlanning, получены сопоставимые координаты размещения кустовых площадок и расчетная проходка.
Кустование скважин с учетом их геологического рейтинга подразумевает, что в первую очередь на кустовую площадку добавляются скважины с большим рейтингом, который рассчитывается исходя из значений проницаемости, эффективной нефтенасыщенной толщины и начальной нефтенасыщенности по каждой добывающей скважине. Рейтинг для нагнетательных скважин рассчитывается через коэффициент влияния, определяемый как отношение числа нагнетательных скважин к общему числу скважин. Таким образом, при кустовании скважин по данному алгоритму одновременно формируются рейтинг бурения скважин и последовательность строительства кустовых площадок.
Оптимизация кустования по второму варианту рассчитывается, так же как и по первому, с учетом дополнительного ограничения изменения срока ввода скважин в эксплуатацию: при оптимизации строительство скважины с более высоким рейтингом не может быть отнесено на более поздний период, чем строительства скважин с меньшим рейтингом.
К преимуществам данного подхода следует отнести то, что уже на стадии кустования скважин учитываются наиболее перспективные зоны на месторождении, и в кусты на начальном этапе объединяются те скважины, которые позволяют максимизировать темпы добычи, к недостаткам — то, что в результате расчета суммарная проходка и число кустовых площадок могут увеличиться относительно расчета по первому варианту кустования (с минимизацией суммарной проходки).
На результаты расчета по принципу максимизации темпов добычи существенно влияют следующие исходные параметры:
— число буровых установок;
— общее число скважин;
— динамика ввода скважин;
— динамика добычи скважин;
— сценарные условия (ставка дисконтирования, цена нефти).
Пример кустования скважин с использованием алгоритма, учитывающего рейтинг скважин, представлен на рис. 4.
Рис. 4. Пример кустования скважин с учетом их геологического рейтинга
Рекомендуемый вариант кустования выбирается на основе вариантной проработки и сравнения технических и экономических параметров по вариантам. Варианты формируются исходя из двух алгоритмов расчета и на основе следующих параметров:
— тип бурового станка (варианты, учитывающие максимальную протяженность скважин);
— ограничение максимального числа скважин на кустовой площадке.
Выводы
1. Объединение представленной методики кустования скважин с системой выбора оптимального варианта разработки месторождения и системой расчета схем поверхностного обустройства позволит выполнять разработку интегрированных концептуальных моделей месторождений.
2. С помощью данных моделей и при использовании модуля кустования скважин можно решить следующие задачи:
— определение оптимального числа кустовых площадок на месторождении;
— выбор рекомендуемого типа бурового станка и числа буровых станков, расчет оптимального темпа бурения;
— формирование профиля добычи на месторождении.
При этом будет анализироваться влияние числа кустовых площадок на экономику проекта, когда с уменьшением их числа снижаются затраты на обустройство, но кратно повышаются затраты на бурение и, наоборот, при увеличении числа кустовых площадок снижаются затраты на бурение, но повышаются затраты на обустройство (рис. 5).
Рис. 5. Влияние числа кустовых площадок на структуру капитальных вложений по проекту
3. При кустовании скважин будут учитываться неоднородность территории, глубины залегания пластов, изменение стоимости кустовой площадки в зависимости от изменения числа скважин на ней.
4. Объединение разработанной методики с инструментами стоимостного инжиниринга 5, 6 повышает точность выполняемых расчетов капитальных вложений и эксплуатационных затрат, что обеспечивает принятие наиболее эффективных решений с точки зрения экономики проекта.
Список литературы
1. Интегрированная модель для комплексного управления разработкой и обустройством месторождений/Р.Р. Исмагилов, Ю.В. Максимов, О.С. Ушмаев [и др.]//Нефтяное хозяйство. — № 12. — 2014. — С.
2. Оптимизация капитальных вложений в строительство скважин при концептуальном проектировании разработки месторождений/В.А. Карсаков, С.В. Третьяков, С.С. Девятьяров, А.Г. Пасынков//Нефтяное хозяйство. — 2013. — № 12. — C.
3. Харламов К.Н., Шешукова Г.Н., Кушманов П.В. Особенности профилирования стволов горизонтальных и многоствольных скважин при автоматизированном проектировании схем кустования их устоев//Нефтяное хозяйство. — 2006. — № 4. — С.
4. Amorin R., Broni-Bediako E. Application of minimum curvature method to wellpath calculations//Res. J. Appl. Sci. Eng. and Technol. — 2010. — № 2(7). — Р.
5. Развитие кост-инжиниринга в ОАО «Газпром нефть»/М.М. Хасанов, Д.А. Сугаипов, О.С. Ушмаев [и др.]//Нефтяное хозяйство. — 2013. — № 12. — С.
6. Повышение точности оценки капитальных затрат на ранних стадиях реализации проектов/М.М. Хасанов, Д.А. Сугаипов, А.В. Жагрин [и др.]//Нефтяное хозяйство. — 2014. — № 12. — С. 22–27.
Все о нефти
Геолого-технические мероприятия (ГТМ)
Что это такое и зачем они нужны?
Ежегодно на каждом нефтяном месторождении осуществляются десятки геолого-технических мероприятий. Геолого-технические мероприятия (ГТМ) – это работы, проводимые на скважинах с целью регулирования разработки месторождений и поддержания целевых уровней добычи нефти. С помощью геолого-технических мероприятий нефтедобывающие предприятия обеспечивают выполнение проектных показателей разработки месторождений.
Геолого-технические мероприятия отличаются от прочих мероприятий на нефтяных скважинах тем, что в результате реализации этих мероприятий предприятия, как правило, получают прирост добычи нефти. Какие именно мероприятия относить к ГТМ, а какие – к прочим ремонтам каждая нефтедобывающая компания определяет самостоятельно.
Вообще говоря, все работы в скважине подразделяется на капитальный и подземный (текущий) ремонты, при этом
к капитальному ремонту относятся работы, связанные с изменением объекта эксплуатации скважин, креплением рыхлых коллекторов, восстановлением герметичности обсадной колонны и ликвидацией ее деформации, зарезкой второго ствола, ограничением притоков пластовых, закачиваемых вод и вод из пластов-обводнителей, с ловильными и другими аналогичными работами с подземным оборудованием;
к подземному (текущему) ремонту относятся работы, связанные с переводом скважин с одного способа эксплуатации на другой, с обеспечением заданного технологического режима работы подземного эксплуатационного оборудования, изменением режимов работы и сменой этого оборудования, очисткой ствола скважины и подъемных труб от песка, парафина и солей.
В большинстве случаев ГТМ относятся к капитальному ремонту скважин. Хотя в некоторых компаниях определенные виды текущего ремонта также могут учитываться как ГТМ (например, смена скважинного насоса с меньшей производительностью на насос с большей производительностью).
Подбор эффективных геолого-технических мероприятий на каждом нефтяном месторождении – одна из основных задач геологической службы предприятия. Как правило, мероприятия ГТМ планируются ежегодно при подготовке бизнес-плана нефтедобывающего предприятия. А впоследствии ежемесячно уточняются и корректируются.
Какие мероприятия нефтедобывающие предприятия обычно относят к ГТМ?
Хотя каждая нефтедобывающая компания имеет собственные стандарты по отнесению к ГТМ тех или иных мероприятий, проводимых на скважине, тем не менее, обычно к ГТМ относятся следующие виды:
Гидравлический разрыв пласта (ГРП)
Обработки призабойной зоны (ОПЗ)
Перевод на вышележащий горизонт (ПВЛГ)
Как правило, разработку месторождения начинают с нижних продуктивных пластов. По мере их истощения скважины переводят на вышележащие продуктивные пласты, не охваченные разработкой.
Одновременно-раздельная эксплуатация (ОРЭ)
По Правилам охраны недр следует вести раздельный учет продукции по каждому объекту разработки. Это необходимо для того, чтобы можно было отследить выработку запасов по каждому объекту и оценить достигнутый КИН. Если нижележащий продуктивный горизонт далек от истощения, а выше него существует еще один нефтенасыщенный пласт, выделенный в отдельный объект разработки, то применяют специальное оборудование, позволяющее в одной скважине одновременно эксплуатировать разные объекты разработки с раздельным учетом продукции по каждому объекту. Внедрение системы ОРЭ часто выделяют в отдельный вид ГТМ.
Бурение боковых стволов (зарезка боковых стволов)
Бурение боковых стволов из существующих скважин – эффективный способ капитального ремонта и реконструкции скважин. Технология особенно эффективна для месторождений на поздней стадии разработки.
Ремонтно-изоляционные работы (РИР)
Ремонтно-изоляционные работы осуществляются с целью ликвидации негерметичностей эксплуатационной колонны и ограничения водопритока в скважину. РИР могут осуществляться различными тампонирующими материалами (цементом, жидким стеклом), установкой пластыря или пакерами (двухпакерными компоновками, например). Особенность этого вида ГТМ в том, что эффективность проведенных работ заключается скорее не в получении дополнительной добычи нефти, а в снижении содержания воды в продукции скважины.
Помимо перечисленных, существуют и другие виды ГТМ. Например, вывод из бездействия, вывод из консервации, реперфорация, дострел, оптимизация ГНО.
ГТМ проводятся также и на нагнетательном фонде скважин. На нагнетательных скважинах проводят работы по очистке забоя скважины, обработке призабойной зоны с целью увеличения приемистости и/или выравнивания профиля приемистости, работы по ликвидации непроизводительной закачки (негерметичности эксплуатационных колонн, заколонных перетоков) и т.п.
Оценка эффективности ГТМ
Все ГТМ, проведенные на месторождении подлежат учету. По каждому ГТМ прослеживается прирост дебита нефти, дополнительная добыча нефти и продолжительность эффекта (форма для расчета доп. добычи от ГТМ).
Кроме того, все ГТМ, проводимые на скважинах, оцениваются с точки зрения их экономической эффективности. Как правило, каждый вид ГТМ выделяют в отдельный инвестиционный проект. Это позволяет оценить экономическую эффективность каждого вида ГТМ в отдельности и сравнить ее затем с другими видами. Менее эффективные инвестпроекты при этом можно отложить и перераспределить средства в пользу более эффективных. Экономическая оценка инвестпроектов производится с использованием следующих основных показателей эффективности: