Труды всероссийской научно — практической конференции «Актуальные вопросы и инновационные решения в нефтегазовой отрасли», Самара 2021 г.

НЕПРЕРЫВНЫЙ ОПТИМИЗАЦИОННЫЙ ИНЖИНИРИНГ КАК ИНСТРУМЕНТ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ДОБЫЧИ

Воробьев И.В., Харасов Э.Р., Вуколов С.А, Капорцев В.С.
ООО «СамараНИПИнефть», Самара

Аннотация

В работе предлагается создание интегрированной модели месторождения, включающей в себя модели притока, скважины, системы сбора и объектов подготовки, для расчета оптимизационных мероприятий. Целью этих мероприятий является увеличение суточной нефтедобычи на месторождении. Описана методика расчета оптимизационных мероприятий и представлен расчет экономической эффективности.

Ключевые слова: интегрированная модель, оптимизация добычи, эксплуатация месторождения

Abstract

The paper proposes the creation of an integrated model (IAM) of the oil field which includes IPR curve, models of oil wells, oil gathering system and oil treatment facilities for calculating optimization measures. The purpose of these measures is to increase the daily oil production at the field. At this paper the methodology for calculating optimization measures is described and the calculation of economic efficiency is presented.

Keywords: integrated model, IAM, production optimization, field exploitation

Введение

На эффективность разработки нефтяного месторождения оказывает влияние множество факторов, часть из которых характеризует природные условия (они, как правило, не могут быть изменены), другие факторы составляют технологическую основу добычи нефти, и ими можно управлять в соответствии с проектными решениями.

Теоретическая часть

Реальный пласт неоднороден по своим свойствам, и потенциальные возможности скважин различны. На поздней стадии эксплуатации месторождения скважины обводнены в различной степени. Поэтому эксплуатация с максимальной производительностью скважин может привести к снижению темпа роста добычи нефти, к существенному увеличению количества добываемой воды и, следовательно, к росту себестоимости продукции.

Параметрами управления скважин являются режимы работы, время ввода и способы их эксплуатации. Изменение параметров скважин приводит к перераспределению давлений и потоков, поэтому при расчетах должно учитываться их взаимовлияние.

Учет взаимовлияния скважин возможен при использовании математической интегрированной модели месторождений.

Основной задачей интегрированной модели является проведение оптимизационных расчетов, выдача рекомендаций по изменению параметров работы скважин, максимальное увеличение нефтедобычи на существующей инфраструктуре, отталкиваясь от изначально стабильных условий с учетом всех ограничений

На основании поиска и анализа мероприятий, влияющих на параметры работы скважин в качестве основных мероприятий, показавших свою простоту и эффективность, можно выделить частотное регулирование подачи насоса, циклическая работа скважины, остановка высокообводненного фонда и установка ЧРП при его отсутствии.

Практическая часть

Для апробации методики рассмотрим месторождение со следующими характеристиками: добычи нефти 3 376.53 тыс. тонн/год, добыча жидкости 31 435.49 тыс. тонн/год

На данном месторождении выделим несколько различающихся по характеристикам кустовых площадок. Скважины кустовой площадки №1 обладают наибольшей обводненностью среди остальных, на кустовой площадке №2 наименьшее общее количество скважин и кустовая площадка №3 с  большей долей скважин с установившимся режимом.

Рассмотрим порядок расчета оптимизационных мероприятий. На основе полученных исходных данных производится сбор модели месторождения и адаптация работы скважин в соответствии с технологическим  режимом. Затем выбирается скважина и фиксируется ее дебит. При этом она должна работать в установившемся режиме. На следующем этапе мы изменяем частоту ЭЦН и определяем новый дебит скважины. Далее проводим проверку на соответствие ограничениям подземного оборудования, и в случае несоответствия возвращаемся к изменению частоты.

В результате расчета получили следующие результаты: на кустовой площадке №1 дебит нефти увеличился на 1 %, на кустовой площадке №2 на 1.7 % и на кустовой площадке №3 на 5,4 %.

raschet optimizaciiРисунок 1. Расчет оптимизации

Средний прирост по результатам апробации на трех кустовых площадках, а именно 51 скважине составил 2,4 %. Используем это значение для расчета дополнительной добычи со всего месторождения.

Оценим экономический эффект от оптимизации добычи нефти на месторождении по трем сценариям.

Пессимистичный сценарий рассчитан на минимальный процент дополнительной добычи нефти (0,1 %), полностью окупающий проект. NPV при этом равен 9 млн.руб.

Для второго сценария был взят процент дополнительной добычи нефти согласно опыту в аналогичном действующем проекте на Самотлорском месторождении (1 %). NPV составил 262 млн.руб.

Самым оптимистичным сценарием оказались рассчитанные нами 2,4 % дополнительной добычи нефти с NPV проекта 654 млн.руб.

Таблица 1. Результаты расчета экономической эффективности

Пессимистичный сценарий

Сценарий на опыте действующего проекта

Оптимистичный сценарий

Процент доп. добычи

0,1%

1%

2,4%

Годовая доп. добыча нефти

3,4 тыс. тонн

34 тыс. тонн

81 тыс. тонн

Чистый приведенный доход — NPV

9 млн.руб.

262 млн.руб.

654 млн.руб.

Дисконтированный срок окупаемости

1 год

1 год

1 год

Капитальные затраты

0 руб.

0 руб.

0 руб.

Операционные затраты

26,7 млн.руб.

33,1 млн.руб.

43,1 млн.руб.

Выводы

В качестве выводов данной работы следует отметить:

  • Разработку мероприятий по увеличению эффективности эксплуатации месторождения;

  • Создание интегрированной цифровой модели месторождения;

  • Создание структурированной базы данных оборудования и его характеристик;

  • Возможность внедрения проекта на любом этапе развития актива.

Список используемой литературы

  1. ГОСТ Р 51365-2009. Нефтяная и газовая промышленность. Оборудование для бурения и добычи. Оборудование устья скважины и фонтанное устьевое оборудование. Общие технические требования;

  2. А.В. Деговцов, Ю.А. Донской, С.С.Пекин, А.А.Сабиров Оборудование для добычи нефти и газа учеб.-метод. пособие. — М.: РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина, 2014;

  3. Насосы центробежные погружные и агрегаты на их основе: Руководство по эксплуатации. – М.: ГМС Насосы, 2011. – 49 с.;

  4. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов.-М: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. -816 с.