ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» и администрация муниципального района «Сосногорск» уведомляют общественные организации и жителей города о том, что общественные обсуждения по проекту «Обустройство кустов скважин №№1, 601 Мичаюсского нефтяного месторождения» состоялись 12 декабря 2013 года в здании администрации муниципального района «Сосногорск».
Заказчиком на строительство выступает ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». Офис предприятия располагается по адресу: г. Ухта, ул. Кирпичная, 20, строение 1.
Проектными решениями предусматривается выполнение строительно-монтажных работ на территории заказника местного значения «Река Лемъю», с полной компенсацией ущерба нанесенного в период строительства и эксплуатации объектов.
Замечания и предложения будут собираться в течении 30 дней с момента опубликования по адресу Республика Коми, г. Ухта ул. Октябрьская д. 14, кабинет 211А, факс (8216) 760-032, тел. (8216) 700-293.
Источник: nipiugtu.ru
УСТАНОВОЧНАЯ СЕССИЯ / Что происходит на стройплощадках модульных компрессорных установок на ЯНГКМ
Совершенствование методики проектирования кустов и профилей скважин на месторождениях со сложными схемами разработки тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, кандидат технических наук Харламов, Антон Константинович
Оглавление диссертации кандидат технических наук Харламов, Антон Константинович
1 Анализ научных основ и технологий проектирования схем разбуривания месторождений.
2 Исследование и разработка основных принципов проектирования схем разбуривания месторождений.
2.1 Методический подход к проектированию бурения месторождения.
2.2 Особенности проектирования траектории скважины как элемента схемы кустования.
2.3 Альтернативность как параметр оптимизации.
2.4 Экспресс — оценка выполнения технико-технологических ограничений на траекторию стволов скважин.
2.4.1 Метод формирования допустимых областей размещения устьев скважин.
2.4.2 Алгоритм формирования допустимых областей размещения устьев горизонтальных скважин на однородной местности.
2.4.3 Алгоритм проверки выполнения условий принадлежности точки месторождения допустимой области размещения устьев скважины.
2.4.4 Алгоритм и условия формирования допустимой области размещения устьев многоствольной скважины.
2.5 Основные аспекты проектирования схем кустования устьев скважин.
2.5.1 Особенности проектирования схем кустования устьев горизонтальных и многоствольных скважин.
2.5.2 Основные этапы проектирования схем кустования.
2.5.3 Укрупненный алгоритм и рекомендации по проектированию схем кустования.
3 Разработка программного обеспечения для проектирования схем разбуривания месторождений.
3.1 Основные функциональные возможности программного комплекса.
3.2 Моделирование технологических процессов строительства скважин на предпроектной стадии автоматизированного проектирования схем кустования.
Строительство скважин.(1 часть из 2)
3.2.1 Моделируемое изменение веса на крюке при фиксированной нагрузке на долото.
3.2.2 Моделирование и проверка параметров промывочных жидкостей по очистке горизонтального ствола от шлама.
3.2.3 Технические средства для проводки скважин — как основной элемент технико-технологических ограничений при проектировании профилей.
3.3 Специфические задачи проектирования схем кустования устьев горизонтальных и многоствольных скважин.
3.3.1 Назначение точки входа в горизонтальный участок, выбор основного и боковых стволов.
3.3.2 Идентификация объектов.
3.3.3 Разработка условий предпочтительности.
3.3.4 Расчет достаточного отхода скважин.
3.4 Особенности проектирования профилей фонда скважин при кустовании их устьев.
3.5 Основные рекомендации по проектированию размещения устьев скважин на основании и направления движения бурового станка.
4 Экономические аспекты принятия решений при проектировании схем разбуривания месторождений.
4.1 Методический подход к оценкам минимальной экономически обоснованной глубины зарезки боковых стволов и альтернативности строительства многоствольной скважины.
4.2 Оценка схем кустования при различных плотностях систем разработки месторождений.
4.3 Анализ фактических затрат на обустройство месторождения.
4.4 Технико-экономическая и технологическая оценки промышленной реализации методического подхода, алгоритмов и программного обеспечения проектирования устьев скважин.
Рекомендованный список диссертаций по специальности «Технология бурения и освоения скважин», 25.00.15 шифр ВАК
Методы проектирования строительства наклонно направленных, горизонтальных и многозабойных скважин с большим отклонением ствола от вертикали 2004 год, доктор технических наук Оганов, Гарри Сергеевич
Разработка методов комплексного проектирования размещения кустов скважин и установок подготовки газа 2012 год, кандидат технических наук Соловьев, Владимир Владимирович
Совершенствование автоматизированной системы управления разработкой газового месторождения за счет оптимизационного моделирования скважин сложного строения на этапе проектирования 2008 год, кандидат технических наук Тимошин, Илья Константинович
Научно-технические решения по проектированию строительства морских горизонтальных и многозабойных скважин 2005 год, кандидат технических наук Обухов, Сергей Анатольевич
Теория и практика геонавигационных технологий бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин 2000 год, доктор технических наук Кульчицкий, Валерий Владимирович
Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование методики проектирования кустов и профилей скважин на месторождениях со сложными схемами разработки»
В сложных горно-геологических и природно-климатических условиях Западно-Сибирского региона основой разработки месторождений является кустовой метод их разбуривания наклонно направленными скважинами (ННС), с 90-х годов скважинами с горизонтальным окончанием их стволов, так называемыми — горизонтальными скважинами (ГС). Для повышения эффективности разработки месторождения и увеличения извлекаемых запасов нефти большие перспективы имеет система многоствольных скважин (МСС), получившая широкое развитие на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз».
Охрана недр — одна из важных проблем, стоящих перед нефтяниками Западной Сибири. Совершенствование природоохранного законодательства и необходимость переноса основных объемов добычи нефти в водоохранные зоны и территории приоритетного природопользования требуют внедрения новых технологий.
Достоинство метода бурения скважин с кустовых площадок и насыпных оснований состоит в снижении затрат на обустройство месторождения и уменьшении техногенного воздействия на окружающую природную среду.
Недостатками кустового метода являются:
— вынужденные простои пробуренных скважин в ожидании окончания бурения остальных скважин куста;
— ограниченное число скважин на кустовой площадке;
— увеличение расстояний между устьями соседних скважин для одновременной эксплуатации и бурения их;
— близость стволов, ведущая к индивидуальному проектированию скважин в пространстве, сложности в оперативном контроле за бурением;
— увеличение расстояний между устьями с целью уменьшения вероятности пересечения стволов пробуренных и бурящейся скважин.
Спецификой кустового бурения скважин на месторождениях Западной Сибири является совместное строительство наклонно — направленных, пологих, горизонтальных, многоствольных скважин с одного основания, размещение большой доли месторождений на природоохранных территориях, что усиливает требования, предъявляемые к проектированию схем разбуривания месторождений. Применение МСС при кустовом методе бурения позволяет сократить число устьев на площадке при относительном удорожании стоимости одной скважины.
Технологический процесс строительства ГС и МСС является наиболее сложным в инженерном смысле и весьма трудоемким в практическом исполнении по сравнению с технологией строительства (ННС) с большими отклонениями ствола от вертикали, пологих, ГС.
В связи с ростом объемов строительства ГС и МСС, актуальной задачей становится разработка научно-обоснованных методов проектирования строительства таких скважин, так как традиционный подход к планам разбуривания месторождений становится не приемлемым для сложных технологических схем разработки.
Для формирования и выбора оптимальных вариантов решений на всех этапах проектирования бурения, включая составление технологических схем разработки месторождений, генеральных схем обустройства, схем кустования скважин, планов разбуривания скважин куста, требуется формирование основных принципов проектирования схем бурения скважин на новых и добуриваемых месторождениях при различных условиях разработки месторождения, технических и технологических процессов бурения и эксплуатации скважин.
Для нефтедобычи в водоохранных зонах и территориях приоритетного природопользования становятся необходимыми следующие варианты:
— строительство экологически чистых, безотходных кустовых оснований;
— строительство в пологих (ПС) и горизонтальных (ГС) скважин с отклонением забоев от вертикали 1,5 км и более;
— строительство многоствольных скважин (МСС).
При первом способе требуются значительные капиталовложения. Строительство по второму и третьему способам требует коренного перевооружения в технике и технологии строительства. Совмещение этих способов даст достаточно высокий эффект.
Особенность проектирования оптимальных схем разбуривания месторождений многоствольным бурением при кустовом способе строительства скважин в отличии от обычного наклонно-направленного метода бурения заключается в разработке дополнительных требований к схемам разработки и обустройства месторождений.
Целью работы является повышение эффективности кустового метода разбуривания месторождений путем совершенствования научных основ и методов проектирования размещения кустовых площадок и устьев скважин на них.
Основными задачами исследований явились разработка принципов проектирования схем разбуривания месторождений на основе (с учетом) выбора системы разработки залежей; разработка научного и практически обоснованного метода проектирования схем кустования скважин; разработка методического (и программного обеспечения) для проектирования оптимальных вариантов размещения кустовых площадок и устьев скважин на нефтяных месторождениях, отвечающего требованиям промышленной и экологической безопасности строительства скважин при снижении затрат на их сооружение.
Поставленные задачи работы решаются с применением методов системного анализа, теории множеств, аналитической геометрии, теоретических основ проектирования строительства скважин.
В результате выполненной работы разработан принципиально новый подход к проектированию разбуривания месторождений, заключающийся в принятии технико-технологических факторов определяющими, а не ограничивающими множество решений; сформулировано и обосновано требование к оптимальному проектированию бурения скважин на уровне выбора системы разработки месторождения; разработан метод проектирования схем кустования устьев скважин на основе формирования допустимых областей, размещение в которых кустовых площадок позволяет проектировать траектории скважин в соответствии с технико-технологическими ограничениями.
Предложенное в работе методическое обеспечение для создания системы автоматизированного проектирования бурения скважин включает все основные, взаимосвязанные технико-технологические и экономические проблемы, возникающие при проектировании сложных систем разработки месторождений на основе принципиально новых решений, с применением горизонтальных и многоствольных скважин.
Автоматизированный подход к проектированию бурения месторождений повышает качество проектирования разработки месторождений ГС и МСС, увеличивая степень обоснованности исходных данных для принятия решения и реализуемости проекта.
Предложенный системный подход к проектированию профилей многоствольных скважин в зависимости от соотношения затрат на строительство основного и бокового ствола (БС), в т.ч. с горизонтальным окончанием (БГС), стоимости работ на инженерную подготовку кустовой площадки (КП), позволяет осуществлять оптимальный выбор типа скважин при автоматизированном варианте проектирования схем кустования и выборе системы разработки месторождения.
Автоматизированный подход позволяет проводить аналитические исследования при разработке руководящих документов, стандартов предприятия (СТП) на строительство скважин, оценивая влияние технологических и стоимостных характеристик на схему разбуривания месторождений и формулируя условия предпочтительности с целью повышения безопасности проводки скважин.
Источник: www.dissercat.com
Принципиальные схемы обустройства нефтегазовых объектов
Аннотация: Выбор системы извлечения нефти и обустройства нефтяных месторождений зависит от десятков факторов.
Схема обустройства месторождений нефти
Выбор системы извлечения нефти и обустройства нефтяных месторождений зависит от десятков факторов: от глубины залегания и качества продуктивных пластов: количества извлекаемых запасов, их структуры по степени изученности (): характеристик коллекторов; состава и свойств нефти: газового фактора и состава попутных газов: давления насыщения нефти газом: свойств и условий залегания пластовых вод; положения водо-нефтяного контакта.
Кроме перечисленных основных показателей разработки при обустройстве месторождения учитываются природно-климатические характеристики, инженерно-геологические условия.
Одно из основных требований к разработке — рационализация: обеспечение заданных темпов добычи с минимальными капитальными вложениями и минимальными воздействиями на ОС. Важнейшей составной частью проектирования разработки месторождений является выделение эксплуатационных объектов. Часть нефтяной залежи, выделяемая для эксплуатации самостоятельной сеткой эксплуатационных и нагнетательных скважин, называется эксплуатационным объектом.
Разведанные месторождения считаются подготовленными для промышленной разработки при соблюдении следующих условий:
- получена лицензия на право пользования недрами;
- проведена опытно-промышленная эксплуатация отдельных участков;
- балансовые запасы УВ, имеющие промышленное значение, составляют не менее 80% категории , и до 20% категории ;
- оценена сырьевая база строительных материалов и источников водоснабжения;
- утверждены документы по утилизации ПНГ, газового конденсата и других сопутствующих ценных компонентов;
- предусмотрены мероприятия по предотвращению загрязнения ОС и обеспечения безопасного проведения работ.
Требования к генеральному плану
Схема генерального плана месторождения предусматривает размещение устьев нефтяных, газовых, нагнетательных одиночных и кустов скважин, ГЗУ, ДНС. установок предварительного сброса пластовых вод (УПС), кустовых насосных станций (КНС), КС, инженерных коммуникаций (автодорог, нефте- и газопроводов, водоводов, ЛЭП, линий связи, катодной защиты и др.), обеспечивающих процессы сбора и транспортировки продукции скважин, а также снабжение электроэнергией, теплом, водой и воздухом.
Размещение производственных и вспомогательных зданий и сооружений необходимо производить по их функциональному и технологическому назначению с учетом взрывной и пожарной опасности. При размещении сооружений нефртедобычи на прибрежных участках водоемов планировочные отметки площадок принимаются на 0,5 м выше наивысшего горизонта вод с вероятностью его превышения один раз в 25 лет (устья скважин, ГЗУ) и один раз в 50 лет (КС, ЦПС, ДНС, УПС).
Природоохранные мероприятия и элементы ОВОС присутствуют в нормативных документах по освоению месторождений. Однако при сложившейся практике взаимодействия участников разработки месторождений типовые природоохранные проблемы решаются не превентивным образом, а по мере их возникновения. Существует закономерность — чем в более удаленном месте расположено месторождение, тем менее жесткие экологические ограничения к нему предъявляются и тем больший экологический ущерб наносится ОС.
Во избежание социально-экологических проблем на поздних стадиях нефтедобычи уже при проектировании освоения месторождений следует проводить консультации со всеми заинтересованными организациями и лицами. Эксплуатация нефтепромыслов наносит вред ОС независимо от конструктивных особенностей сооружений и объемов добываемых УВ. Проведение дорогостоящих экологических мероприятий должно проводиться своевременно (ликвидация скважин, амбаров-накопителей, рекультивация земель), а не отодвигаться на неопределенный срок.
Технологическая безопасность работы сооружений в цепочке «добыча — сбор — подготовка — транспортировка» во многом обеспечивается равномерностью отработки запасов нефти. Для этого необходимо располагать достоверной информацией о распределении энергетического потенциала залежи, который отражается с помощью карт изобар. Здесь принципиально важным является выбор схемы кустования скважин. Известно, что чем крупнее кустовые площадки, тем дороже бурение скважины, поскольку необходимы большие отходы забоев от вертикали (до 2-4 км и более). Однако при этом сокращается стоимость коридоров коммуникаций и повышается степень экологической безопасности промысла в целом.
Куст скважин
Под кусты скважин отводится площадка естественного или искусственного участка территории с расположенными на ней устьями скважин, технологическим оборудованием, инженерными коммуникациями и служебными помещениями. В составе укрупненного куста может находиться несколько десятков наклонно-направленных скважин. Суммарный дебит по нефти одного куста скважин принимается до 4000 , а газовый фактор — до 200 .
В состав технологических сооружений куста скважин обычно входят:
- приустьевые площадки добывающих и нагнетательных скважин;
- замерные установки;
- блоки подачи реагентов-деэмульгаторов и ингибиторов;
- блоки газораспределительные и водораспределительные;
- блоки закачки воды в нагнетательные скважины;
- станции управления насосами ЭЦН и ШГН;
- фундаменты под станки-качалки;
- трансформаторные подстанции;
- площадки под ремонтный агрегат;
- емкость-сборник и технологические трубопроводы.
В составе сооружений кустовой площадки может находиться узел подготовки сточных вод (УПСВ) с локальной закачкой воды в пласт. В этом случае отсутствует энергоемкая перекачка пластовых вод к пунктам сепарации нефти и обратно, а в составе транспортных коридоров отсутствуют агрессивные пластовые флюиды, что повышает экологическую безопасность промысла.
Строительство скважин с большими отходами забоя ограничивает применение глубинных штанговых насосов ввиду осложнений, связанных с истиранием труб. Во избежание аварий при выборе насосного оборудования предпочтение отдается ЭЦН и гидроприводным насосным системам в условиях закрытой системы сбора нефти и газа. Такие системы дают возможность подачи ингибиторов для предотвращения коррозии и парафинообразования.
Система сооружений подготовки нефти, сброса и закачки вод строится в зависимости от распределения запасов по площади залежи, темпов добычи, степени обводненности и газонасыщенности нефти, величины давления на устье скважины, расположения кустов скважин ( рис. 5.1). Эти объекты должны обеспечивать:
- герметизированный сбор и транспортировку продукции скважин до ЦПС;
- отделение газа от нефти и бескомпрессорную транспортировку газа первой ступени сепарации до сборных пунктов, ГПЗ и на собственные нужды;
- замер расходов продукции отдельных скважин и кустов, учет суммарной добычи продукции всех скважин;
- предварительное обезвоживание нефти.
Групповые замерные установки
Газожидкостная смесь из добывающих скважин поступает на ГЗУ, в которой в автоматическом режиме производится периодическое измерение в замерном сепараторе дебитов жидкости и газа каждой скважины. Количество установок определяется расчетами. На площадках ГЗУ размещаются блоки закачки реагента-деэмульгатора и ингибитора коррозии.
Дожимная насосная станция
В тех случаях, когда расстояние от кустов скважин до ЦПС велико, а устьевого давления недостаточно для перекачки флюидов, сооружают ДНС. На ДНС смесь попадает по нефтесборным трубопроводам после ГЗУ.
В состав ДНС входят следующие блочные сооружения:
- первой ступени сепарации с предварительным отбором газа;
- предварительного обезвоживания и очистки пластовой воды;
- замера нефти, газа и воды;
- насосный и блок компрессорный воздуха;
- закачки реагента перед первой ступенью сепарации;
- закачки ингибиторов в газо- и нефтепроводы;
- аварийных емкостей.
Центральный пункт сбора
На ЦПС сырая нефть проходит полный цикл обработки, который включает двух- или трехступенчатое разгазирование нефти с помощью сепараторов и доведение нефти по упругости насыщенных паров до необходимых кондиций. Газ после сепарации очищается от капельных жидкостей и подается на утилизацию или переработку. Газ первой и второй ступени сепарации транспортируется под собственным давлением. Газ концевой ступени для дальнейшего использования требует компримирования.
Здесь же на ЦПС производится обезвоживание и обессоли-вание нефти до товарных кондиций. Попутно добываемые воды отделяются от сырой нефти на установке подготовки нефти (УПН) в составе ЦПС. В специальном резервуаре происходит отстаивание нефти, подогрев нефтяной эмульсии в трубчатых печах и обессоливание. После этого товарная нефть поступает в резервуар с последующей откачкой в МН.
Резервуарные парки
Наличие резервного парка емкостей — обязательный атрибут всех технологических схем сбора, подготовки и транспортировки нефгги. Стандартные резервуары типа РВС используются для создания запасов:
- сырья, поступающего на УПН, необходимого в количестве суточного объема продукции скважин;
- товарной нефти в объеме суточной производительности УПН.
Кроме того, резервуары различных объемов необходимы для приема пластовых и сточных вод, а также для аварийных сбросов.
Для сброса парафиновых отложений от зачистки (пропарки) резервуаров устраиваются земляные амбары-накопители. Кроме того резервуары являются источником загрязнения атмосферы за счет испарения хранящихся в них УВ.
Компрессорные станции
КС могут быть самостоятельными объектами обустройства месторождений или входить в комплекс технологических сооружений ЦПС. КС предназначены для подачи нефгтяного газа на ГПЗ, для компримирования газа в системе газлифтной добычи и при подготовке его к транспортировке.
Для удаления газа из полости поршневого компрессора на приемном газопроводе каждой ступени сжатия компрессора предусматривается свеча сброса газа с установкой на ней запорной арматуры. Высота свечи не менее 5 м и определяется расчетами рассеивания газа.
Факельная система
В факельную систему аварийного сжигания ДНС направляется нефтяной газ, который не может быть принят к транспортировке, а также газ от продувки оборудования и трубопроводов.
Диаметр и высота факела определяются расчетом с учетом допустимой концентрации вредных веществ в приземном слое воздуха, а также допустимых тепловых воздействий на человека и объекты. Высота трубы должна быть не менее 10 м, а для газов, содержащих сероводород, не менее — 30 м. Скорость газа в устье факельного ствола принимается с учетом исключения отрыва пламени, но не более 80 м/с.
Факельная система ЦПС предусматривается для сброса газов и паров:
- постоянных — от установок регенерации сорбентов и стабилизации УВ-конденсатов;
- периодических — перед освобождением аппаратов перед пропаркой, продувкой и ремонтом;
- аварийных — при сбросе от предохранительных клапанов и других аварийных сбросах.
Факел оборудуется автоматическим дистанционным зажиганием и самостоятельным подводом топливного газа к запальному устройству. Для улавливания конденсата перед факельной трубой размещается конденсатосборник.
Узлы ввода реагента
Узлы ввода реагента на объектах сбора и транспортировки нефти и газа включают:
Источник: intuit.ru
Газпром нефть: Группирование проектных скважин для размещения кустовых площадок на примере многопластового месторождения
В статье предложен подход к повышению качества проектирования разработки многопластового месторождения, что позволяет приблизить проект к реальным условиям освоения актива, снизить его капиталоёмкость. Ключевой задачей для этого является поиск оптимальной схемы кустования скважин на основе системы разработки целевых эксплуатационных объектов, при которой обеспечивается формирование элементов разработки на зависимых объектах эксплуатации за счёт транзитного фонда проектных скважин.
При этом учитывается назначение и режим работы скважин. Такая схема размещения кустов скважин должна обеспечить минимальные капитальные затраты и технологические риски при реализации проекта за счёт многофакторной оптимизации.
С этой целью учитываются длина проходки и сложность траектории скважин, инфраструктура, природные и экологические ограничения на территории месторождения, технические ограничения при строительстве скважин. Подобная задача для многопластовых месторождений не решается существующими программными комплексами. Рассмотрен способ группирования проектных целей бурения, как этапа кустования, на основе модифицированного метода кластеризации «k-средних». Алгоритм кластеризации адаптирован для минимизации суммарной проходки наклонных и горизонтальных скважин, с учётом сложности их траекторий.
После группирования целей бурения повысить точность проектирования позволяет учёт фактического фонда скважин – для анализа сближения с проектными траекториями; учёт геологии месторождения, в том числе структурные геологические поверхности, разломная модель, контуры нефтеносности, модель нефтенасыщенности эксплуатационных объектов; учёт наземной инфраструктуры и гидрографии – для размещения кустовых площадок. Такая детализация позволяет максимально приблизить результаты проектирования к реальным условиям, а современное ПО – объединить всю эту информацию в единый проект.
В технологической схеме разработки месторождения одним из критериев поиска оптимальной системы разработки является экономика проекта. При этом в ходе реализации проектных решений на строительство скважин может приходиться до 80% и более общего объёма капитальных вложений. Очевидно, что в таком случае при проектировании следует уделять внимание поиску оптимальной схемы разбуривания месторождения [1]:
• размещение кустовых площадок с учётом наземной инфраструктуры месторождения (трубопроводов, дорог, элементов обустройства), топографии поверхности, рельефа местности, свободных участков (слотов) на существующих кустовых площадках, экологических ограничений;
• проложение траектории проектных скважин с учётом пробуренного фонда, геологического разреза месторождения, технических ограничений.
Для получения максимального экономического эффекта кустование проектных скважин месторождения должно выполняться на ранней стадии его эксплуатации и далее уточняться с получением более полного представления о геологическом строении месторождения.
В настоящее время эта задача остаётся за недропользователем, так как регламентирующей документацией не установлены требования к выполнению кустования скважин ни на одной из стадий проектирования разработки месторождения, обустройства или строительства скважин. На практике часто отсутствует этап проектирования кустов скважин в масштабе месторождения. Проектирование осуществляется локально – от куста к кусту, с группированием проектных скважин по максимальному смещению от устья в зависимости от грузоподъёмности буровой установки. Внутри куста проектирование траекторий выполняется по группе «уверенных» геологических целей бурения или даже по одной скважине.
Подобный подход приводит к проложению все более сложных траекторий от скважины к скважине, увеличению проходки бурением. В целом по месторождению отсутствует элемент оптимизации размещения кустовых площадок или применяется локальная оптимизация, ограниченная только суммарной проходкой внутри куста и, как правило, с учетом имеющихся буровых установок. Такое узкомасштабное планирование негативно влияет на экономику проекта.
Применительно к многопластовым месторождениям еще одним следствием описанного похода является отсутствие перспектив освоения транзитных объектов эксплуатации, разбуривание которых самостоятельной сеткой скважин, нерентабельно. Рентабельность таких объектов (пластов) можно увеличить приобщением их к целевым (основным) эксплуатационным объектам с помощью транзитного фонда пробуренных или проектных скважин, сформировав систему разработки из добывающих и нагнетательных скважин.
Таким образом, проектирование кустов скважин должно учитывать множество факторов, при этом важно обеспечить поиск оптимальных решений, реализация которых позволит в итоге снизить капитальные вложения.
Для оптимизации группирования проектных скважин, как одной из задач кустования, могут применяться различные критерии: например, суммарное смещение забоев от вертикали, суммарная проходка по всему проектному фонду скважин, сложность траекторий (суммарные углы азимутальных или пространственных искривлений), суммарная стоимость скважин. Требуется минимизировать соответствующий критерий или группу критериев. При таком подходе должна учитываться возможность использования буровых установок различной грузоподъемности для создания малых или больших групп скважин. От этого будут зависеть число кустовых площадок и концепция наземного обустройства месторождения.
Данная задача полностью не решается ни одним программным обеспечением, по крайней мере, в автоматическом режиме, и кустование или только группирование проектных скважин для условий многопластовых месторождений предполагает ручное проектирование, зависящее от квалификации проектировщика, т.е. является творческой задачей. Постановка её заключается в поиске оптимальной схемы кустования скважин на основе системы разработки целевых эксплуатационных объектов, при которой обеспечивается формирование элементов разработки на зависимых объектах эксплуатации за счёт транзитного фонда проектных скважин. При этом учитывается назначение и режим работы скважин.
Процесс группирования скважин можно рассматривать как задачу кластеризации точек – целей бурения, размещенных в пространстве эксплуатационных объектов. В такой постановке группирование целей бурения становится задачей поиска областей с плотно упакованными точками и объединения их в кусты. Кустовые площадки выступают в качестве центров созданных кластеров.
Существуют различные алгоритмы кластеризации точек в пространстве. Одним из таких является метод k-средних, также называемый методом быстрого кластерного анализа. Алгоритм стремится минимизировать суммарное квадратичное отклонение точек кластеров от центров кластеров. В рассматриваемом случае используется евклидово расстояние, точнее длина траектории скважины.
Алгоритм предполагает наличие гипотезы о наиболее вероятном числе кластеров и их начальном положении. Так как число кустовых площадок первоначально неизвестно, то расчёт выполняется для разного числа кустов и далее сравниваются полученные результаты. Каждый расчёт оптимизирует распределение проектных скважин по кустовым площадкам. Имея набор расчётов, можно определить оптимальное значение необходимых критериев: экономических показателей, грузоподъёмности буровых установок, числа рискованных для бурения скважин и др.
Результат кластеризации может зависеть от выбора начального положения кустовых площадок, поэтому существуют улучшенные алгоритмы k-средних, предлагающие лучшие начальные значения центроидов будущих кластеров. Использование метода k-средних не позволяет напрямую решить задачу группирования проектных скважин. Он может быть применим для наклонно-направленных скважин, а для горизонтальных скважин возникает ряд ограничений [2].
Тем не менее существует возможность адаптации алгоритма k-средних к группированию как наклонно направленных, так и горизонтальных скважин. Для этого, во-первых, следует приблизить траекторию скважин к реальной, где будут учтены минимальная глубина вертикального участка, длина горизонтального участка и координаты положения его в пласте. Во-вторых, необходимо учитывать суммарное изменение азимута по стволу при выходе на продуктивный горизонт. Для этого удобно использовать данные расчёта взвешенной проходки скважины, когда любое азимутальное изменение по стволу, а также изменение зенитного угла более 90⁰ заменяется эквивалентной длиной траектории. Такой подход позволяет уменьшить извилистость траекторий в процессе поиска оптимального размещения кустовых площадок, снизить сложность реализации проекта.
Для определения эквивалентной длины траектории скважины, можно, например, исходить из постоянства индекса сложности бурения DDI (Drilling Difficulty Index) [3]:
где TD – глубина по стволу скважины, AHD – отход забоя скважины от вертикали, VD – вертикальная глубина скважины, TORT – суммарная кривизна траектории.
Тогда взвешенная длина траектории будет меняться на величину (Δφ + Δα1)/(Δφ + Δα)‧TD, где Δφ – изменение азимутального угла траектории, Δα – изменение зенитного угла, Δα1 – величина превышения Δα значения 90⁰. Таким образом, критерий «взвешенная проходка» является комплексным и позволяет проводить оптимизацию одновременно по суммарным длине и изменению углов траекторий скважин.
Задача группирования проектных скважин авторами решалась на примере многопластового месторождения, включающего 52 продуктивных пласта (16 объектов разработки) северного купола и 53 пласта (18 объектов разработки) южного купола. Этаж нефтегазоносности представлен пластами покурской, тангаловской, сортымской, васюганской и тюменской свит, находящихся на глубине от 1158 до 3239 м. Наиболее перспективные для освоения эксплуатационные объекты разбуриваются самостоятельной сеткой скважин и являются целевыми.
На северном и южном куполах выделено по девять таких объектов. На остальные объекты нерентабельно бурить самостоятельные скважины, их можно разрабатывать транзитным фондом. На начало проектирования разработки месторождения пробуренный фонд составлял 247 добывающих, 68 нагнетательных, 20 газовых и 13 водозаборных скважин. В ходе проектирования к бурению было запланировано 207 добывающих, 97 нагнетательных скважин и 485 боковых стволов. При проектировании было определено четыре комплекса на южном и три комплекса на северном куполах, внутри которых эксплуатационные объекты объединены единым фондом скважин для осуществления возврата скважин с целевых объектов на транзитные.
Таким образом, основной задачей являлось обоснование возможности приобщения транзитных объектов эксплуатации для разработки их сеткой скважин, спроектированной для целевых пластов. В результате расчётов была определена схема размещения кустов проектных скважин, обеспечивающая достижение всех проектных целей бурения. С помощью современного программного обеспечения по проектированию была построена интегрированная модель месторождения, сочетающая структурные геологические поверхности, разломную модель, фактический фонд скважин, инфраструктуру и топографию месторождения.
Проектирование включало следующие этапы:
1. Группирование проектных скважин адаптированным алгоритмом метода k-средних при различном заданном числе кустовых площадок;
2. Сравнение расчётных вариантов и выбор схемы кустования;
3. Оптимизация траекторий скважин и положения кустовых площадок с учётом заданных критериев для выбранной схемы кустования.
На рис. 1 представлены схемы группирования проектных скважин южного купола многопластового месторождения, отвечающие минимуму капитальных вложений. Для сравнения критериев оптимизации группирование кустов наклонно направленных и горизонтальных скважин осуществлялось при оптимизации по суммарной длине траекторий ( рис. 1, а ) и суммарной взвешенной проходке ( рис. 1, б ). В данном примере бурение спроектировано на шесть целевых пластов, пересекающихся в плане, и соответственно, скважины размещены на разных уровнях, а их траектории при дальнейшем проектировании разведены между собой.
Из рис. 1 , а видно, что кластеры пытаются занять области плотно упакованных точек. При этом траектории большинства скважин корректируются по азимуту до 90⁰ и более.
Такие трассы скважин сложны для реализации, предъявляют повышенные требования к применяемому оборудованию, прочности бурового инструмента и обсадных колонн, качеству промывочной жидкости, её смазывающим характеристикам, способности удерживать стенки скважин. Кроме того, повышаются риски возникновения аварий, требования к опыту и квалификации сервисных подрядчиков. Во втором случае ( рис. 1, б ) кластеры строятся на основе минимальной извилистости траекторий.
Аналогичные схемы группирования проектных скважин были построены для разного числа кустов. В результате их сравнения получены зависимости суммарных капитальных вложений от числа кустов скважин ( рис. 2 ). Капитальные вложения включают стоимость строительства скважин, отсыпки и обустройства кустов. При минимальном числе кустов проходка скважин максимальна, стоимость проекта возрастает. При максимальном числе кустов увеличиваются затраты на отсыпку кустов и инфраструктуру месторождения.
При оптимизации по суммарной длине траектории минимум капитальных вложений достигается при формировании 11 кустов скважин в ( рис. 2, а ), по взвешенной проходке – 10 или 18 кустов ( рис. 2, б ). В первом случае буровой установкой БУ 4000/250 можно пробурить все проектные скважины при формировании более 6 кустов, во втором – при формировании более 11 кустов, поэтому более приемлемым является вариант с 18 кустами (рис. 18,б).
Исключение извилистых траекторий способствует формированию траекторий большей протяжённости. Траектория реализуется проще, но в среднем на 182 шт. проектируемых скважин длина увеличивается на 42 м. Однако при расчёте не учтены дополнительные расходы на реализацию траекторий повышенной сложности со значительными корректировками по азимуту, что увеличило бы стоимость реализации проекта при оптимизации по длине траектории.
Для другого участка месторождения ( рис. 3 ) приведена схема группирования скважин, запроектированных для бурения на 13 пластов, пересекающихся в плане. Выделенные цели бурения могут быть приобщены к другим скважинам, т.е. трасса скважины может быть проложена через ближайшие цели бурения, но если это значительно усложнит траекторию, то может быть запланировано бурение бокового ствола. Эксплуатация приобщаемых целей будет происходить после выработки запасов основных (нижележащих) эксплуатационных объектов, далее будет осуществлён перевод на вышележащий горизонт или бурение бокового ствола.
Сгруппированные подобным образом скважины и определённые для приобщения цели бурения можно использовать для дальнейшей оптимизации траекторий скважин внутри куста, а также для корректировки положения кустовых площадок с учётом других факторов: геологических, траектории стволов существующих скважин, гидрографических, инфраструктуры. Если на территории месторождения имеются значительные природоохранные зоны или водоёмы, не пригодные для строительства кустовых площадок, то это учитывается на стадии кластеризации, где вводится запрет на размещение центроидов внутри таких областей.
В проекте разработки многопластового месторождения для проектирования траекторий бурения в присутствии фактического фонда скважин и наземной инфраструктуры использовался соответствующий проектный модуль современного программного обеспечения. Были построены траектории проектных скважин с учётом технических ограничений и опасности сближения с трассами ранее пробуренных скважин. Учёт геологических условий позволил повысить точность проектирования кустов и траекторий скважин на многопластовом месторождении. Для составления проекта использовалась следующая геологическая информация:
• структурные геологические поверхности (кровля и подошва продуктивных пластов) и разломная модель в составе единого структурного каркаса месторождения;
• трёхмерная модель нефтенасыщенности эксплуатационных объектов.
Такая детализация позволяет максимально приблизить результаты проектирования к реальным условиям. Структурные поверхности дают возможность определить точки пересечения проектных скважин с транзитными объектами эксплуатации, сместить их при необходимости, сформировать систему разработки с использованием транзитного фонда скважин с учётом режима их работы (добыча, нагнетание). Наличие разломной модели наглядно показывает прохождение траекторий скважин через структурные нарушения, и в зависимости от проницаемости разлома принимается решение о необходимости смещения ствола скважины.
Контуры нефтегазоносности и модель нефтенасыщенности помогают контролировать цели бурения и точки пластопересечений по простиранию пласта, корректировать положение точек скважин относительно значений остаточной нефтенасыщенности.
На рис. 4 представлен структурный каркас месторождения с картой топографии и наземной инфраструктуры (дороги, трубопроводы, строения, кустовые площадки, реки водоёмы). Такая информация даёт возможность уточнить положение кустов относительно природных препятствий, объектов инфраструктуры, зон с экологическими ограничениями. На рис. 5 показано размещение фактического и проектного фондов скважин с боковыми стволами на модели нефтенасыщенности эксплуатационных объектов.
Подготовка исходных данных для такого проекта повышает требования к кросс-функциональному взаимодействию между подразделениями: геологическими, капитального строительства, маркшейдерскими, разработки, бурения и капитального ремонта, экономическими, технологии добычи. При подсчёте запасов должен быть сформирован единый структурный каркас месторождения, подготовлена разломная модель. При совместной работе функций разработки и бурения должна быть сформирована система разработки эксплуатационных объектов месторождения с учётом проектных траекторий скважин.
Проектирование кустов скважин в процессе подготовки проекта разработки месторождения даёт следующие преимущества:
1. Выполнение многофакторной оптимизации схемы кустования с учётом доли «лёгких» и «рискованных» скважин.
2. Возможность более детального расчёта экономики проекта, значительное снижение капитальных вложений в бурение скважин проектного фонда.
3. Приближение проекта к реальным условиям на месторождении.
4. Повышение качества проектирования на всех этапах: от технологической схемы разработки до проекта на строительство скважин и планов-программ на бурение каждой скважины.
5. Исключение технических рисков реализации проекта на ранней стадии проектирования разработки месторождения.
Список литературы
1. 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. 33–35.
2. Технико-экономическая оптимизация кустования скважин при интегрированном концептуальном проектировании / А.Ф. Можчиль, С.В. Третьяков, Д.Е. Дмитриев [и др.] // Нефтяное хозяйство. ¬– 2016. – № 4. – С. 126-129.
3. Kaiser Mark J. A Survey of Drilling Cost and Complexity Estimation Models // International Journal of Petroleum Science and Technology. – 2007. – V. 1. – № 1. – 2007. – P. 1–22.
А.Г. Шатровский, к.т.н., А.С. Чинаров, к.т.н., М.Р. Салихов (ООО «Газпромнефть НТЦ»)
Источник: www.rogtecmagazine.com