Внедрение ИСУ на отечественных месторождениях
В 2010 года специалисты Департамента внутрискважинных работ нефтедобывающих Компаний работ провели совещания с потенциальными поставщиками станций управления насосными установками с интеллектуальной системой, что послужило отправной точкой проекта по опробованию инновационного оборудования на месторождениях Компаний.
Была разработана программа опытно-промысловых испытаний (ОПИ) станций управления УЭЦН с интеллектуальной системой на 2011 год, которая преследовала следующие цели:
- проверка уровня «интеллектуальности» и эффективности работы реализованных алгоритмов интеллектуального управления на разных режимах и в различных условиях эксплуатации;
- оценка эксплуатационных качеств, работоспособности и надежности станций управления в условиях месторождений Компании;
- определение возможностей интеллектуальных станций управления УЭЦН для максимальной реализации существующих потенциалов скважин;
- оценка возможностей снижения энергопотребления УЭЦН с помощью интеллектуальных систем управления;
- определение оптимальных областей применения инновации и оценка экономического эффекта.
В соответствии с утвержденной программой ОПИ в настоящее время проходят испытания «интеллектуальных» станций управления трех поставщиков: ЗАО «ЭЛЕКТОН», ООО «Орион» и «Корпорации Триол». На второе полугодие 2011 года запланированы также испытания новых разработок ООО «НПО «Эталон» и ЗАО «НОВОМЕТ-Пермь».
|
|
|
Помимо ОПИ, запланировано проведение стендовых испытаний насосных станций с различными предвключенными устройствами и апробацией интеллектуальных режимов в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. В большинстве случаев ИСУ устанавливаются на скважинах, оборудованных каким-то оборудованием, которое, однако, не всегда является оптимальным с точки зрения работы с использованием интеллектуальных алгоритмов управления системой «пласт - скважина - насос» (работа в динамических и циклических режимах на повышенных частотах). Уже сейчас есть экспериментальные подтверждения того, что с повышением частоты эффективность работы некоторых газосепараторов повышается, а других, наоборот, резко снижается - отчасти именно этим и объясняется недостижение в ряде случаев ожидаемого эффекта на скважинах.
Поэтому специалисты инициировали проведение стендовых исследований, которые преследуют три основные цели. Первая - определение экспериментальным путем технологических показателей потенциальной добычи жидкости и энергоэффективности насосных установок с различными устройствами борьбы с газом при работе с интеллектуальными системами управления. Вторая - получение научно обоснованных рекомендаций по подбору оборудования и эксплуатации насосных установок с ИСУ в осложненных геолого-промысловых условиях. И третья - развитие и совершенствование технологий интеллектуального управления системы «пласт - скважина - насос».
|
|
|
На основе детального анализа результатов как стендовых, так и опытно-промысловых испытаний будет разработана и введена в действие новая редакция технических требований к станциям управления насосных установок, а также созданы методики и регламенты применения насосных установок с интеллектуальными системами управления на месторождениях Компаний.
Возможно, получив ответы на все интересующие вопросы, будут расширены привычные рамки применения скважинных насосных установок и спроектированы новые типы установок, отвечающие современным требованиям, которые будут способны работать в широком диапазоне подач и частот и обеспечивать максимально возможную добычу нефти при минимальном энергопотреблении и капитальных затратах.
Интеллектуализация работы механизированного фонда позволит увеличить добычу нефти, снизить энергопотребление, увеличить наработку на отказ, снизить операционные затраты по выводу насосных установок на режим, сократить потери нефти от внеплановых остановок насосов из-за срыва подачи. Помимо этого, внедрение ИСУ будет способствовать уменьшению количества текущих ремонтов, вызванных ошибками при подборе оборудования для работы в скважинах после ГТМ. В целом же все это полностью отвечает целям и задачам Стратегии повышения эффективности механизированной добычи.
|
|
|
И хотя нефтяные компании только начинают использовать интеллектуальные системы управления насосными системами, нет сомнений, что за ними - будущее отрасли.
Вопросы для самопроверки:
1. Объясните понятие «интеллектуальная система управления разработкой месторождений».
2. Цели и задачи Стратегии повышения эффективности механизированной добычи.
3. Перечислите компании – поставщики интеллектуальных станций управления.
ЛЕКЦИЯ 18
Зарубежный опыт разработки интеллектуальных месторождений
Основа технологии интеллектуальных скважин - управляемые с поверхности скважинные клапаны, используемые для регулирования притока из отдельных зон или боковых стволов, и постоянные скважинные датчики температуры и давления. По сути, это потомки традиционных клапанов регулирования притока, спускаемых и управляемых с помощью кабеля или гибких насосно-компрессорных труб (ГНКТ). В ранних версиях этих клапанов использовались мандрели с внутренними профилями, соответствующими наружному профилю толкателя. Каждый клапан в скважине имел уникальный профиль, поэтому толкатель мог сесть только в один из них, проходя через все остальные. Заменив профиль инструмента, оператор оборудования, спускаемого на кабеле, мог открыть или закрыть выбранный клапан.
|
|
|
При незатрудненном доступе в устье скважины эти циркуляционные клапаны являются относительно простым, безопасным и недорогим средством взаимодействия с несколькими продуктивными зонами в одном стволе. Однако по мере увеличения числа подводных скважин и скважин с большим отходом от вертикали в 1990-х гг., использование традиционных методов спуска оборудования на кабеле стало сопряжено с экономическими и техническими проблемами. Например, вариант с динамически позиционируемыми судами, используемыми в качестве платформ для поддержки подводных работ и осуществления стандартных внутрискважинных работ, оказывается дорогостоящим, а ввод кабеля или ГНКТ в ствол через устье, расположенное на морском дне, иногда на глубине нескольких тысяч футов, намного более сложен и связан с намного большим риском, чем вход в скважину через фонтанную арматуру на поверхности.
Благодаря этим новым системам современный мониторинг представляет собой намного больше, чем только измерение давления и температуры. Началось использование постоянных скважинных многофазных расходомеров, сейсмических датчиков и электродов, обеспечивающих сканирование продуктивного пласта на удалении от стенок скважины. Все эти устройства соединены с центрами управления, что позволяет практически мгновенно реагировать на изменение условий. Данные от этих систем интеллектуального заканчивания также используются для постоянного улучшения и обновления моделей добычи, проведения эксплуатационных испытаний в отдельных зонах и ответвлениях и интерпретации их результатов, прогнозирования песко- и водопроявлений и измерения дебитов и обводненности.
Интеллектуальное заканчивание при последовательной схеме добычи, предусматривающей дистанционное закрытие и открытие каждой зоны с поверхности, наоборот, повышает эффективность добычи за счет исключения затрат на внутрискважинные работы и улучшения профилей добычи.
Преимущества стратегии совместной добычи над последовательной продемонстрированы кривыми добычи в скважине в Мексиканском заливе. Для контроля нижней и верхней продуктивных зон в скважине установлено два клапана регулирования притока. В данном примере оператор использовал двухпозиционные регулируемые клапаны для перекрытия притока из одной зоны, когда он стал слишком обводнен. Результатом стало повышение добычи примерно на 28% по сравнению с вариантом последовательной разработки.
Процессы выбора скважин-кандидатов простираются от простого анализа до построения сложных пластовых моделей. При наличии таких неизбежных неопределенностей, как свойства продуктивного пласта, состав добываемого флюида, показатели скважины и эффективность нефтеизвлечения, лучше использовать стохастические, а не детерминистические подходы.
Со временем появились общие, основанные на опыте рекомендации по выбору стратегии интеллектуального заканчивания. Например, дистанционно управляемые клапаны, установленные в интервале продуктивного пласта с неизменной проницаемостью, на первый взгляд могут показаться эффективным средством контроля водопритока, увеличивающим срок эксплуатации скважины и суммарный объем добычи. Но если интервал их установки перекрывает относительно короткий участок пласта, то интеллектуальное заканчивание может оказаться нерентабельным, если не будет получен достаточно неравномерный фронт притока флюида. Другими словами, притоки нефти и воды могут быть недостаточно различимы, чтобы можно было обеспечить контроль одного из них, не влияя на другой, что сделает такое заканчивание пустой тратой денег.
Так как интеллектуальное заканчивание может быть эффективным в слоистых пластах, по очевидным причинам оно более эффективно в тех случаях, когда глинистая зона, разделяющая пески, непрерывна и непроницаема. Поэтому такое заканчивание некоторых скважин, пересекающих надежно экранированные слои в одном и том же пласте, очень выгодно.
Увеличение извлекаемых запасов
В некоторых случаях возникают осложнения, вызванные, наоборот, недостатком данных. Некачественная или недостаточная информация, особенно при наличии сложных геологических условий, может привести к неточным выводам, например, о разочаровывающе низких начальных дебитах, особенно на новых месторождениях, оцененных, главным образом, по сейсмическим данным и сведениям по нескольким разведочным скважинам. Иногда существенная разница между прогнозом и реальностью вынуждает инженеров пересмотреть начальную оценку извлекаемых запасов в сторону снижения. Однако было показано, что с подобной неблагоприятной ситуацией можно справиться полностью или частично путем обеспечения максимального контакта с коллектором пласта и использования интеллектуального заканчивания.
Компания Schlumberger спроектировала и установила систему интеллектуального заканчивания с многопозиционными скважинными клапанами регулирования притока и поверхностными дебитометрами для избирательного контроля водопритока из каждой из трех зон. Благодаря оптимизации скважинных регуляторов притока обводненность снизилась с 23% практически до нуля.
Учитывая историю ремонтов скважины возможное присутствие деформаций обсадной колонны, способных повлиять на установку компоновки интеллектуального заканчивания, отделы кабельного каротажа и скважинных работ произвели измерения коррозии с помощью ультразвукового сканера UltraSonic Imager (USI), спущенного на ГНКТ. Полученные результаты подтвердили целостность обсадной колонны и возможность установки системы QUANTUM с гравийным фильтром и многоканальным пакером. Использование мобильной системы мониторинга многофазного потока PhaseTester и системы мониторинга и сбора данных в реальном времени InterACT позволило группе оптимизировать параметры интеллектуального заканчивания.
Извлечение всех запасов
Совместная разработка нескольких пластов во многих случаях позволяет операторам уменьшить число стволов, требуемых для разработки индивидуальных объектов, и снизить, таким образом, капитальные затраты и риски.
Интеллектуальное заканчивание таких сложных скважин способствует оптимизации добычи даже при динамических изменениях, происходящих во время добычи.
Информация, получаемая от датчиков в реальном времени, дает возможность выявлять изменения в продуктивном пласте и сразу реагировать на них, дистанционно управляя клапанами регулирования притока. Возможность подстраиваться под изменение режима притока, например, при прорыве в одной зоне, в тот момент, когда оно происходит, очень важна, поскольку это время оптимально для изменения производительности скважины с целью максимизации добычи нефти и минимизации притока газа или воды.
Интеллектуальные методы повышения нефтеотдачи
Эксперты прогнозируют, что до 40% интеллектуальных заканчиваний будет осуществляться в водонагнетательных скважинах. Причина совмещения этих технологий очевидна: исторически сложилось, что проекты заводнения прекращались при достижении максимального уровня обводненности добывающей скважины, но это часто приводило к оставлению значительных запасов нефти.
Попытки снизить водоприток были долгое время сконцентрированы на применении заканчивания с цементированием, пакеров, химических веществ, препятствующих заводнению, и избирательного перфорирования для изменения распределения притока вдоль ствола. Управление скоростью нагнетания с помощью скважинных клапанов обеспечивает достижение той
Фронты заводнения в нынешних сильно наклонных скважинах с большой площадью дренирования особенно чувствительны к изменению распределения потока по разным слоям, вскрытым скважиной. Эта практика позволяет компенсировать природную склонность флюидов к преимущественному течению через высокопроницаемые зоны.
Скорости нагнетания на вскрытой поверхности пласта устанавливаются при контроле либо значений давления, либо значений притока. При закачке в несколько зон, разделенных непроницаемыми барьерами, интеллектуальные клапаны служат в качестве дросселей, поддерживая достаточное давление в каждой точке закачки, что позволяет использовать всего лишь один насос. Альтернативами являются использование отдельного насоса для каждой зоны или поддержание одинакового давления во всех зонах. Первое более затратно, а второе - менее эффективно. Вариант с контролем притока можно применять для формирования фронта заводнения при отсутствии непроницаемых барьеров в интервале нагнетания. И снова альтернативами будут использование отдельных насосов с постоянной подачей для каждой зоны или всего одного насоса с подачей, измеряемой и дросселируемой до необходимых значений с помощью скважинных клапанов.
Системы заводнения с дистанционно управляемыми скважинными клапанами особенно хорошо подходят для вариантов с подводным заканчиванием, когда главным преимуществом является возможность перехода к следующей зоне нагнетания без внутрискважинных работ с использованием буровой установки. Как и в других областях разведки и добычи, вопросом более серьезным, чем затраты и технические сложности, связанные с работами в подводных скважинах, является обеспечение надежного управления разработкой пласта.
Пласты глубоководных месторождений обычно слоисты и часто имеют мощность в сотни футов. Заводнение - основной механизм их разработки, часто используемый также для поддержания давления. В таких условиях дистанционно управляемые скважинные клапаны считаются очень эффективным средством контроля профиля нагнетания воды. Они могут способствовать предотвращению раннего прорыва воды, обеспечивая при этом эффективный охват и извлечение нефти.
Вместе с интеллектуальными скважинами, нагнетательные скважины могут также использоваться для определения некоторых коллекторских характеристик. Например, в двух морских нагнетательных скважинах, одна из которых имела интеллектуальное заканчивание в двух интервалах, а вторая - одиночное заканчивание, было проведено испытание на интерференцию для определения гидропроводности через разлом в зоне между ними. Чтобы добыча в одной скважине в экономически рентабельном пласте заметно повлияла на давление в близлежащей скважине, обычно требуется много времени.
Поэтому такое исследование длительное время не было общепринятым из-за дороговизны и проблематичности поддержания постоянных притоков или расходов в течение продолжительного времени. Но благодаря увеличению числа установленных постоянных датчиков исследования на интерференцию, возможно, будут гораздо более широко проводиться в будущем.)
Высокая стоимость строительства глубоководных скважин заставляет операторов сводить число нагнетательных скважин к минимуму. Это означает, что обширные продуктивные площади должны обслуживаться лишь небольшим количеством скважин с темпом закачки более 40 000 баррелей воды в сутки (6 360 м3/сутки) при давлении 18 000 фунт/дюйм2 (124 МПа), что намного превышает аналогичные параметры для более традиционных схем заводнения.
Вопросы для самопроверки:
1. Основные направления интеллектуализации процессов извлечения нефти по зарубежной информации.
Дата добавления: 2019-03-09; просмотров: 196; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!