РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ ОТОРОЧЕК КАК ПЕРСПЕКТИВНЫЙ ОБЪЕКТ ИНВЕСТИЦИЙ

DEVELOPMENT OF OIL RIMS AS A PROSPECTIVE OBJECT OF INVESTMENT

Ilia Egorov

Master’s student, Irkutsk  State University,

Russia, Irkutsk

Evgeny Besedin

Scientific director, Head of Scientific and Technical Development and Innovation Department, Taas-Yuryakh Neftegazodobycha LLC,

Russia, Irkutsk

АННОТАЦИЯ

Нефтяные оторочки являются перспективным классом запасов со значительным потенциалом как в России, так и во всем мире. При их разработке нефтяных оторочек сохранение определенного уровня депрессии на пласт очень важно, поэтому при разработке нефтяных оторочек используются горизонтальные скважины, исключением не является и Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение (далее - СБНГКМ). Предметом текущего исследования является технология устройств контроля притока в скважине (далее - АУКП), направленная на эффективность разработки нефтяных оторочек посредством управления газовым фактором. Результаты исследования свидетельствуют о том, что применение технологии на СБНГКМ в расчетном периоде 10 лет позволяет сократить добычу газа на 20% по сравнению с базовыми параметрами, обеспечить прирост накопленной добычи нефти на 106 тыс. тонн (+26%). Срок окупаемости проекта - 1 год, ожидаемый экономический эффект оценивается в + 0,4 млрд.руб.

ABSTRACT

Oil rims are a promising class of reserves with significant potential both in Russia and around the world. During their development of oil rims, it is very important to maintain a certain level of drawdown in the reservoir, therefore, when developing oil rims, horizontal wells are used, the Srednebotuobinskoye oil and gas condensate field (hereinafter referred to as SBNGKF) is no exception. The subject of the current research is the technology of well inflow control devices (hereinafter - ICD), aimed at the efficiency of the development of oil rims by controlling the gas factor. The results of the study indicate that the application of the technology at the SBOGCF in the calculated period of 10 years allows to reduce gas production by 20% compared to the baseline parameters, to ensure an increase in cumulative oil production by 106 thousand tons (+ 26%). The payback period of the project is 1 year, the expected economic effect is estimated at + 0,4 b.rub.

Ключевые слова: разработка месторождений, нефтяная оторочка, устройства контроля притока, газовая шапка, добыча.

Keywords: field development, oil rim, inflow control devices, gas cap, production.

Нефтяные оторочки являются перспективным классом запасов со значительным потенциалом как в России, так и во всем мире. При разработке нефтяных оторочек нефтегазоконденсатных месторождений применяются и разрабатываются новые современные технологии, что является предпосылкой более успешной разработки трудноизвлекаемых запасов в будущем.

Главная особенность нефтяных оторочек - небольшая мощность пласта. При интенсивной разработке нефтяной оторочки прорывы воды и газа происходят очень быстро, поэтому сохранение определенного уровня депрессии на пласт очень важно. После прорыва получить требуемый коэффициент извлечения нефти (КИН) уже невозможно. (1)

Основной принцип разработки нефтяных оторочек - регулируемая депрессия на пласт. Высокая депрессия при наличии газовой шапки и близкого водоносного слоя может способствовать прорыву газа и образованию водяных конусов. Поэтому при разработке нефтяных оторочек используются горизонтальные скважины. Одно из ключевых правил разработки месторождений с нефтяными оторочками - равномерная разработка нефтяной и газовой частей.

Несмотря на трудности разработки, в мировой практике имеются положительные примеры добычи нефти на месторождениях с нефтяными оторочками - в Норвегии, Малайзии, Индонезии, Саудовской Аравии и других странах.

Например, нефтяная часть месторождения Тролль в норвежском секторе Северного моря имеет нефтяную оторочку толщиной 11-13 м. Для извлечения нефти было пробурено около 110 горизонтальных скважин, 28 из которых - многоствольные. Скважины оборудовались противопесочными фильтрами и устройствами контроля притока. Добыча нефти начата в 1995 году (Statoil), добыча газа - на полгода позже (Hydro, до объединения со Statoil). Хотя пик добычи нефти (18 млн т/год) пришелся на начало 2000‑х годов, добыча продолжается и сегодня (текущий объем добычи - около 6 млн т/год).

Для борьбы с конусообразованием, обводнением и прорывами газа при разработке нефтяных оторочек ведущие нефтяные компании мира применяют устройства контроля притока и интеллектуальные системы заканчивания скважин.

Ряд проектов разработки нефтяных оторочек реализуются в России. Например, ОАО «Сургутнефтегаз» успешно разрабатывает нефть из пластов толщиной 8-12 м с использованием горизонтальных скважин на Фёдоровском и Лянторском месторождениях.

Устройства контроля притока (англ. inflow control devices, ICD) - дросселирующие устройства, являющиеся частью заканчивания скважины, призванные задерживать прорывы воды/газа путем создания равномерного уровня депрессии по длине ствола скважины.

УКП впервые были представлены в начале 90-х годов в качестве решения вышеуказанных проблем. Технология широко применяется в горизонтальных и многоствольных скважинах в связи с их склонностью к конусообразованиям в пяточной зоне, вызванным падением фрикционного давления от носка к пятке скважины, прорывов из-за неоднородности фильтрационных свойств и непосредственной близости водяных/газовых оторочек. (2)

Использования систем заканчивания с устройствами контроля притока позволяет нивелировать разницу давления в стволе скважины и выровнять профиль притока. В случае, когда горизонтальная скважина проходит по неоднородному по фильтрационным свойствам пласту, высока вероятность быстрого прорыва газа или воды по высокопроницаемым зонам (зонам с повышенной трещиноватостью). Использование систем заканчивания с устройствами контроля притока дает возможность «прижать» высокопроницаемые зоны и, тем самым, интенсифицировать приток из низкопроницаемых участков. Это позволяет выровнять профиль притока по всей длине скважины и предотвратить ранние прорывы газа/воды.

Широкий спектр поставщиков, таких, как Schlumberger, Baker Hudges, Weatherford, Halliburton, Вормхоллс предлагают различные по своему строению и свойствам типы УКП.

В целом, все предлагаемые рынком типы УКП можно классифицировать следующим образом:

1. Трубчато-канальные (лабиринтные): прибор создает перепад давления при определённой скорости потока посредством нескольких спиральных каналов с заданными длиной и диаметром;

2. Штуцерные: дополнительное сопротивление давления образуется в устройстве по мере того, как флюид течет и проходит через некоторое количество предварительно настроенных штуцеров (при этом падение давления не зависит от вязкости флюида);

3. Клапанные: каждое устройство содержит несколько клапанов, перепад давления может быть отрегулирован путем изменения числа открытых клапанов (клапаны являются частью кожуха базовой трубки, установленной внутри камеры УКП, в отличие от штуцерного типа). (3)

СБНГКМ по геологическому строению относится к сложным месторождениям, его особенности - наличие тектонических разломов, все запасы контактные (рис. 1):

Рисунок 1. Геологический разрез через СБНГКМ

Осложнениями, влияющими на преждевременные прорывы не целевых флюидов, следует считать обширную подгазовую зону с низкими нефтенасыщенными толщинами (3 – 5 м), анизотропию проницаемости в горизонтальных скважинах, естественную трещиноватость пласта, наличие локальных газовых шапок в водонефтяной зоне.

Наибольший интерес для апробации технологии АУКП представляют следующие кустовые площадки СБНГКМ:

1. Куст №22 - выявленная естественная трещиноватость пласта по данным куба когерентности и технологии FMI-HD, часть скважин  куста находится в газонефтяной зоне - вероятны прорывы газа по трещинам. Скважины-кандидаты №№  2092, 2109, 2139.

2. Куст № 7 - по данным пилотного ствола № 2221 вскрыты 4,4 м нефтенасыщенного пласта и 7,3 м газонасыщенных и 9,2 м водонасыщенных толщин, все проектные скважины куста в газонефтяной зоне с низкими толщинами 3-7 м - возможны прорывы газ или воды. Скважины-кандидаты №№  2223, 2200, 2220.

3. Куст № 15 - по данным пилотного ствола № 2243 вскрыты 1,9 м нефтенасыщенных толщин и 4,1 м водонасыщенных толщин. В водонефтяной зоне создается значительная депрессия на пласт (до 90 атм.) и возможны прорывы подошвенной воды к горизонтальному стволу. Скважины-кандидаты №№ 2212, 2227, 2226.

В рамках данного исследования был проведен рынка поставщиков АУКП, исходя из объема реализации услуги на 4 скважинах-кандидатах в 2018 году. По результатам анализа получено 3 коммерческих предложения, на основе которых был произведен расчет рентабельности инвестиций на основе ведущих показателей оценки привлекательности инвестиционных проектов: по 2 варианта (с и без установки УКП соответственно) на каждую скважину-кандидата. Полученные результаты были сопоставлены между собой (рассчитан экономический эффект реализации услуги).

Моделирование работы АУКП в рамках данной работы выполнено с учётом свойств пласта и характеристик пластовых флюидов СБНГКМ. С учётом ограничения дебита скважин для моделирования выбрано устройство с минимальным размером клапана – 2,5 мм. Коммерческие предложения составлены по типовой форме с учетом результатов моделирования.

По итогам расчетов вычислена ожидаемая стоимостная оценка реализации проекта для 4 скважин в 2018 году, которая составила 2,3 млрд.руб. (таблица 1), экономический эффект без АУКП составляет 1,9 млрд.руб. (Таблица 2).

Результаты расчетов свидетельствуют о необходимости реализации проекта АУКП для увеличения срока эксплуатации скважин до прорыва газа, увеличения нефтеотдачи и, как следствие, накопленной добычи, а также уменьшения рисков неэффективной выработки продуктивного пласта при интенсивной разработке.

Таблица 1.

Оценка экономического эффекта реализации ОПИ по применению УКП на СБНГКМ (с УКП)

Таблица 2.

Оценка экономического эффекта реализации ОПИ по применению УКП на СБНГКМ (без УКП)

Внедрение технологии АУКП на СБНГКМ актуально. Проблема раннего прорыва нецелевых флюидов при разработке нефтяной оторочки (преимущественно в газонефтяной зоне) стоит достаточно остро, так как согласно Стратегии разработки ближайшие несколько лет планируется бурение именно в подгазовой зоне, что неотвратимо влечет за собой прорывы газа из газовой шапки.

Мировая практика свидетельствует об успешности и эффективности применения УКП при разработке месторождений с похожим геологическим строением.

Согласно расчетам применение устройств контроля притока на СБНГКМ сокращает добычу ПНГ на 20%, обеспечивает прирост накопленной добычи нефти на 106 тыс. тонн (25%). Дисконтированный период окупаемости проекта составляет 1 год. Превышение экономического эффекта относительно базового варианта составляет +0,4 млрд.руб.

Список литературы:

1. http://www.gazprom-neft.ru/press-center/sibneft online/archive/558/1113657/
2. Mohamed Omar Awad, Moudi F. Al Ajmi, Ahmad Safar, Vijay Sankar Rajagopalan (KOC): "Advanced ICD Application Alleviating Well Intervention Challenges" aper SPE 175204, presented at the 2015 SPE Kuwait Oil and Gas Show and Conference, 11-14 October, Mishref, Kuwait.
3. Al-Khelaiwi, F. T., & Davies, D. R. (2007, January 1). Inflow Control Devices: Application and Value Quantification of a Developing Technology. Society of Petroleum Engineers.
4. Ahmad, F., Al-Neaimi, A. K., Saif, O. Y., Channa, Z., Iwama, H., Sarsekov, A., Abazeed, O. (2016, November 7). Rejuvenating a High GOR, Light Oil Reservoir Using AICD Completion Technology for Gas Control. Society of Petroleum Engineers.