Анализ режимов работы и особенности моделирования нестационарного многофазного течения в низкодебитных скважинах с ГС и МГРП, работающих с ЭЦН в режиме ПКВ

Введение. Для промышленной добычи нефти из низкопроницаемых нефтяных пластов необходимо бурение скважин с протяженным горизонтальным стволом (ГС) и многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП). В течение всего периода жизни скважины темп снижения дебитов хорошо описывается кривыми Арпса. За первый год работы темпы снижения добычи варьируются от 60 до 80 %, скважины становятся низкодебитными и для эффективной добычи нефти из них необходимо использования механизированных способов добычи. Наиболее популярным и эффективным способом на сегодня является электроцентробежный насос (ЭЦН), который используют как при работе в постоянном режиме, так и при работе в режиме периодических кратковременных включений (ПКВ), что позволяет добывать нефть из скважин при дебитах, не превышающих нескольких тонн в сутки. При работе ЭЦН в режиме ПКВ течение в скважине является нестационарным, и для оптимизации режимов работы необходимо использования специализированных симуляторов моделирования многофазного нестационарного течения.

Цель. Данная работа посвящена анализу и моделированию режимов работы низкодебитных скважин с протяженным ГС и МГРП при механизированной добыче с ЭЦН. В статье проведен комплексный анализ режимов работы скважин баженовской свиты с ГС и МГРП, работающих с ЭЦН. Показаны осложнения при работе ЭЦН в подобных скважинах, связанные с постоянным снижением продуктивности и ростом газового фактора, приводятся данные эксплуатации различных типов ЭЦН в скважинах сложной конструкции.

Материалы и методы. Одним из основных достижений работы является методика создания модели многофазного нестационарного течения в скважине с ЭЦН, работающим в режиме ПКВ с использованием специализированного ПО. Для точного описания физических процессов использовались различные подходы для численного моделирования нестационарных многофазных течений в скважине с ЭЦН с забойным сепаратором.

Результаты. В статье продемонстрирован процесс адаптации нестационарных режимов работы двух скважин с ЭЦН в режиме ПКВ с использованием специализированного ПО на основе реальных промысловых данных (многофазный расходомер, манометры и т.д.) с учетом конструкции скважины, характеристик ЭЦН, дополнительного оборудования (клапаны, сепаратор и т.д.) и параметров пласта. Проведена адаптация модели на фактические данные, показаны возможные пути оптимизации режима работы. Кроме этого, в работе приводится анализ чувствительности свойств жидкости и параметров скважины к нестационарному течению в скважине.

Заключение. В работе проведен анализ работы более 40 малодебитных скважин с ГС и МГРП с ЭЦН в режиме ПКВ. По результатам проведенного анализа ЭЦН в ПКВ могут эффективно снижать забойное давление до минимальных значений в 20–30 бар при условии наличия стабильного уровня жидкости в затрубном пространстве. Для выбора оптимального режима работы ЭЦН в ПКВ для малодебитных скважин рекомендуется использование математических моделей нестационарного многофазного течения в скважинах.

1. Vashkevich A., Strizhnev K., Cherevko M. Gazprom Neft Implements Technology Strategy for Development of Nonconventional Reserves // Rogtec, 2015. — №41. — P. 54–61.

2. Lei Q., Xu Y., Cai B., Guan B., et al. Progress and prospects of horizontal well fracturing technology for shale oil and gas reservoirs // Petroleum Exploration and Development, 2022. — Vol. 49. — Issue 1. — P. 191–199.

3. Johanis P.E., Triffiletti G.E. Trends in Vaca Muerta Horizontal Wells Stimulation / Paper presented at the SPE Latin America and Caribbean Petroleum Engineering Conference, Buenos Aires, Argentina, May 2017. https://doi.org/10.2118/185463-MS

4. Korobitsyn D.A., Yanaev A.M.; Bochkarev A.V., Erofeev A.A., et al. Results of Implementing an Integrated Approach to Modeling, Planning and Conducting of Hydraulic Fracturing on Bazhenov Shale // SPE-202065-MS. — 2020. — 13 p.

5. Родионова И.И., Шабалин М.А., Капишев Д.Ю., Бакиров Р.И. и др. Выбор стратегии разработки месторождения с трудноизвлекаемыми запасами на стадии освоения // Нефтяное хозяйство, 2019. — № 12. — С. 1154.

6. Medina, Jonatan, Salcedo, Gervasio Jose, Sergio Eduardo Olave. Drilling Horizontal Well of 3200 m Lateral Length in Vaca Muerta Formation // Paper presented at the SPE Argentina Exploration and Production of Unconventional Resources Symposium, Neuquen, Argentina, August 2018. https://doi.org/10.2118/191850-MS

7. Alzahabi A., Kamel A., Trindade A.A., Baustian W. Data Analytics Quickly Predict Number of Fracture Stages in Horizontal Wells // ARMA-2019-0475. — 2019. — 10 p.

8. Yushchenko T.S., Demin E.V., Khabibullin R.A., Sorokin K.S. Case Studies and Operation Features of Long Horizontal Wells in Bazhenov Formation // SPE Prod & Oper 38, 2023. — P. 185–199. https://doi.org/10.2118/206482-PA

9. Rojas D., Lerza A. Horizontal Well Productivity Enhancement through Drawdown Management Approach in Vaca Muerta Shale // SPE-189822-MS. — 2018. — 13 p.

10. Wilson K., Hanna Alla R.R. Efficient Stress Characterization for Real-Time Drawdown Management // URTeC: 2721192. — 2017. — 15 p.

11. Ruiz Maraggi L., Lavia M.A., Savioli G.B. Production Decline Analysis in the Vaca Muerta Formation. The Application of Modern Time-Relations Uding Public Data // SPE-180971-MS. — 2016. — 43 p.

12. Дворецкая Е.А., Салищев М.В. Методические подходы по оценке стимулированного объема пласта при разработке нетрадиционных запасов нефти // SPE-191492-18RPTC-RU. — 2018. — 27 c.

13. Khoshghadam M., Khanal A., Yu C., Rabinejadganji N., Lee W.J. Producing Gas-Oil Ratio Behavior of Unconventional Volatile-Oil Reservoirs, and Its Application in Production Diagnostics and Decline Curve Analysis // URTeC 2670925. — 2017. — 17 p.

14. Lund L. Decline Curve Analysis of Shale Oil Production. The Case of Eagle Ford // UPTEC ES 14039. — 2014. — 65 p.

15. Singh I., Saraf A., Pathak A.R., Bandyopadhyay B., et al. Executing Unconventional Coiled Tubing Sand Plugs for Multistage Fracturing Operations in Hp/Ht Wells // OTC-30791-MC. — 2020. — 10 p.

16. Potapenko D., Theuveny B., Williams R., Moncada K. Protect Wells During Frac Plug Drillouts and Well Flowback Operations for Hydraulically Fractured Wells — The State of The Art in 2020 // SPE-203221-MS. — 2020. — 11 p.

17. Putri K., Lu H., Kwok C.K., Moncada K. Flowback in Shale Wells: Proppant Transport and Distribution in the Wellbore // URTeC-2887450. — 2018. — 12 p.

18. Thakur K.K., Katoozi K., Hamid A. Long Cyclic Well Slugging Behavior Induced by Sand Production; Analysisand Mitigation Solution Enabled by Transient Multiphase Flow Simulation // SPE-195740-MS. — 2019. — 10 p.

19. Lu H., Anifowosh O., Xu L. Understanding the Impact of Production Slugging Behavior on Near-Wellbore Hydraulic Fracture and Formation Integrity // SPE-189488-MS. — 2018. — 15 p.

20. Рудницкий С.В., Зацепин А.Ю. Демин Е.В., Ющенко Т.С. Перспективное скважинное оборудование для добычи сланцевой нефти баженовской свиты // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. — 2021. — №1 (19). — С. 64–75.

21. Patron K.E., Billdal X.C., Lu H., Kutluev D. Artificial Lift Strategy for the Life Cycle of Unconventional Wells: A Case Study for Horizontal Shale Wells // SPE-192458-MS. — 2018. — 10 p.

22. Britvar J., Williams S. Improving ESP Application for Unconventional Wells in the Bakken // SPE-185150-MS. — 2017. https://doi.org/10.2118/185150-MS

23. Лихачева Е.А., Островский В.Г., Лыкова Н.А., Мусинский А.Н., Байдаров П.А. Надежность погружных нефтяных насосов при периодической эксплуатации // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. — 2021. — №1 (19). — С. 54–58.

24. OLGA Dynamic Multiphase Flow Simulatorю the industry-standard tool for dynamic multiphase flow simulation. https://www.sftware.slb.com/products/olga. — 2021.

25. Ashfahani A.S., Sulistiyo S., Hapsari H.S. Dynamic Well Modeling, Where are We? Mahakam Operation Experience for Well Diagnostics & Optimization // SPE-196248-MS. — 2020. — 31 p.

26. Pankaj P., Patron K.E., Lu H. Artificial Lift Selection and Its Applications for Deep Horizontal Wells in Unconventional Reservoirs // URTeC: 2875180. — 2018. — 21 p.

27. Kolawole O., Gamadi T., Bullard D. Comprehensive Review of Artificial Lift System Applications in Tight Formations // SPE- 196592. — 2019. — 21 p.

28. Yogashri P. Observed Gas-Oil Ratio Trends in Liquids Rich Shale Reservoirs // URTEC-2020-3229-MS. Paper presented at the SPE/AAPG/SEG Unconventional Resources Technology Conference, Virtual. — 2020. https://doi.org/10.15530/urtec-2020-3229

29. Turner R.G., Hubbard M.G., Dukler A.E. Analysis and Prediction of Minimum Flow Rate for the Continuous Removal of Liquids from Gas Wells // JPT, SPE-2198. — November, 1969. — P. 1475–1482

30. Ющенко Т.С., Брусиловский А.И. Поэтапный подход к созданию и адаптации PVT-моделей пластовых углеводородных систем на основе уравнения состояния // Георесурсы, 2022. — № 24 (3). — С. 164–181. https://doi.org/10.18599/grs.2022.3.14