ПРИМЕНЕНИЕ ИНТЕГРИРОВАННОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ ДЛЯ ОПТИМИЗАЦИИ ДОБЫЧИ ГАЗА НА ТЕГЕРМЕНСКОЙ ГРУППЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ АО «УЗБЕКНЕФТЕГАЗ»

АННОТАЦИЯ

В статье представлен интегрированный подход к моделированию системы «пласт – скважины – наземная инфраструктура» для повышения точности планирования добычи природного газа. На примере Тегерменской группы месторождений показано, что применение комплекса Schlumberger IAM (Eclipse + PIPESIM) позволяет с высокой точностью прогнозировать дебиты скважин, потери давления и оценивать эффект от модернизации инфраструктуры.

Полученные результаты демонстрируют снижение средних потерь давления и рост общей производительности промысловой газосборной системы при высоких экономических показателях. Применение интегрированных моделей обеспечивает более достоверное прогнозирование, уменьшает технологические риски и повышает эффективность эксплуатации месторождений.

ABSTRACT

This article presents an integrated modeling approach to the “reservoir–wells–surface facilities” system to improve the accuracy of natural gas production planning. Using the Tegermen field group as a case study, special software Schlumberger IAM (Eclipse + PIPESIM) enables reliable prediction of well production rates, pressure losses, and assessment of infrastructure modernization effects.

Results demonstrate reduced average pressure losses and increased overall system productivity with strong economic performance. The application of integrated models provides more reliable forecasting, minimizes technological risks, and enhances the efficiency of gas field operations.

Ключевые слова: интегрированное моделирование, добыча природного газа, гидродинамическая модель, поверхностная сеть, Eclipse, PIPESIM, IAM, оптимизация инфраструктуры, планирование добычи.

Keywords: integrated modeling, natural gas production, reservoir simulation, surface network, Eclipse, PIPESIM, IAM, infrastructure optimization, production planning.

Введение

В современной практике планирования добычи природного газа имеется серьезное расхождение между результатами оценки потенциала месторождений и фактически получаемыми конечными показателями добычи, главной из причин которого является рассмотрение каждого элемента системы «пласт – скважины – наземная инфраструктура» по отдельности, а не как единой систему.

Симуляция гидродинамических процессов, происходящих в пласте, предсказывают значительный потенциал месторождений, однако из-за игнорирования ограничений технологического оборудования и инфраструктуры объекта на практике прогнозируемые объемы добычи газа не достигаются.

Эти ограничения включают в себя диаметры шлейфов, технологическую схему сбора продукции, термобарических условий на установках подготовки газа. Анализ результатов ввода новых месторождений на территории деятельности АО «Узбекнефтегаз» показывает снижение фактического потенциала месторождений газа в среднем на 50–60 % по сравнению с результатами гидродинамических моделей объектов.

Актуальность исследований

Имеющиеся технологические ограничения наземной инфраструктуры и оборудований на месторождениях природного газа оказывают существенное влияние на фактическую производительность добывающих скважин, что в итоге приводит к ошибкам в планировании объёмов поставок газа потребителям и не подтверждению заявленных проектными документами показателей добычи газа.

В связи с этим, разработка методов и алгоритмов комплексного геолого-технологического моделирования режимов работы системы «пласт – скважины – наземная инфраструктура» (далее – комплексная система) для достоверного планирования добычи газа становится крайне актуальной задачей.

Решения проблем с помощью интегральных моделей

Одним из перспективных подходов для преодоления указанных выше расхождений и ошибок является использование метода интегрированного моделирования, увязывающего между собой все элементы комплексной системы (Рис 1.).

Рисунок 1. Схематичный вид интегрированного модели Тегерменской группы месторождений

В качестве эффективного инструмента интегрированного моделирования комплексной системы является программное обеспечение Schlumberger IAM (Integrated Asset Management), позволяющее интегрировать гидродинамические модели Eclipse с сетевыми моделями, созданными в комплексе PIPESIM, а также оценить экономику согласно принятой финансовой модели конкретного объекта.

Этот интегрированный подход позволяет более полно и точно анализировать процессы добычи газа и принимать более точные решения для оптимизации процесса разработки месторождений газа, а также планированию добычи с рациональным использованием пластовой энергии.

Преимущество интегрированного моделирования

Использование интегрированных моделей с Schlumberger IAM привносит несколько значимых преимуществ. Во-первых, такой подход позволяет получать более точные представления о процессах на месторождении, что облегчает принятие обоснованных решений. Во-вторых, интеграция гидродинамических и сетевых моделей с экономической моделью учитывает технические и финансовые аспекты, что критически важно для оптимизации разработки месторождений.

Практическое применение на Тегерменской группе месторождений

Тегерменская группа месторождений включает в себя газоконденсатные месторождения Тегермен, Западный Тегермен и Северный Тегермен, общий действующий фонд которых составляет 10 скважин. Газ из указанных месторождений под давлением 38 кгс/см² поступает для предварительной подготовки на УППГ–2 Самантепа.

Общий объем суточной добычи газа указанной группы месторождений составляет 830 тыс. м³. Система сбора скважинной продукции месторождений группы представлена на рисунке 2.

Рисунок 2. Система сбора скважинной продукции Тегерменской группы месторождений

С целью оптимизации процесса добычи газа, в программном комплексе Eclipse созданы гелого-гидродинамические модели рассматриваемых месторождений, а также модели системы сбора газа. Общая протяженность газопровода составляет 41,4 км, при этом в конструкции газопровода использованы трубы разных диаметров (20,4 км с диаметром 168 мм, 21 км с диаметром 273 мм).

Интеграция данных моделей выполнена в программном комплексе Schlumberger IAM, после произведена настройка моделей и сравнительный анализ расчетных показателей (дебиты скважин, давления в шлейфовых трубах, потери давлений в системе сбора). Данное сравнение показало, что разница между расчетными показателями с фактическими по дебиту скважин и давлению в шлейфах не превышает 5 %, что показывает высокий уровень сходимости созданной модели с фактом.

Таблица 1.

Технологические показатели работы скважин согласно созданным моделям и фактические параметры

Проанализировав текущее состояние системы сбора на Тегенрменской группе месторождений, можно сделать вывод о значительных потерях давлений по длине газопровода на участке от месторождения Тегермен до УППГ–2 Самантепа.

Средние потери давления на данном участке составляют 0,9 кгс/см² на каждый километр участка. Эти потери давления влекут за собой общее увеличение давлений в системе сбора газа и снижение объема добычи газа из рассматриваемых объектов.

Ниже представлены профили давлений и скоростей газа по газопроводу длиной 41,4 км.

Рисунок 3. Профиль давлений по газопроводам общей протяженностью 41,4 км до УППГ-2 Самантепе

Рисунок 4. Профиль скоростей газа по газопроводам общей протяженностью 41,4 км до УППГ-2 Самантепе

Проведенные расчеты текущей системы сбора показывают необходимость реализации мероприятий по уменьшению потерь давления и, тем самым, увеличения существующего потенциала по добыче газа из рассматриваемой группы месторождений, которые приобретают особую важность в связи с бурением новых 11 скважин.

В интегрированной модели Тегерменской группы месторождений выполнена оценка технического мероприятия по строительству новых участков газопровода диаметрами 273 мм и общей протяженностью 50 км с учетом ввода в эксплуатацию указанных новых скважин, Запланированные мероприятия показаны в нижеследующей принципиальной схеме сбора продукции Тегерменской группы месторождений.

Мероприятия включали в себя следующие объемы работ:

• строительство газопровода 426×18 мм протяженностью 33 км, начиная от УППГ–2 «Самантепа» в сторону Тегерменской группы;
• строительство газопровода 273×12 мм протяженностью 14,5 км от блока входных ниток (БВН) месторождения Западный Тегермен;
• строительство газопровода 273×12 мм протяженностью 2,5 км от БВН месторождения Тегермен.

Рисунок 5. Принципиальная схема расположения месторождений Тегерменской группы и плана-мероприятий по снижению потерь давления

Вышеперечисленные работы были выполнены в III-квартале 2023 года подразделениями АО «Узбекнефтегаз» за счет демонтажа и вовлечения существующих газопроводов из внутренних резервов компании.

В результате реализации мероприятия, средние потери давления на участке 41,4 км снизились до 0,5 кгс/см² на каждый километр, что создало возможность общего снижения давления в системе сбора газа начиная от устья скважин на 7,1 кгс/см².

Результаты полученных эффектов по снижению давления и изменению скорости потока газа вдоль газопровода приведены на рисунках 6 и 7.

Рисунок 6. Профиль изменения давления в сборном коллекторе после реализации мероприятий

Рисунок 7. Профиль изменения скорости газа в сборном коллекторе после реализации мероприятий

Общий дебит газа по существующим и новым скважинам составил 2 165 тыс. м³/сутки, при этом благодаря применению интегрированной модели были получены результаты изменения объемов добычи в разрезе каждой скважины в счет изменения конфигурации системы сбора газа (табл. 2).

Таблица 2.

Дебиты с учетом ввода новых скважин и реализации мероприятий

С учетом существующего объема добычи газа из скважин равной 826 тыс. м³/сутки (после реализации мероприятий – 896,3 тыс. м³/сутки) и прогнозируемой добычи газа за счет ввода новых скважин в объеме 1 140 тыс. м³/сутки (за счет изменения системы сбора увеличение до 1 268,6 тыс. м³/сутки) совокупный прирост от реализованных мероприятия составил порядка 200 тыс. м³/сутки газа.

При среднегодовом темпе снижения полученного эффекта по приросту добычи газа порядка в 15 % и при цене реализации газа АО «Узбекнефтегаз» 450 сум за 1 тыс. м³ (с учетом индексации 15 % в год), срок окупаемости капитальных вложений в данные мероприятия составляет около 3 лет (применена финансово-экономическая модель АО «Узбекнефтегаз»).

С учетом дисконтирования на 15 % в год цены и стоимости капитальных вложений срок окупаемости может увеличиться дополнительно еще на 2 года, составив в итоге 5 лет.

При этом IRR инвестиций, вложенных в указанные работы по увеличению добычи газа, составляют 53 %, что указывает на весьма высокую эффективность реализации планируемых работ на Тегерменской группе месторождений.

Заключение

Интегрированные модели успешно применяются на месторождениях АО «Узбекнефтегаз», включая Тегерменскую группу месторождений в процессе планирования годовых рабочих программ и реализации оперативных задач по оптимизации добычи газа.

Данные модели не только улучшают эффективность планирования и реализации мероприятий по оптимизации добычи газа, но и способствуют более точной оценке потенциала месторождений, что важно на текущем этапе разработки нескольких месторождений АО «Узбекнефтегаз», вступивших на завершающую стадию разработки.

Учет ограничений на устьевых технологических оборудованиях и применение интегрированных моделей позволяют более точно принимать оперативные решения при планировании геолого-технических мероприятий по поддержанию и увеличению добычи газа.

Список литературы:

1. Брилл Дж.П., Мухерджи Х. Многофазный поток в скважинах. – Москва–Ижевск: Институт компьютерных иссле дований, 2006. – 384 с.
2. Назаров А.У. Совершенствование проектирования и оптимизация систем циклической эксплуатации ПХГ, создаваемых в истощенных газоконденсатно-нефтяных месторождениях (на примере ПХГ Газли и Ходжабад): автореф. дис. д-ра техн. наук (DSс). – Ташкентский Государственный Технический Университет имени И. Каримова. Ташкент, 2018.
3. Садыков А.Ф. Симулятор многофазного потока PIPESIM – полный набор рабочих процессов для моделирования производственных операций // Нефть. Газ. Новации. – 2019. – № 12. – С. 70–74.
4. Свентский С.Ю. Комплексное проектирование геолого-технологических систем добычи газа крупных месторождений: дис. … канд. техн. наук: 25.00.17. –Тюмень: ООО «ТюменьНИИгипрогаз», 2016. – 134 с.
5. Ahmed T. Reservoir Engineering. Handbook. – Gulf Professional Publishing, 2011. – 1463 р.