Оперативное прогнозирование показателей разработки газовых залежей на основе интегрированного прокси-моделирования

UDK: 681.518:622.279.23/.4
DOI: 10.24887/0028-2448-2022-1-74-76
Ключевые слова: гидродинамический симулятор, интегрированное прокси-моделирование, прогнозирование показателей разработки месторождения, алгоритмы автоматической адаптации
Авт.: Ю.А. Архипов (ПАО «НК «Роснефть»), А.С. Русанов (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), Е.Н. Орехов (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), Т.И. Садыков (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), П.В. Меркушин (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), А.В. Кадников (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), Е.И. Смирнов (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), А.В. Стрекалов (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), д.т.н., С.М. Князев (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»)

Одними из основных инструментов для прогнозирования разработки месторождений являются программные комплексы трехмерного геолого-гидродинамического моделирования. Специфика моделирования газовых и газоконденсатных объектов связана со значительным влиянием сети сбора и подготовки газа на технологические режимы работы скважин. Это обусловливает необходимость создания интегрированных моделей систем пласт – скважины – наземная инфраструктура. Имеющиеся инструменты интегрированного моделирования, как правило, сложны в использовании и требуют существенных трудозатрат. Современная тенденция к цифровизации диктует необходимость значительного ускорения всех бизнес-процессов, в том числе прогнозирования показателей разработки месторождений. ПАО «НК «Роснефть» является одним из лидеров в отрасли по созданию собственного программного обеспечения и активно развивает различные направления цифровизации.

В статье представлен новый программный модуль для интегрированного прокси-моделирования, разработанный сотрудниками ООО «Тюменский нефтяной научный центр», который позволяет ускорить прогнозирование показателей разработки газовых залежей и учесть работу всех элементов системы пласт – скважины – газосборная сеть – компрессор. Модель пласта является однослойной с заданными параметрами каркаса и фильтрационно-емкостными свойствами пласта, PVT-свойствами насыщающих флюидов и относительными фазовыми проницаемостями. Входными данными для моделирования скважин являются инклинометрия, информация о параметрах насосно-компрессорных труб и продуктивности в виде коэффициентов фильтрационного сопротивления. Расчет внутрипластовой фильтрации флюидов базируется на основных законах гидродинамики и материального баланса. Для оценки работоспособности модуля выполнено сопоставление результатов расчетов, выполненных на прокси-модели и в коммерческом симуляторе. Сопоставление показало высокую степень сходимости. Успешная апробация позволяет сделать вывод, что заложенные решения обеспечивают высокую скорость расчетов и корректность результатов при минимальном наборе исходных данных.

Список литературы

1. Кузеванов М.А., Глумов С.В., Бучинский С.В. Интегрированная модель системы пласт – скважина – система сбора – система подготовки многопластового нефтегазоконденсатного месторождения // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2016. – № 42. – С. 25–27

2.  Методика обоснования технологических режимов газовых и газоконденсатных скважин с применением интегрированных моделей // А.Н. Харитонов, Т.А. Поспелова, О.А. Лознюк [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2020. –  № 4(616). –  С. 41–47. – DOI:10.30713/0207-2351-2020-4(616)-41-47

3. Стрекалов А.В. Математические модели гидравлических систем для управления системами поддержания пластового давления. –  Тюмень: Тюменский дом печати, 2007. – 664 с.

4. Стрекалов А.В., Князев С.М. Расчет технологического режима газового промысла на основе быстродействующей модели «GasNet-VBA» // Труды 4-й научно-практической конференции «Росгеология. В поисках новых открытий». – Иркутск,  2019.

5. Поспелова Т.А. Механизм построения универсальной математической прокси-модели гидродинамических систем нефтяных и газовых месторождений на основе метода крупных контрольных объемов // Бурение и нефть. – 2021. – № 5. – С. 40–43.


Внимание!
Купить полный текст статьи (формат - PDF) могут только авторизованные посетители сайта.