Настройка PVT-моделей. Моделирование нагнетательного фонда скважин. Настройка моделей системы сбора и трубопроводов и системы поддержания пластового давления

Полный текст

Введение

Использование программных продуктов для интегрированного моделирования месторождений требует анализа качества исходных данных, а также выбора корректного подхода к созданию моделей. Для практического применения полученных результатов от прогнозирования поведения месторождения необходимо производить комплексную оценку возможности получения дополнительной добычи нефти и газа [1]. Интегрированное моделирование позволяет повысить эффективность месторождения путем построения текущей работы от потенциала [2]. Комбинация методов моделирования пласта, скважин и инфраструктуры, системы сбора и системы поддержания пластового давления в совокупности воспроизводят более точные к реальности условия [3]. При помощи такого комплексного подхода можно оптимизировать процессы добычи с минимальными потерями и рисками путем симулирования различных режимов работы месторождения.

Методы

Адаптация уравнения состояния производится на основе данных из проектно-технической документации, где представлены осредненные результаты лабораторных исследований пластовых проб. Для адаптации модели уравнения состояния использовался программный пакет PVTp [4].

При адаптации уравнения состояния применяется принцип наименьшего вмешательства, т. е. автоадаптация (регрессия) проводится по наименьшему количеству параметров [5]. Основной фокус при адаптации делался на такие параметры, как:

1)  давление насыщения (фазовая диаграмма) (рис. 1);

2)  плотность нефти при пластовых условиях и давлении насыщения (рис. 2);

3)  вязкость нефти, замеренная по результатам дифференциального разгазирования (рис. 3).

 

Рис. 1. Фазовая диаграмма с замеренным давлением насыщения

Fig. 1. Phase diagram with measured saturation pressure

 

Рис. 2. PV-соотношение – Плотность нефти

Fig. 2. PV-ratio – oil density

 

Рис. 3. Дифференциальное разгазирование – вязкость нефти

Fig. 3. Differential degassing – oil viscosity

 

Красными точками на графиках отображены расчётные данные, зелёными – фактические результаты лабораторных исследований. Сопоставляя эти точки на графиках, можно наблюдать сходимость (или несходимость) между расчётными и фактическими параметрами. Основной фокус при адаптации модели черной нефти делался на такие параметры, как:

1)  газовый фактор (рис. 4);

2)  объемный коэффициент нефти (рис. 5);

3)  вязкость нефти (рис. 6) [6].

 

Рис. 4. Результаты адаптации газового фактора

Fig. 4. GOR adaptation results

 

Рис. 5. Результаты адаптации объемного коэффициента нефти

Fig. 5. Results of an oil volume factor adaptation

 

Рис. 6. Результаты адаптации вязкости нефти

Fig. 6. Oil viscosity matching results

 

Чёрными точками отображены значения, полученные на адаптированной модели уравнения состояния. Эти данные используются для выбора наиболее подходящей корреляции модели чёрной нефти (эта корреляция на графике отображена синим цветом).

Настройка и адаптация моделей нагнетательных скважин осуществляется в секции «VLP/IPR Matching» программного продукта Petroleum Experts PROSPER. Для этого необходимо занести данные по температуре закачки и фактические данные по замерам на дату актуализации модели, настроить вертикальный лифт и индикаторную кривую, проверить расчёт в секции «System» и сгенерировать кривые вертикального лифта.

Для дальнейших расчетов необходимо занести следующие данные:

• Test Point Date – дата актуализации модели скважины;
• Test Point Comment – информация об устьевом штуцере (диаметр штуцера или отсутствие штуцера);
• Injected Fluid Pressure – буферное давление;
• Downstream Temperature – температура флюида на забое скважины;
• Water Cut – обводненность закачиваемого флюида;
• Liquid Rate – закачка воды;
• Gauge Depth (Measured) – глубина спуска датчика;
• Gauge Pressure – давление на датчике;
• Reservoir Pressure – пластовое давление на верхних дырах перфорации.

Значение по замерам температуры на забое (U-Value) обычно отсутствует, поэтому для всех нагнетательных скважин U-Value было принято равным 15 Вт/м²/К (среднее значение по результатам предварительной настройки скважин Тевлинско-Русскинского месторождения).

Для настройки вертикального лифта следует зайти в меню «Correlation Comparison» в секции «VLP/IPR Matching». На вкладке «Correlation Comparison» выполняется расчёт и построение градиента давления и температуры в скважине для данных на дату актуализации.

На графике градиента давления (рис. 7) визуально оценивается форма кривой. В случае нефизичных перегибов и/или переломов линии следует проверить правильность внесения исходных данных. Для выполнения настройки индикаторной кривой следует зайти в меню «VLP/IPR» в секции «VLP/IPR Matching». На вкладке «VLP/IPR» выполняется расчёт для данных на дату актуализации с выбранной корреляцией Petroleum Experts 2.

 

Рис. 7. График градиента давления

Fig. 7. Pressure gradient plot

 

По результатам расчёта оценивается, насколько расчётное значение по дебиту жидкости (пересечение кривых VLP и IPR) совпадает с фактическим (рис. 8).

 

Рис. 8. Пересечение кривых VLP и IPR

Fig. 8. Intersection of VLP and IPR curves

 

При расхождении более 5 % подбирается коэффициент приёмистости скважины. Это может быть сделано вручную в секции «IPR» или автоматически с использованием функции «Adjust PI». Указанную функцию стоит использовать с осторожностью, так как в некоторых случаях рассчитанное значение PI может быть не найдено либо быть некорректным (при нестабильном (слабом) пересечении VLP/IPR). В случае, если подобранный PI значительно изменился по отношению к заданному (изменение более чем на 10 %), необходимо перепроверить пластовое давление. Возможно, оно изменилось от указанного в технологическом режиме с течением времени [7].

При совпадении расчётного и фактического дебитов в пределах 5 % настройка скважины заканчивается.

В секции «System» выполняется расчёт для данных на дату актуализации с использованием геометрического распределения в диапазоне объема закачки от 1 м³/сут до двух текущих дебитов с разделением на 20 шагов.

Если все предыдущие шаги выполнены корректно, то рассчитанные значения закачки (Liquid Rate) должны совпадать с фактическими в пределах 5 %. В противном случае необходимо искать ошибку при выполнении вышеперечисленных шагов.

При настройке и адаптации модели системы сбора и транспорта (ССиТ) выполняется расчёт со следующими граничными условиями: на устьях скважин – буферные давления, на дожимной насосной станции (ДНС) – давление на входе. Все остальные давления в системе рассчитываются с учётом параметров каждого трубопровода, расхода жидкости, штуцеров, которые были заданы в модели [8].

Настройка модели ССиТ заключается в адаптации параметров трубопроводов, штуцеров, чтобы расчётные значения давлений соответствовали замеренным в каждой точке системы, где есть замер.

Одним из основных требований к настройке модели ССиТ является использование тех же значений входных параметров (дебиты жидкости, обводнённость, PVT-свойства флюидов), на которые настраивались модели скважин [9].

При настройке ССиТ основным адаптируемым параметром являлся поправочный коэффициент на трение (Friction Coefficient). Этот коэффициент отвечает за потери давления в системе за счёт местных сопротивлений: износ трубопроводов, стыки, переходы, отводы, врезки, задвижки, различные отложения и т. д.

Вероятными причинами отклонений фактического перепада давления от рассчитанного по корреляции являются [10–12]:

1)  некорректные замеры давлений и/или расходов жидкости. На месторождении отсутствуют манометры в промежуточных точках ССиТ, замеры в постоянном режиме ведутся только на автоматической групповой замерной установке и ДНС. При настройке использовались замеры в промежуточных точках, выполненные в период адаптации модели. Использование фактических данных на разные временные срезы может привести к искажённой оценке перепадов давлений по трубопроводам и, следовательно, к снижению точности настройки модели ССиТ. При следующем обновлении модели рекомендуется выполнить замеры давлений на дату актуализации;

2)  неучтённые в модели дополнительные сопротивления (не до конца открыта задвижка, коррозия, в трубопроводе присутствуют отложения механических примесей, солей, парафинов, скопления водяных пробок в локальных снижениях профиля и др.).

В дальнейшем при обновлении модели следует обратить особое внимание на эти участки, а также провести по ним поиск причин повышенных перепадов давлений [13].

При настройке модели системы поддержания пластового давления (ППД) граничными условиями являются: на устьях скважин – приемистость жидкости, на источниках водоснабжения – давления [14]. Распределение давления в системе рассчитывается с учетом параметров каждого трубопровода, расхода жидкости, штуцеров, которые были заданы в модели.

Настройка модели системы ППД заключается в адаптации параметров трубопроводов, штуцеров, чтобы расчётные значения давлений соответствовали замеренным в каждой точке системы, где есть замер.

Одним из основных требований к настройке модели системы ППД является использование тех же значений входных параметров (расходы воды, свойства закачиваемой воды), на которые настраивались модели скважин.

При настройке системы ППД основным адаптируемым параметром являлся поправочный коэффициент на трение (Friction Coefficient). Этот коэффициент отвечает за потери давления в системе за счёт местных сопротивлений: износ трубопроводов, стыки, переходы, отводы, врезки, задвижки, различные отложения и т. д.

Вероятными причинами отклонений фактического перепада давления от рассчитанного по корреляции являются [15, 16]:

1)  некорректные замеры давлений и/или расходов воды. На месторождении отсутствуют манометры в промежуточных точках системы ППД, замеры в постоянном режиме ведутся только на блоке гребенки и водозаборных скважинах. При следующем обновлении модели рекомендуется выполнить замеры давлений на дату актуализации в промежуточных точках системы ППД для повышения точности настройки модели;

2)  неучтённые в модели дополнительные сопротивления (не до конца открыта задвижка, коррозия, в трубопроводе присутствуют отложения механических примесей, солей и др.).

В дальнейшем при обновлении модели следует обратить особое внимание на эти участки, а также провести по ним поиск причин повышенных перепадов давлений [17].

При настройке модели ССиТ на температуру граничными условиями является температура флюида на устье скважины. При настройке модели ППД на температуру граничными условиями является температура жидкости на ДНС (блок гребенки) [18]. Для этого используются следующие параметры: в трубопроводах – температура окружающей среды вокруг трубы, общий коэффициент теплопередачи, темплоемкостные свойства нефти, газа и воды, в скважинах (источниках) – температура флюида на устье скважины.

Температура окружающей среды вокруг трубопровода принимается на основании справочных данных по средней температуре грунта на глубине 1,6 м за летний/зимний период.

Общий коэффициент теплопередачи задается вручную либо рассчитывается автоматически. При расчете учитывается геология грунта, температура окружающей среды вокруг трубопровода, диаметр трубопровода, температура перекачиваемого флюида, среда эксплуатации трубопровода (вода, воздух, земля), материал изоляции, а также теплоёмкостные свойства всех материалов и флюида [19, 20].

Результаты

Вышеописанная методика по настройке моделей добывающих и нагнетательных скважин, ССиТ и системы ППД позволяет определить оптимальные режимы эксплуатации для достижения максимальной производительности и эффективности добычи. По результатам адаптации моделей на фактические данные был достигнут необходимый уровень сходимости. Кроме того, корректный подход к созданию моделей дает возможность проводить оптимизационные расчеты для перераспредения объемов закачки воды/газа в нагнетательные скважины таким образом, чтобы увеличить коэффициент извлечения нефти и продлить срок рентабельной добычи.

Примером успешной практики применения оптимизационных расчетов на моделях скважин, ССиТ и системы ППД является работа по построению интегрированной модели пилотного участка Южно-Ягунского месторождения (ООО «Лукойл-Западная Сибирь»). В результате опытно-промышленных испытаний были получены рекомендации программного обеспечения по перераспределению объемов закачиваемой воды по части нагнетательных скважин месторождения (таблица), что позволило увеличить абсолютную добычу нефти за 5 лет на 3 % (относительно первоначальных расчетов).

 

Таблица. Перераспределение объемов закачки воды по кустовым площадкам пилотного участка Южно-Ягунского месторождения

Table. Redistribution of water injection volumes across the cluster sites of the pilot area of the Yuzhno-Yagunskoe field

Скважина, № Well no.	Объем закачки воды, м3/сут Water injection volume, m3/day
	до/before	после/after
2011	135	144
2013	142	159
2014	210	225
2015	11	45
2016	25	58
2017	83	108
Итого/Total	606	739

 

Заключение

Предложенная методика адаптирует компоненты интегрированной модели с точностью ±95 %, что позволяет с высокой точностью симулировать различные режимы работы месторождения для поиска оптимального. В результате анализа были выявлены критерии настройки, а также представлен минимальный необходимый набор параметров для качественной адаптации моделей.

Научная новизна работы заключается в формировании подхода к настройке и адаптации моделей добывающих и нагнетательных скважин, ССиТ и системы ППД. В ходе проведенной работы был получен результат о том, что корректная настройка позволяет получить реальный эффект в виде дополнительной добычи нефти за счет перераспределения закачки и более интенсивного вытеснения коллекторных флюидов.

На основании проделанной работы можно сделать вывод о том, что использование интегрированной модели позволяет оптимально подходить к режиму разработки месторождения.

Об авторах

Роман Николаевич Коротков

Национальный исследовательский Томский политехнический университет

Автор, ответственный за переписку.
Email: klimatqwf@gmail.com
ORCID iD: 0009-0000-5118-9198

аспирант отделения нефтегазового дела Школы природных ресурсов

Россия, 634050, Томск, пр. Ленина, 30

Диана Маратовна Овчаренко

Национальный исследовательский Томский политехнический университет

Email: dmo4@tpu.ru
ORCID iD: 0009-0009-5799-2972

магистрант отделения нефтегазового дела Школы природных ресурсов

Россия, 634050, Томск, пр. Ленина, 30

Владимир Иванович Ерофеев

Национальный исследовательский Томский политехнический университет

Email: erofeevvi@mail.ru
ORCID iD: 0000-0001-5153-887X

доктор технических наук, профессор отделения нефтегазового дела Школы природных ресурсов

Россия, 634050, Томск, пр. Ленина, 30

Список литературы

Дополнительные файлы