Показатели работы скважины и их учет при моделировании разработки - Курсовая работа

"Показатели работы скважины и их учет при моделировании разработки"При моделировании скважин необходимо учитывать как ее геометрические характеристики (положение внутри расчетной ячейки, радиус и угол наклона ствола, степень и тип несовершенства вскрытия и т.д.), так и свойства пласта вблизи скважины (анизотропия, неоднородность, насыщенность флюидом, фазовый состав флюидов, скин-фактор и т.д.).В основных свойстывах пластовых флюидов заключаются вязкость, плотность, объемные коэффициенты, растворимость, проницаемость, мощность участка. В сеточных моделях, где местоположение скважины внутри сеточного блока не может быть уточнено, рассматривают распределенные по объему блока источники или стоки, которые учитываются в уравнении сохранения массы: В прискважиной зоне, размеры которой могут быть значительно меньше, чем используемые при моделировании размеры сеточных блоков, происходят существенные изменения давления и насыщенности, поэтому среднее давление в блоке, как и средняя насыщенность, отличается от соответствующего значения вблизи скважины. Если скважина проходит через несколько сеточных блоков, то учитывается взаимодействие этих блоков через скважину. Метод учета скважин в численных моделях фильтрации основан на допущении того, что вблизи скважины течение описывается аналитическим решением, граничные условия для которого определяются из численного решения задачи для пласта. Подставим выражение (3.2) в уравнение (3.1), получается: Пусть флюид течет из соседней ??-ой расчетной ячейки в ячейку со скважиной, тогда, используя уравнение (3.2), получается: где-давление в расчетной ячейке с номером i, окружающей вскрытую скважиной ячейкус номеромю.При использовании моделирования в качестве средства управления достигается более эффективное использование пластовой энергии, что приводит к увеличению конечной нефтеотдачи и к более экономичной разработке месторождения. Моделирование разработки месторождений требуется очень большое количество информации о свойствах пласта, насыщающих его флюидах и параметры скважин.

Разработка нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений представляет собой комплексную проблему, для успешного решения которой требуется привлечение знаний и опыта, накопленных в различных областях науки и инженерной практики.

Одним из основных инструмента для обоснованного приятия стратегических и тактических решений при разработке месторождений угреводородов является моделирование процессов извлечения нефти и газа. Каждое месторождение уникально, неправильное применение тех или иных методов воздействия на пласт может привести к непоправимым последствиям для разработки, поэтому оценку эффективности различных технологий с учетом особенностей конкретного объекта и прогнозирование поведения этого объекта целесообразно осуществлять с помощью предварительного моделирования.

При построении модели участка, пласта и месторождения в целом используется очень большой объем информации о пласте, насыщающих его флюидах, работе скважин.

Корректный учет взаимодействия пласта и скважины является одним из основополагающих элементов моделирования процессов разработки. Показатели работы скважин постоянно регистрируются и вносятся в специальную базу данных, которая используется при моделировании. Записывается тип скважин (добывающая скважина или нагнетательная скважина), состояние (работает или не работает), дебит или расход каждой фазы, забойное и пластовое давление. Часть этих данных учитывается при моделировании в качестве граничных условий, а остальные служат для проверки адекватности построенной модели. Обычно изменяющиеся во времени граничные условия задаются с определенным шагом (один год), тогда перед вводом в модель эти показатели оседняются по времени.

1.Основные показатели работы скважин

При построении модели участка, пласта или месторождения в целом используется очень большой объем информации о пласте, насыщающих его флюидах, работе скважин.

При моделировании скважин необходимо учитывать как ее геометрические характеристики (положение внутри расчетной ячейки, радиус и угол наклона ствола, степень и тип несовершенства вскрытия и т.д.), так и свойства пласта вблизи скважины (анизотропия, неоднородность, насыщенность флюидом, фазовый состав флюидов, скин-фактор и т.д.).В основных свойстывах пластовых флюидов заключаются вязкость, плотность, объемные коэффициенты, растворимость, проницаемость, мощность участка. Среди их несколькие коэффициенты изменяются в зависимости от давления и температуры.

Кондур скважины является границей пласта, на которой должны быть заданы соответствующие граничные условия. Учитывая размеры границы, скважины часто рассатривают как точечные ичточники или стоки в двухмерных моделях или линейные источники или стоки при трехмерном моделировании. В сеточных моделях, где местоположение скважины внутри сеточного блока не может быть уточнено, рассматривают распределенные по объему блока источники или стоки, которые учитываются в уравнении сохранения массы:

В прискважиной зоне, размеры которой могут быть значительно меньше, чем используемые при моделировании размеры сеточных блоков, происходят существенные изменения давления и насыщенности, поэтому среднее давление в блоке, как и средняя насыщенность, отличается от соответствующего значения вблизи скважины. Для учета этого явления требуется использование специальных моделей скважины, которые должны быть сопряжены с моделями пласта. В модели скважины учитываются ее геометрические характеристики (радиус, степень и характер вскрытия пласта, инклинометрия, местоположение внутри сеточного блока) и свойства призабойной зоны пласта (распределение проницаемости, насыщенности и т.д.). Если внутри сеточного блока находится несколько скважин, учитывается их взаимодействие и в модели пласта используется модель укрупненной скважины. Если скважина проходит через несколько сеточных блоков, то учитывается взаимодействие этих блоков через скважину. Возможно задание ограничений на технологические показатели работы скважин (дебиты, давления, обводненность, газовый фактор и т.д.). В данной главе рассматриваются общепринятые подходы к решению этих проблем.

2.Основная модель скважины

Давление в стволе скважины в некоторой расчетной ячейке отличается от пластового давления в этой ячейке, вскрытой данной скважиной. Эти два давления можно определить, предположив, что течение вблизи скважины однофазное. Модель скважины объединяет аналитическое и численное решения задачи однофазной фильтрации для того, чтобы гарантировать, что давление в скважине вычисляется в точности с аналитическим выражением.

Рис. 2.1. Плоскорадиальный поток в круговом пласте

Самое простое выражение, которое можно получить в предположении однофазного стационарного течения в цилиндрической системе координат:

где U-забойное давление скважины;

Q-дебит скважины в стандартных условиях;

r_w-радиус ствола скважины;

r-однородный изотропный круговой пласт радиуса;

?-вязкость флюида;

k-абсолютная проницаемость пласта в направлении течения.

Пусть r_0-эквивалентный радиус ячейки, радиус Писмана- радиус, при котором рассчитанное давление в ячейке равно давлению Р_0на контуре питания моделируемой скважины, тогда получим уравнение для 0:

3. Моделирование скважины в сеточной модели пласта

Метод учета скважин в численных моделях фильтрации основан на допущении того, что вблизи скважины течение описывается аналитическим решением, граничные условия для которого определяются из численного решения задачи для пласта. Этот подход впервые предложен Д. Писманом.

Рис.3.1. Радиальное течение вокруг скважины

Для стационарного течения несжимаемого флюида наравномерной квадратной сетке (рис. 3.1) имеем:

где j = 1, 2, 3, 4-индекс расчетных ячеек, окружающих ячейку с номером 0, и:

где a= ??= ??-размер ячейки; A=?a-площадь поперечного сечения каждой ячейки

Подставим выражение (3.2) в уравнение (3.1), получается:

Пусть флюид течет из соседней ??-ой расчетной ячейки в ячейку со скважиной, тогда, используя уравнение (3.2), получается:

где -давление в расчетной ячейке с номером i, окружающей вскрытую скважиной ячейкус номеромю.

Перепишем уравнение для давления в более удобном виде:

Где коэффициент продуктивности скважины:

В это определение продуктивности добавлен скин-фактор S, который учитывает повреждения забоя скважины и интенсификацию к нему притока (через трещины и окисление). В параметр S можно включить расход флюида, для которого не выполняется закон Дарси.

Иногда вместо скин-фактора S используется множитель продуктивности PI скважины:

В случае анизотропного по проницаемости пласта дебит скважины и эквивалентный радиус блока определяются следующим образом:

4. Моделирование горизонтальных скважин и трещин моделирование нефть скважина

Для моделирования горизонтальной скважины, направленной вдоль одной из осей x или y, применимы выражения (3.8) и где z заменяется на x или y в соответствии с направлением ствола скважины, и наоборот. Допустим, что скважина направлена вдоль оси y. Ограничения в использовании представленных зависимостей для горизонтальных скважин связаны с большой разницей в размерах сеточных блоков и . Выражение (4.1) получено в предположении, что фильтрационные потоки почти равномерно распределены вокруг сеточного блока, содержащего скважину. Большие развития в размерах сеточных блоков в направлениях, перпендикулярных оси скважины, и , приводят к неравномерности распределения потока. Если размер блоков вдоль основного направления потока, которое в рассматриваемом случае совпадает с направлением оси х, намного больше, т.е. , то истинное значение должно быть больше, чем определяемое выражение (4.1).

Использование модели скважины вида (3.8), (4.1)позволяет рассчитать эквивалентный радиус блока и установить связь в численной модели между дебитом скважины и забойным давлением . Уравнение (3.8) часто представляют в виде:

Модель скважины, пересеченной трещиной гидровлического разрыва, также может быть построена путем сопряжения конечно-разностной аппроксимации течения в пласте и аналитической модели течения в окрестности трещины. Для простоты рассматривается изотропный пласт. Предполагается, что трещина вертикальная , симметричная относительно оси скважины. В простейшем случае, когда отношение проницаемости трещины к проницаемости пласта стремится к бесконечности, а ширина трещины пренебрежимо мала по сравнению с ее длиной, распределение давления вокруг трещины определяется:

где f-полудлина трещины, р-давление в точке Z=x iy в системе координат, связанной с центром трещины, направленной вдоль оси x. Предполагается, что .

Рассматриваются 2 подхода: 1) Трещина моделируется как совокупность стоков, расположенных по одному в каждом расчетном блоке, через который она проходит; при этом дебит скважины определяется суммированием дебитов отдельных стоков;

2) Течение в трещине моделируется численно и предполагается одно- или двухмерным соответственно при двух- и трехмерном моделировании пласта; при этом считается , что в окрестности скважины структура течения достаточно хорошо описывается аналитическим решением типа (4.3), на основе которого выводится формула притока.

В общем случае трещина проходит через несколько расчетных ячеек и произвольно ориентирована по отношению к разностной сетке, рис 4.1. Пусть -расстояния границ ячейки от центра трещины, отсчитываемые вдоль оси трещины. Часть потока qиз пласта в трещину, приходящаяся на данную ячейку, определяется:

моделирование нефть скважина где -нормальная к границе трещины соствляющая скорости потока, -направление касательной.

Рис. 4.1. трещина гидравлического разрыва в сеточной модели

Рассмотрим сначала метод моделирования трещины как совокупность стоков. Конечно-разностная аппроксимация уравнения материального баланса для ячейки, через которую проходит трещина:

Из уравнений (4.4) и (4.5) имеем: для ячейки, в которой расположен центр трещины для любой другой ячейки, через которую проходит трещина:

Здесь -комплексная координата -ого узла в системе координат, связанной с трещиной; -рассточния точек пересечения трещины с границами ячейки от центра трещины. Если трещина закачивается внутри ячейки, то .

Рассмотрим теперь второй подход к моделированию трещин, при котором течение вдоль трещины и обмен потоками с пластом рассчитываются конечно-разностными методами. Учитывается пропуская способностью трещины, определяемая ее раскрытием (шириной) w и проницаемостью . Предполагается, что большая ось трещины направлена вдоль оси хразностной сетки, центр трещины находится в узле разностной сетки. Формула притока вводится только для ячейки, содержащей центр трещины. Уравнение материального баланса для этой ячейки имеет вид:

Получим формулу притока:

При использовании второго подхода течение внутри трещины моделируется отдельно. Предполагается, что оно является одномерным и направлено вдоль трещины к скважине. Ширина трещины в численной модели принимается постоянной , равной w. Объем трещины внутри каждой ячейки пласта пренебрежимо мал по сравнению с объемом ячейки. Узлы разностной сетки модели трещины совпадают с узлами сетки модели пласта. Предполагается, что для каждого узла давления в пласте одинаковые. Это предположение позволяет замкнуть систему уравнений неразрывности и движения для пласта и для трещины и вычислить перетоки q между нами в каждой ячейке. Сеточные блоки в трещины вдоль вертикального направления z. Предполагается, что если трещина проходит через добывающую скважину, то флюиды в нее только втекают, при этом потоки направлены вдоль трещины к скважине. Если трещина проходит через нагнетательную скважину, то потоки направлены от скважины; в этом случае жидкости только вытекают в пласт.

5. Моделирование технологических ограничений при работе скважин

Граничные условия на скважинах обычно задаются в виде забойного либо дебита одной или нескольких фаз. Помимо этих условий могут быть заданы некоторые дополнительные ограничения, которые позволят смоделировать автоматическое отключение скважины или переход от одного вида граничного условия к другому. Чаще всего эти ограничения учитываются при прогнозировании технологических показателей разработки. Ограничения могут быть заданы для каждой скважины и для групп скважин.

В качестве ограничений для одной скважины обычно задается: 1) Предельная обводненность;

2) Предельный газовый фактор;

3) Максимально допустимый дебит нефти или газа;

4) Минимально допустимый дебит нефти или газа;

5) Максимально допустимый расход нагнетательных скважин;

6) Минимально допустимое забойное давление для добывающих скважин;

7) Максимально допустимое забойное давление для нагнетательных скважин;

8) Максимально допустимая депрессия на пласт.

Эти ограничения работают по-разному. При достижении предельной обводненности, предельного газового фактора или минимально допустимого дебита нефти или газа скважина должна быть автоматически отключена. Ограничение на максимально допустимый дебит обычно используется при задании граничного условия в виде забойного давления. В этом случае при превышении дебитом заданного значения забойное давление на добывающей скважине автоматически повышается до такого значения, при котором будет выполнено ограничение. Аналогично, в случае нагнетательной скважины забойное давление снижается до такой величины, при которой расход не повышает заданного значения. Ограничение на максимально допустимую депрессию или минимально допустимое давление забойное давление для добывающих скважин и максимально допустимое давление нагнетания используется при задании граничного условия в виде дебита или расхода. В этом случае при нарушении ограничения дебит или расход автоматически снижаются до необходимого уровня.

Ограничения для группы скважин обычно задаются в виде: 1) Предельной обводненности, 2) Предельного газового фактора, 3) Максимально допустимого дебита нефти, жидкости или газа

4) Максимально допустимого расхода нагнетательных скважин

Соблюдение этих ограничений достигается такими же средствами , как и для одной скважины.

Известно, что месторождение можно разработать только один раз, поэтому любая ошибка в этом процессе неисправима. Однако, применяя метод моделирования, можно выполнить эту процедуру несколько раз и изучить различные варианты. При использовании моделирования в качестве средства управления достигается более эффективное использование пластовой энергии, что приводит к увеличению конечной нефтеотдачи и к более экономичной разработке месторождения.

Моделирование разработки месторождений требуется очень большое количество информации о свойствах пласта, насыщающих его флюидах и параметры скважин. При процессе моделирования разработки, учитываются более взаимодействие пластовой системы и работы скважин (добывающих и нагнетательных). Особенно применение технологии ГРП с различными расклинивающими наполнителями изменяет свойства пласта по разному. При этом учет их влияний на работу скважин является ключивым вопросам. Тогда требуется более подробные исходные данные, чтобы увеличить достоверность модели.

1. Р. Д. Каневская Математическое моделирование гидромеханических процессов разработки месторождений углеводородов, ООО "Недра-Бизнесцентр", Москва, 1999 г., -212 с.

2. Математическое моделирование пластовых систем: Методические указания, Тюменское отделение «СУРГУТНИПИНЕФТЬ»,ОАО «Сургутнефтегаз», -211с.

3. Дуркин С. М. Моделирование процесса разработки нефтяных месторождений(теория и практика): Учебное пособие, УГТУ, 2014. -104 с.

4. Алиев З. С., Бондаренко В. В. Исследование горизонтальных скважин: Учебное пособие, РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2004, -300с.

5. Тер-Саркисов Р. М., Максимов, В. М., Басниев К. С., Дмитриевский А. Н., Суручев Л. М., Геологическое и гидротермодинамическое моделирование месторождений нефти и газа, Институт компьютерных исследований, 2012, -452с.

6. Xianan Yang, Derivation and Application of Unsteady Well Model: A Dissertation for Master’s degree, University of Science and Technology of China, 2013, -52c.

Размещено на .ru