Интегрированное моделирование нефтяного месторождения на базе Petex

1.

PETROLEUM EXPERTS INTEGRATED PRODUCTION MODELING
Интегрированное
моделирование
нефтяного месторождения
на базе Petex
PROSPER
GAP
MBAL
Моделирование скважин
Поверхностная сеть
Моделирование пласта
Математические основы и процесс построения модели

2.

CONTENTS
Содержание
01
Архитектура системы Petex IPM
02
MBAL — Моделирование пласта
Обзор интегрированного подхода к моделированию: структура IPM
Уравнение материального баланса, моделирование водоносных
Suite, взаимодействие компонентов, поток данных в интегрированной
горизонтов, анализ запасов и механизмов вытеснения
модели
03
PROSPER — Моделирование скважин
Узловой анализ, кривые IPR и VLP, корреляции многофазного потока,
искусственный подъем
05
Процесс интеграции
Пошаговый процесс построения модели, итерационный процесс
04
GAP — Моделирование поверхностной сети
Решатель уравнений сети, балансировка давлений и расходов,
глобальная оптимизация производства
06
Математические основы
Ключевые уравнения и алгоритмы: материальный баланс, модели

3.

01
C H A PTE R O N E
Архитектура
системы Petex IPM
Обзор интегрированного подхода к моделированию

4.

IPM SUITE ARCHITECTURE
Система Petex IPM Suite
Интегрированное моделирование производства
Дополнительные модули
IPM (Integrated Production Modeling) — это мощная методология, которая объединяет
PVTP
пласт, скважины и поверхностную сеть в единую модель для анализа и оптимизации
PVT-анализ и управление флюидами
производительности.
REVEAL
Система моделирует полный цикл добычи углеводородов: от поведения пласта через
Специализированное моделирование
производительность скважин до транспортировки по поверхностной инфраструктуре.
RESOLVE
Продвинутая интеграция
MBAL
Аналитический
инструментарий
инженера-разработчика
Материальный баланс
Моделирование
водоносных
горизонтов
Оценка запасов
PROSPER
Моделирование
производительности
скважин
GAP
Моделирование и
оптимизация
многофазных сетей
OpenServer
API для интеграции с внешними системами
Ключевые возможности
Узловой анализ
Балансировка сети
Кривые IPR/VLP
Глобальная
Искусственный
оптимизация
Одновременная оптимизация добычи и закачки
подъем
Распределение
Глобальная оптимизация с учетом ограничений
газлифта
Сопоставление с историей разработки
Единая модель от пласта до точки сбора
Прогнозирование производительности

5.

DATA FLOW INTEGRATION
Поток данных в интегрированной модели
MBAL → PROSPER
PROSPER → GAP
GAP → MBAL
• Давление пласта (P_res)
• Кривые IPR для каждой скважины
• Дебиты скважин (Q_o, Q_g, Q_w)
• Запасы нефти/газа (N, G)
• Кривые VLP для различных условий
• Забойные давления (P_wf)
• Механизмы вытеснения
• Дебиты и забойные давления
• Ограничения сети
• Приток воды из водоносника
• Характеристики искусственного подъема
• Распределение закачки

6.

02
C H A PTE R T W O
MBAL
Моделирование пласта
Материальный баланс и анализ запасов

7.

MATERIAL BALANCE EQUATION
Уравнение материального баланса
Общее уравнение MBE
Np[Bo + (Rp - Rs)Bg] + WpBw =
Обозначения переменных
N — Начальные запасы нефти, STB m — Отношение объема газовой
Np — Накопленная добыча нефти,
шапки к нефти
N[(Bo - Boi) + (Rsi - Rs)Bg] + mNBoi(Bg/Bgi - 1) + (1 + m)NBoi(cwSwc +
STB
We — Приток воды, bbl
cf)ΔP/(1 - Swc) + WeBw
Bo — Объемный коэффициент
Wp — Накопленная добыча воды,
нефти
STB
Rs — Газосодержание, scf/STB
cw — Сжимаемость воды, psi-1
Принцип: Суммарная добыча = Расширение нефти + Расширение
газовой шапки + Расширение породы и воды + Приток воды
Bg — Объемный коэффициент газа cf — Сжимаемость породы, psi-1
Rp — Накопленный ГФ, scf/STB
водонасыщенность
Физический смысл компонентов
1
Расширение нефти и растворенного газа
Eo = (Bo - Boi) + (Rsi - Rs)Bg
2
Расширение газовой шапки
Eg = Boi(Bg/Bgi - 1)
3
4
Swc — Остаточная
Сжимаемость породы и связанной воды
Применение MBE
Оценка начальных запасов углеводородов
Прогнозирование поведения пласта
Ef,w = Boi(cwSwc + cf)ΔP/(1 - Swc)
Определение механизмов вытеснения
Приток воды из водоносного горизонта
Оценка притока воды из водоносника
We — рассчитывается моделями водоносника
Сопоставление с историей разработки

8.

AQUIFER MODELING
Моделирование водоносного горизонта
Модель Hurst-Van Everdingen
Наиболее точная неустановившаяся модель, основанная на
аналитическом решении уравнения фильтрации для радиального или
линейного притока воды.
We = B × Σ(Δpj × WD(tD - tDj))
где B = 1.119 × φ × ct × h × re² (водоносная константа)
Безразмерное время:
Сравнение моделей водоносников
Модель
Тип
Точност
Скорость
ь
Hurst-Van Everdingen Неустановившаяся
Высокая Средняя
Carter-Tracy
Аппроксимация
Средняя Высокая
Fetkovich
Псевдоустановившаяся
Средняя Высокая
Schilthuis
Установившаяся
Низкая
tD = 6.328 × 10-3 × k × t / (φ × μw × ct × re²)
Максимальна
я
Геометрия водоносников
Модель Carter-Tracy
Радиальная модель
Аппроксимация модели VEH, не требующая использования таблиц и
Водоносник окружает пласт по периметру. Приток — радиальный от re
принципа суперпозиции. Более быстрая, но менее точная при резких
к rw.
изменениях давления.
We(tn) = We(tn-1) + (Δpn - Δpn-1) × B × Δtn × [W'D(tDn) / (tDn - tD,n-1)]
Линейная модель
Водоносник расположен сбоку или снизу от пласта. Приток —
линейный.
Бесконечный/конечный
Бесконечный: давление не достигает внешней границы. Конечный:

9.

03
C H A PTE R T H R EE
PROSPER
Моделирование скважин
Узловой анализ и производительность скважин

10.

I P R / V L P A N A LY S I S
Кривые IPR и VLP
Inflow Performance Relationship (IPR)
Точка работы скважины
IPR описывает зависимость дебита жидкости от забойного давления —
продуктивность скважины определяется свойствами пласта.
Модель Vogel (для насыщенных нефтей)
Qo/Qo,max = 1 - 0.2(Pwf/Pr) - 0.8(Pwf/Pr)²
Модель Fetkovich
Qo = C(Pr² - Pwf²)n
Закон Дарси (для ненасыщенных нефтей)
Qo = J(Pr - Pwf)
J = индекс продуктивности (PI)
Vertical Lift Performance (VLP)
Точка пересечения кривых IPR и VLP определяет стационарный
режим работы скважины: дебит Q* и забойное давление Pwf*
Узловой анализ (Nodal Analysis)
VLP описывает зависимость дебита от забойного давления,
Принцип: Система разбивается на два сегмента в узловой точке (обычно
необходимого для подъема флюидов до устья — определяется
забой):
характеристиками НКТ.
Вприток (Inflow)
Выброс (Outflow)

11.

MULTIPHASE FLOW CORRELATIONS
Корреляции многофазного потока
Beggs & Brill Correlation
Режимы многофазного течения
Наиболее широко используемая корреляция для наклонных и горизонтальных труб.
Разработана на основе экспериментальных данных с использованием воздуха и воды в
акриловых трубах различного диаметра и углов наклона.
Bubble Flow (Пузырьковый)
Газ в виде пузырьков равномерно распределен в
жидкости. Низкие газовые факторы.
(dP/dL) = [(dP/dL)Fric + (dP/dL)Grav] / (1 - Ek)
Удержание жидкости HL определяется режимом течения и безразмерными числами
Slug Flow (Пробковый)
Чередование пробок жидкости и газовых пробок.
Средние газовые факторы.
Режимы течения
Параметры
• Сегрегированный
• Число Фруда
Churn Flow (Эмульсионный)
• Прерывистый
• Безудержная жидкость λL
Хаотичное перемешивание фаз. Переходный режим.
• Распределенный
• Угол наклона трубы
• Переходной
• Диаметр трубы
Annular Mist (Кольцевой)
Жидкость по стенкам, газ в центре с каплями.
Высокие газовые факторы.
Hagedorn & Brown
Orkiszewski
Для вертикальных и наклонных скважин.
Хорошо работает для пузырькового и
пробкового режимов.
Композитный метод для вертикальных
труб. Объединяет подходы Гриффита,
Данса-Роса и др.
Уравнение перепада давления
-dP/dL = ρmg sin(θ) + fmρmvm²/(2d) + ρmvm dvm/dL

12.

04
C H A PTE R F O UR
GAP
Моделирование
поверхностной сети
Оптимизация сбора и транспорта продукции

13.

NETWORK SOLVER
Решатель уравнений сети
Уравнение-ориентированный решатель
Итерационный процесс решения
GAP использует проприетарный уравнение-ориентированный
решатель, специально разработанный для решения интегрированных
нефтяных сетей. Это самый быстрый сетевой решатель в отрасли.
Основные уравнения баланса
• Баланс давлений: ΣPin = ΣPout + ΔPloss
• Баланс расходов: ΣQin = ΣQout
• Баланс энергии: учет температурных изменений
Принцип работы:
От одного граничного условия (обычно точка сбора или сепаратор)
система рассчитывает давления во всех узлах сети, учитывая
Типы расчетов
1
физические модели всех элементов.
Установившийся режим (Steady State)
Расчет параметров в фиксированный момент времени
2
Элементы сети
Прогнозирование (Prediction)
Расчет разработки во времени с обновлением пластовых давлений
Скважины (Wells)
Насосы (Pumps)
Трубопроводы (Lines)
Точки сбора (Sinks)
Штуцеры (Chokes)
Резервуары (Tanks)
3
Оптимизация (Optimization)
Поиск оптимальных настроек для максимизации целевой функции

14.

G L O B A L O P T I M I Z A TI O N
Глобальная оптимизация производства
Уникальный подход к оптимизации
GAP использует уникальный подход глобальной оптимизации,
позволяющий инженеру определить оптимальные настройки для
Сценарии оптимизации
Распределение газлифта
максимизации добычи или выручки с учетом всех ограничений
Оптимальное распределение ограниченного объема газлифта
системы.
между скважинами для максимизации суммарной добычи
Целевые функции оптимизации
• Максимизация добычи нефти
• Максимизация добычи жидкости
Управление штуцерами
Оптимизация диаметров штуцеров на скважинах для балансировки
добычи и предотвращения проблем с насыщением газом/водой
• Максимизация выручки
• Максимизация прибыли (с учетом затрат)
• Минимизация затрат на закачку
Оптимизация компрессоров
Определение оптимальных режимов работы компрессоров для
поддержания требуемого давления в системе с минимальными
Типы ограничений
затратами
• Максимальные дебиты скважин
• Давление в сепараторе
Балансировка низкодавленческих систем
• Пропускная способность трубопроводов
Управление системами с низким пластовым давлением для
• Доступный объем газлифта
максимизации отбора остаточных запасов
• Мощность компрессоров и насосов

15.

05
C H A PTE R F I VE
Процесс
интеграции
Создание полной модели месторождения

16.

MODEL BUILDING WORKFLOW
Пошаговый процесс построения модели
1
Сбор данных
• PVT-анализ
2
MBAL модель
• Определение
3
PROSPER
модели
• Компоновка
танков
скважин
• Ввод PVT
• PVT
данных
корреляции
• История
• Кривые IPR
добычи
Моделирование
• Кривые VLP
водоносника
Характеристики
• Калибровка по
оборудования
истории
• Геологические
данные
• Топология сети
4
• Искусственный
GAP сеть
• Топология сети
5
Интеграция
• Связь MBALGAP
6
Калибровка
• Сопоставление
истории
• Трубопроводы
• Связь
• Оборудование
PROSPER-GAP
• Связывание
• Настройка
скважин
итераций
• Граничные
• Проверка
• Валидация
условия
сходимости
модели
• Верификация
• Анализ
подъем
7
Прогноз
• Сценарии
разработки
• Оптимизация
• Корректировка
• Анализ рисков
параметров
• Рекомендации
• Оценка
чувствительности
запасов
Документировани
• Мониторинг
е
Исходные данные
Качество модели
Распространенные проблемы
PVT: Состав флюида, плотность, вязкость,
Точность: Отклонение от исторических
• Несходимость из-за противоречивых
поверхностное натяжение
данных < 5-10%
данных
Геология: Пористость, проницаемость,
Стабильность: Сходимость за разумное число
• Неправильные PVT корреляции
насыщенность, толщина пласта
итераций
• Некорректные характеристики
История: Дебиты, давления, обводненность,
Физичность: Все параметры в разумных
оборудования

17.

ITERATIVE CONVERGENCE
Итерационный процесс сходимости
Механизм сходимости
Схема взаимодействия компонентов
Интегрированная модель работает по итерационному принципу, где
каждый компонент передает данные другому до достижения
сходимости по давлениям и расходам во всех узлах сети.
Цикл итераций
1. GAP рассчитывает дебиты и забойные давления
2. Дебиты передаются в MBAL для обновления пластового давления
3. Новое пластовое давление передается в PROSPER
4. PROSPER пересчитывает кривые IPR
5. Обновленные IPR передаются обратно в GAP
6. Проверка сходимости — если не достигнута, повтор цикла
Критерии сходимости
• Изменение давления < 0.1 bar между итерациями
Ускорение сходимости
• Изменение дебита < 1% между итерациями
Хорошее начальное приближение: Использование реальных данных
• Максимальное число итераций (обычно 10-20)
для старта
Ограничение изменений: Плавное обновление параметров между
итерациями

18.

06
C H A PTE R S I X
Математические
основы
Ключевые уравнения и алгоритмы

19.

K E Y M A T H E M A T IC A L M O D E L S
Ключевые математические модели
Уравнение материального баланса
F = N[Eo + mEg + (1+m)Ef,w] + We
F — подземная добыча, N — начальные запасы, Eo, Eg, Ef,w —
расширение нефти, газа и породы
Модели водоносников
Hurst-Van Everdingen:
We = B·Σ(Δpj·WD(tD-tDj))
Carter-Tracy:
We(tn) = We(tn-1) + Δpn·B·Δtn·[W'D/(tDn-tD,n-1)]
Модели продуктивности (IPR)
Vogel:
Q/Qmax = 1 - 0.2(Pwf/Pr) - 0.8(Pwf/Pr)²
Fetkovich:
Q = C(Pr² - Pwf²)n
Fetkovich:
We = (Ja/c)·(pi-p)·[1-exp(-c·Ja·t/Va)]
Многофазный поток
Beggs-Brill:
Darcy:
dP/dL = [(dP/dL)F + (dP/dL)G]/(1-Ek)
Q = J(Pr - Pwf)
Общее уравнение:
-dP/dL = ρmg·sin(θ) + fmρmvm²/(2d) + ρmvm·dvm/dL
Кривые подъема (VLP)
Pwf = Pwh + ΔPgrav + ΔPfric + ΔPacc
Гравитационный, фрикционный и акселерационный перепады
давления
Решатель сети
ΣPin = ΣPout + ΔPloss

20.

C O N CL US ION
Интегрированное моделирование
на базе Petex
Интегрированное моделирование на базе Petex обеспечивает комплексный подход к
анализу и оптимизации разработки нефтяных месторождений. Сочетание MBAL, PROSPER и
GAP позволяет инженерам принимать обоснованные решения на основе физически
корректных моделей.
Единая модель
Оптимизация
Итеративность
От пласта до точки сбора
Глобальная оптимизация с
Сходимость всех компонентов
учетом ограничений
Учитывая взаимосвязь всех элементов системы — от пласта до точки сбора, инженеры могут
оптимизировать добычу, минимизировать затраты и принимать стратегические решения на
основе точных прогнозов