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