Комплексное моделирование совместной разработки сеноманских газовых залежей

30 ГАЗОВАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ

УДК 622.279.23/.4.001.57

Комплексное моделирование совместной разработки сеноманских газовых залежей

Р.И. Шарипов

аспирант, младший научный сотрудник1 SharipovRI@tngg.ru

С.Ю. Свентский

заведующий отделом комплексного моделирования разработки газовых месторождений1

В.А. Варламов

заведующий сектором1

1ООО «ТюменНИИгипрогаз», Тюмень, Россия

Предложено решение по комплексному моделированию совместной разработки двух сеноманских залежей, приуроченных к различным месторождениям, но разрабатываемых в рамках единой системы сбора и компримирования. Две различные гидродинамические модели предлагается объединить рядом связующих ячеек, таким образом создав единый гидродинамический каркас залежей. Моделирование системы сбора проведено с учетом дожимного комплекса.

Материалы и методы

Математическое моделирование гидродинамического процесса

Ключевые слова

комплексная модель, гидродинамический каркас, адаптация модели, совместная разработка, газовая залежь

Комплексные постоянно-действующие газодинамические модели позволяют решать вопросы по проектированию и активному контролю за разработкой газовых залежей. С целью повышения эффективности разработки и достижения проектной величины конечного коэффициента газоотдачи некоторые газовые залежи целесообразно разрабатывать совместно. Совместная разработка является одним из эффективных способов для снижения экономических затрат на первых стадиях при запуске таких проектов. Основной особенностью такой стратегии при разработке двух газовых залежей является единая газосборная сеть (ГСС) и концентрирование мощностей по подготовке и перекачке газа на одном из промыслов.

Применение такого подхода к разработке оправданно для газовых залежей, находящихся на сравнительно небольших расстояниях друг от друга, около 50-100 км, т. к. при больших расстояниях потери давления газа на трение и скоростной режим работы межпромыслового газопровода (МПГ), соединяющего две залежи, не дадут возможности для синхронной разработки и достижении высоких величин газоотдачи.

Исходя из норм проектирования месторождений углеводородного сырья (УВС), проектные документы должны сопровождаться цифровыми фильтрационными моделями [1]. Таким образом, при проектировании совместной разработки газовых залежей складывается ситуация при которой необходимо построение двух различных геологических моделей, так как залежи не относятся к одному месторождению, а являются самостоятельными гидродинамическими системами двух разных месторождений. Две геологические модели — это две разные геологические сетки, поэтому

при переходе от геологического к гидродинамическому моделированию в процессе ремасштабирования, мы имеем два гидродинамических каркаса и соответственно две разные фильтрационные модели.

Современное состояние стандартных функциональных возможностей гидродинамических симуляторов в области моделирования газовых залежей позволяет вести расчет комплексной модели, т. е. модели с несколькими уровнями «пласт

— скважина — ГСС — УКПГ — МГ» с одним гидродинамическим каркасом (пример — гидродинамический симулятор — Eclipse, опция расширенной модели наземной сети

— «Network») [2, 3], при этом отсутствуют опции для расчета двух моделей с двумя различными каркасами, объединенных на уровне ГСС. Поэтому с учетом вышесказанного и наличия двух разных фильтрационных моделей при проектировании совместной разработки, приводят к невозможности их комплексного моделирования с использованием стандартных возможностей симуляторов.

Таким образом, можно выделить следующие проблемы при комплексном моделировании совместной разработки залежей. Использование раздельных гидродинамических моделей:

1) не позволяет применить комплексный подход к разработке залежей как единому газодобывающему комплексу;

2) ведет к некорректным результатам расчета прогнозной стратегии разработки;

3) не позволяет дать оценку влияния на разработку при изменении компонент системы;

4) наряду со средствами интегрированного моделирования, приводят к существенному увеличению времени расчетов.

Модель

Залежь «А» Залежь «Б» Единая

Количество ячеек в направлении I

136

216

353

Количество ячеек в направлении J

273

586

586

Количество ячеек в

направлении K

55 62 62

Общее количество активных ячеек

1380085

1138270

2518355

Табл. 1 — Размерность моделей в направлениях I, J, K

Рис. 1 — Каркас ГДМ модели залежи «А»

С другой стороны если объединить два гидродинамических каркаса в единый, далее в его рамках разделить гидродинамические модели залежей неактивными ячейками, то для симулятора это будет единая модель, с единым каркасом и появляется возможность их совместного расчета в рамках комплексной модели.

Объектом разработки стал способ объединения двух различных гидродинамических моделей. В рамках проекта разработки специалистами ООО «Тюмен-НИИгипрогаз» удалось разработать и реализовать метод, позволяющий соединить две разные гидродинамические сетки в единый каркас для последующего комплексного моделирования совместной разработки сеноманских газовых залежей Вынгаяхинского газонефтяного (ГНМ) и Еты-Пуровского нефтегазоконденсатного месторождений (НГКМ).

Далее для удобства, по тексту заменим все, что касается сеноманской залежи Вын-гаяхинского ГНМ — залежь «А», что касается сеноманской залежи Еты-Пуровского НГКМ — залежь «Б».

Согласно расположения трёхмерных каркасов моделей залежей, определено результирующее пространственной положение моделей в единой сетке. Так как модель залежи «А» находится ближе к центру декартовой системы координат, именно к ней будет подсоединена модель залежи «Б». Основные параметры гидродинамических каркасов моделей залежей представлены в таб. 1.

Ввиду того, что файлы гидродинамических каркасов содержат информацию о всех узлах и сеточных блоках модели, они имеют большие размеры. Работа с этими файлами реализована программным путем, т. е. по известному алгоритму велось чтение и запись этих файлов.

Таким образом, был получен каркас модели залежи «А» (рис. 1) с размерностью равной модели залежи «Б» в направлениях 1 и К, что позволяет объединить их в единый каркас. Используя реализованное программное приложение файлы каркасов, были обработаны и записаны в единый гидродинамический каркас, посредством создания связующего ряда ячеек, границами которых стали координаты ячеек отдельных залежей по смежной стороне. Так как залежи являются отдельными гидродинамическими системами, и отсутствует всякое влияние между ними, то ячейки связующего ряда неактивны в процессе расчета.

В результате процедуры программного объединения был получен единый гидродинамический каркас моделей залежей «А» и «Б» с размерностью 353x586x62 ячеек, представленный на рис. 2.

Перенос свойств ячеек осуществлялся последовательно для обоих моделей в следующей последовательности:

1) выбор исходной, настроенной на историю разработки модели залежи «А» и залежи «Б»;

2) выбор свойства для переноса;

3) выбор интервалов переноса в направлениях I, 1, К;

4) перенос свойств в единую гидродинамическую сетку.

Рис. 2 — Единый ГДМ каркас моделей залежей «А» и «Б»

4.50

0.00 -1-

6 000 000 16 000 000 26000 000 36 000 000 46 000 000 36 000 000

Расход, м^сут

^О» Давление на в ькодг=1.00 МП а Давление на выя1>де=2.00 МПа Давление на выходе=3.00 МПа

•"О* Давление на вькеае=4.0С1 \СПв ~О-Давление на вьссоде=5.00 МПа Давление на выходе=бц0О МПа

Рис. 3 — Кривые режимов компримирования модели ДКС Вынгаяхинского газового промысла

Рис. 4 — Схематичное представление комплексной модели сеноманскихзалежей Вынгаяхинского и Еты-Пуровского месторождений

Среднесуточный отбор газа ЕГП с ДКС -Среднесуточный отбор га за ЕГП без ДКС

Ки>М1Ш1ГС1Ггт кзмечашя га и ЕГП с ЛКС ----ко.-ФФиинентгиэадгчепкя гааа ЕГП ©ез ДКС

Рис. 5 — Прогнозная динамика среднесуточного отбора газа и коэффициента извлечения газа по сеноманской залежи Еты-Пуровского НГКМ

Последним этапом объединения стал перенос скважин [4] отдельных моделей на модель с единым гидродинамическим каркасом. Стоит отметить, что свойства моделей залежей были перенесены после построения и адаптации на историю разработки отдельных гидродинамических моделей рассматриваемых залежей, а полученные модификаторы полей фильтра-ционно-емкостных свойств использовались для корректировки соответствующих параметров в единой гидродинамической сетке, для установления горно-геологических и термобарических соответствий.

Моделирование наземных сетей произведено с помощью опции Network программного продукта Eclipse. В модели была описана структура ГСС, учитывающая порядок подключения шлейфов, наличие дроссельных задвижек, дожимной комплекс. Для каждого участка сети рассчитаны индивидуальные единицы потерь давления.

Для проверки соответствия показателей комплексной модели фактическим данным, расчет исторического периода был проведен по прогнозной схеме, результаты которого показали достаточную степень точности комплексной модели и надежности ее использования при расчете прогнозной стратегии разработки.

Комплексная модель также включает в себя модель ДКС, установленной на промысле сеноманской залежи Вынгаяхин-ского месторождения. При ее построении были использованы газодинамические

характеристики установленных на газоперекачивающих агрегатах (ГПА) сменных проточных частей (СПЧ), а также рассчитаны режимы работы ДКС после перехода на двух и трех ступенчатое компримирование. Режимы компримирования модели ДКС ВяГП представлены на рис. 3.

Учитывая, что комплексная модель содержит в себе две пластовые системы, объединенные единой системой ГСС, расчет прогнозной стратегии разработки учитывает взаимовлияние моделей на поверхностном уровне. Схематично комплексная модель рассматриваемых залежей представлена на рис. 4.

Стоит отметить, что разновременность ввода залежей в промышленную разработку, а также неточности в оценке начальных запасов газа стали причиной дисбаланса пластовых и как следствие входных давлений в ДКС Вынгаяхинского промысла, что является одной из наиболее значимых проблем совместной разработки залежей [5].

Итоги

Просчитаны прогнозные стратегии совместной разработки залежей. Построенная комплексная модель позволяет учитывать влияние изменения пластовых параметров и технологических компонентов на совместную разработку, учитывать продуктивные характеристики скважин обеих залежей при распределении отборов газа, повысить точность прогнозных технологических показателей.

Выводы

Специалистами ООО «ТюменНИИгипрогаз» предложены варианты разработки, направленные на повышение эффективности разработки, как на ближайшую перспективу, так и на доизвлечение запасов газа на завершающей стадии разработки. В частности предложено оснащение Еты-Пуров-ского газового промысла ДКС (динамика изменения технологических показателей представлена на рис. 5), бурение горизонтальных скважин на Вынгаяхинском газовом промысле, реализация технологии распределенного компримирования.

Список используемой литературы

1. Батурин А. Ю. Геолого-технологическое моделирование разработки нефтяных и газовых месторождений.

Москва: ВНИИОЭНГ, 2008. 113 с.

2. Eclipse user's guide 2012.2. Schlumberger, 2012, 2770 p.

3. Eclipse technical description 2006. Schlumberger, 2006, 1068 p.

4. Holmes J. A. Enhancements to the Strongly Coupled, Fully Implicit Well Model: Wellbore Crossflow Modeling and Collective Well Control. SPE, issue 12259. 7th SPE Symposium on Reservoir Simulation, San Francisco, 1983.

5. Ермилов О. М. и др. Применение математического моделирования при разработке крупных газовых месторождений Западной Сибири. Новосибирск: СО РАН, 2003, 78 с.

ENGLISH

GAS INDUSTRY

Complex modeling of joint development of Cenomanian gas fields

UDC 622.279.23/.4.001.57

Authors:

Roman I. Sharipov — graduate student, junior scientist1; SharipovRI@tngg.ru Sergey Yu. Sventsky — head of complex modeling of gas fields production sector1; Vitaly A. Varlamov — head of sector1;

1TyumenNIIgipropaz LLC, Tyumen, Russian Federation

Abstract

The solution of complex modeling to development a two different gas fields as collection and compression united system is suggested. Two hydrodynamic models are combining by connecting elements to create a united gas field. Collection system modeling was designed with account for compression facility complex.

Materials and methods

Math modeling of hydrodynamic process.

Results

The prognosis of joint fields development strategy was calculated. Developed complex model is for counting changes influence of reservoir factors and technological components to joint fields production. Also it hepls for counting productive wells of both fields.

Conclusions

TyumenNIIgiprogaz experts suggested options to increase production efficiency as for near future as for final stage of gas production. Particularly

suggested equipping Ety-Purovsk gas field by compression facility complex (dynamic changing process parameters is shown in Fig. 5), horizontal well drilling at Vyngajahinsk gas field and technology of uniform pressure realization.

Keywords

complex model, hydrodynamic grid, joint development, gas field, model adaptation

References 3. Eclipse technical description 2006. 5. Ermilov O.M. and others. Primenenie

1. Baturin A. J. Geologo-tehnologicheskoe Schlumberger, 2006, 1068 p. matematicheskogo modelirovanija

modelirovanie neftjanyh i gazovyj 4. Holmes J.A. Enhancements to the pri razrabotke krupnyh gazovyh

mestorozhdenij [Oil and gas fields Strongly Coupled, Fully Implicit Well mestorozhdenij Zapadnoj Sibiri

geotechnical modeling]. Model: Wellbore Crossflow Modeling [Math modeling method in action

Moscow: VNIIOENG, 2008, 113 p. and Collective Well Control. SPE, issue during large West Siberian gas fields

2. Eclipse user's guide 2012.2. 12259. 7th SPE Symposium on Reservoir development]. Novosibirsk: SB RAS,

Schlumberger, 2012, 2770 p. Simulation, San Francisco, 1983. 2003, 78 p.