1. Способ контролирования объединенной системы множества пластов-коллекторов, имеющей множество коллекторов и множество имитаторов коллекторов и поверхностную сеть трубопроводов, имеющую имитатор поверхностной сети, причем имитаторы основаны на реальных данных, предусматривающий

установление связи между контроллером объединения и двумя или большим числом имитаторов коллекторов;

использование флюидных потоков, каждый из которых имеет набор псевдокомпонентов;

установление связи между контроллером объединения и имитатором поверхностной сети;

гармонизацию имитаторов путем синхронизации согласно заданному этапу синхронизации;

последовательную эксплуатацию во времени имитаторов и путем преобразования флюидных потоков между наборами псевдокомпонентов каждого потока, используя супернабор компонентов флюидных потоков для рассосредоточивания/сосредоточивания данных между ними;

использование гармонизированных имитаторов для моделирования добычи из множества пластов-коллекторов в поверхностную сеть и

балансирование объединенной системы путем регулирования добычи имитаторов коллекторов для соответствия глобальным ограничениям и оптимизации добычи из коллекторов.

2. Контроллер для объединения множества пластов-коллекторов, имеющего множество коллекторов и множество имитаторов коллекторов и имитатор сети трубопроводов, имеющий имитатор поверхностной сети, содержащий

средства для установления связи между контроллером объединения и двумя, или большим числом, имитаторами коллекторов с использованием флюидных потоков, причем каждый флюидный поток имеет набор псевдокомпонентов;

средства для установления связи между контроллером объединения и имитатором поверхностной сети;

средства для гармонизации имитаторов путем синхронизации согласно заданному этапу синхронизации, последовательная эксплуатация во времени имитаторов и путем преобразования флюидных потоков между наборами псевдокомпонентов каждого потока с использованием супер-набора компонентов флюидных потоков для рассосредоточивания/сосредоточивания данных между ними;

средства для использования гармонизированных имитаторов для моделирования добычи из множества пластов-коллекторов в поверхностную сеть; и

средства для балансирования объединенной системы путем регулирования добычи имитаторов коллекторов для соответствия глобальным ограничениям и оптимизации добычи из коллекторов.

3. Контроллер по п.2, дополнительно содержащий средства для применения ограничений добычи и закачивания.

4. Контроллер по п.3, дополнительно содержащий средства для балансирования коллектора и поверхностных сетей.

 

(57) Реферат / Формула:
Способ контролирования объединенной системы множества пластов-коллекторов, имеющей множество коллекторов и множество имитаторов коллекторов и поверхностную сеть трубопроводов, имеющую имитатор поверхностной сети, причем имитаторы основаны на реальных данных, предусматривающий

установление связи между контроллером объединения и двумя или большим числом имитаторов коллекторов;

использование флюидных потоков, каждый из которых имеет набор псевдокомпонентов;

установление связи между контроллером объединения и имитатором поверхностной сети;

гармонизацию имитаторов путем синхронизации согласно заданному этапу синхронизации;

последовательную эксплуатацию во времени имитаторов и путем преобразования флюидных потоков между наборами псевдокомпонентов каждого потока, используя супернабор компонентов флюидных потоков для рассосредоточивания/сосредоточивания данных между ними;

использование гармонизированных имитаторов для моделирования добычи из множества пластов-коллекторов в поверхностную сеть и

балансирование объединенной системы путем регулирования добычи имитаторов коллекторов для соответствия глобальным ограничениям и оптимизации добычи из коллекторов.

2. Контроллер для объединения множества пластов-коллекторов, имеющего множество коллекторов и множество имитаторов коллекторов и имитатор сети трубопроводов, имеющий имитатор поверхностной сети, содержащий

средства для установления связи между контроллером объединения и двумя, или большим числом, имитаторами коллекторов с использованием флюидных потоков, причем каждый флюидный поток имеет набор псевдокомпонентов;

средства для установления связи между контроллером объединения и имитатором поверхностной сети;

средства для гармонизации имитаторов путем синхронизации согласно заданному этапу синхронизации, последовательная эксплуатация во времени имитаторов и путем преобразования флюидных потоков между наборами псевдокомпонентов каждого потока с использованием супер-набора компонентов флюидных потоков для рассосредоточивания/сосредоточивания данных между ними;

средства для использования гармонизированных имитаторов для моделирования добычи из множества пластов-коллекторов в поверхностную сеть; и

средства для балансирования объединенной системы путем регулирования добычи имитаторов коллекторов для соответствия глобальным ограничениям и оптимизации добычи из коллекторов.

3. Контроллер по п.2, дополнительно содержащий средства для применения ограничений добычи и закачивания.

4. Контроллер по п.3, дополнительно содержащий средства для балансирования коллектора и поверхностных сетей.

 

---

008321
Недавно опубликованные источники информации указывают на необходимость содержательного решения проблемы осуществления интегрированного моделирования для объединения имитирования множества пластов-коллекторов сетей поверхностного производственного оборудования1"8. Эта потребность подчеркивается современной разработкой газовых и нефтяных месторождений с глубоководным залеганием флюидов, при которой типично фонтанирующие потоки флюидов из скважин от различных пластов залегания полезных ископаемых проходят через трубопроводы к отдельным поверхностным платформам с производственным оборудованием перед тем, как эти потоки в дальнейшем будут транспортироваться к пункту их коммерческой реализации. Поверхностно-подземное объединение включает в себя несколько проблем, и в том числе:
наличие явного или неявного режима объединения поверхностной и подземной моделей. Ранее это было описано для случая моделирования одиночного пласта-коллектора, объединенного с моделью9, 10 сети поверхностных трубопроводов;
применение глобальных ограничений добычи и закачивания/повторного закачивания к объединенной системе множества пластов-коллекторов11;
использование различных моделей "давление-объем-температура" (PVT) (моделей тяжелой нефти и моделей для композиций, имеющих различные наборы псевдокомпонентов) для объединенных пластов ископаемых и для модели поверхностной сети4, 5 трубопроводов;
тактовая синхронизация по времени и схема объединения для случая наличия множества соединяемых пластов-коллекторов11;
вопрос о местоположении поверхностно-подземного объединения, а именно: наличие объединения или в районе устья скважины, или на уровне пласта-коллектора (при различных степенях эксплуатации с перекрытием)12.
В публикации7 Литвака и Дэрлоу и в публикации14 Литвака и Уэнга использовалось неявное объединение сети трубопроводов и модели пласта-коллектора при наличии композиции. При этом режиме одновременно были решены уравнения, описывающие многофазный поток флюидов в пласте-коллекторе, взаимозависимость поступления потоков в скважину, модель буровой трубы и модель поверхностного производственного оборудования. При обработке условия для устий скважин и узлов поверхностных трубопроводов эквивалентно дополнительным сетевым блокам модели пласта-коллектора полная система уравнений была линеаризирована, а полученная в результате этого система линейных уравнений решалась для того, чтобы получить обновленные переменные величины решения при каждой итерации Ньютона.
Хотя неявное поверхностно-подземное объединение может обеспечивать улучшенной сходимостью в том случае, когда решается система нелинейных уравнений, это объединение обладает недостатком гибкости, когда приходится осуществлять выбор12 программного обеспечения. Более того, соединение моделей для нескольких пластов-коллекторов с совместно используемыми раздельными установками не является неявно осуществимым без объединения этих моделей в единую сеть (с большим количеством сетевых блоков), эксплуатация11, 12 которой может быть неэффективной и затрудненной.
Схема итерационного отставания является альтернативой по отношению к неявному поверхностно-подземному объединению. При каждой итерации Ньютона модели пласта-коллектора поверхностная модель уравновешивается по отношению к модели "скважина-пласт" при использовании самой последней итерации решения задачи в отношении пласта-коллектора. Когда получается сбалансированное решение, оно применяется в качестве контролирующего уровня по отношению к скважинам в модели пласта во время выполнения имитатором пласта-коллектора его следующей итерации Ньютона при решении задачи. Контролирующий уровень типично может представлять собой давление на уровне фонтанирующей скважины (ТНР), давление забоя скважины (ВНР) или дебит для каждой скважины, полученные из сбалансированного решения поверхностно-подземной задачи.
Преимущества схемы объединения с итерационным отставанием заключаются в ее простоте и гибкости. Схема полностью неявного объединения требует расчета дополнительных производных, отражающих собой объединение скважин с помощью сети трубопроводов, и они должны размещаться в матрице Якобиана у имитатора пласта-коллектора. Эти производные схема итерационного отставания не включает в себя, уменьшая обмен данными информации между поверхностными и подземными моделями для моментальных условий у точек объединения (например, данными о дебитах скважин, о давлении, о показателе продуктивности). Поэтому схема представляет собой надлежащий выбор для объединения независимых поверхностных и подземных имитаторов; это решение задачи может предоставлять увеличенную гибкость при выборе программного обеспечения при условии того, что каждый имитатор имеет совместимый открытый интерфейс, через который имитаторы могут обмениваться данными12 информации.
Основной недостаток схемы итерационного отставания по отношению к полностью неявной схеме, включающей в себя все производные, заключается в том, что имитатор пласта-коллектора может потребовать увеличенного количества итераций Ньютона для получения сходимости по временному шагу. Без избыточных производных из модели для поверхностной сети матрица Якобиана в модели для пласта-коллектора не учитывает реагирования сети на изменения в решении для скважины и пласта-коллектора
- 1 -
008321
при каждой итерации Ньютона. При некоторых обстоятельствах исключение этих производных может привести к компромиссу в отношении сходимости по временному шагу. Устранение этого недостатка заключается в уравновешивании сети с моделью "скважина-пласт" только при первых нескольких итерациях Ньютона для каждого временного шага (типично при двух или трех итерациях). Если имитатор пласта-коллектора требует количество итераций, которое больше того их числа, которое необходимо для сходимости по временному шагу, контролирующие уровни характеристик скважин поддерживаются постоянными для остальной части расчета временного шага. Эта схема успешно применялась в течение многих лет при использовании группового контролирования и для соединяющих моделей для объединенных сетей, встроенных в имитатор пласта-коллектора.
Однако схема объединения с итерационным отставанием не является вполне пригодной для случаев, когда модели для множества пластов- коллекторов объединяются с поверхностной моделью. Вообще, для моделей пластов-коллекторов должны выбираться различные размеры временных шагов, и они при решении будут иметь их различные временные шаги с отличающимися друг от друга количествами итераций Ньютона. Схема объединения с итерационным отставанием может потребовать наличия моделей для пластов ископаемых, которые должны быть тесно синхронизированы для использования одних и тех же временных шагов (при минимуме размеров временных шагов для всех моделей), которые могут значительно замедлить процесс моделирования. Альтернативная схема объединения для этих случаев заключается в явном ("освобожденном") объединении, при котором модели для пластов-коллекторов являются синхронизированными при конкретных моментах времени, выбранных контроллером (при "временном шаге контроллера"), и уравновешивание сети выполняется в начале каждого временного шага контроллера. Моделям пластов-коллекторов затем позволяли последовательно срабатывать независимо до начала следующего временного шага контроллера, принимая столько их собственных временных шагов, сколько считалось для них необходимым, при поддержании тем временем контрольных уровней их скважин постоянными при наборе величин с помощью самого последнего решения для уравновешенных сетей. Это приводило к пониженной точности по сравнению с точностью, получаемой при схеме с итерационным отставанием, и в результате могло приводить к некоторой степени несоответствия между решениями для пластов-коллекторов и сетей трубопроводов. В этом описании заявленного изобретения далее рассматриваются результаты и исправления, связанные с явным объединением.
Уже сообщалось о нескольких решениях задачи при интегрированном моделировании, которые позволили множество пластов-коллекторов подсоединять к отдельным поверхностным эксплуатационным производственным установкам1, 2, 4, 11. Наиболее функционально прогрессивной среди этих моделей является средство планирования разработки углеводородного месторождения (HFPT)4, в котором модели для множества пластов-коллекторов (тяжелой нефти или композиции) подсоединяются к совместно используемой поверхностной сети трубопроводов. Имеет место поверхностно-подземное объединение посредством применения открытого интерфейса, и оно обеспечивает наличием сбалансированных величин давлений в устьях скважин у буровых труб. Подключение модели для пласта-коллектора тяжелой нефти к составной модели поверхностных сетей трубопроводов также допускается при использовании схемы устранения сгустков тяжелой нефти5. Однако в ссылочном материале, касающемся средства планирования освоения углеводородного месторождения (HFPT), не описаны технические подробности, включенные в схему соединения множества пластов-коллекторов и сети трубопроводов.
В описании заявляемого изобретения мы раскрываем контроллер общего назначения для объединения моделирований множества пластов-коллекторов и сетей поверхностных эксплуатационных производственных установок. Это связано с выбором имитаторов пластов-коллекторов и поверхностных сетей посредством открытого интерфейса. ECLIPSE 100 и ECLIPSE 300 являются имитаторами пластов-коллекторов, в то время как имитаторами поверхностных сетей являются все средства PIPESIM моделирования трубопроводов и внутренний местный прототип. Мы начинаем с описания схемы соединения одиночного пласта-коллектора с поверхностной сетью трубопроводов. Затем мы рассмотрим результаты объединения для множества пластов-коллекторов (при наличии или без поверхностной сети). Затем здесь рассматриваются аспекты композиций, включавшиеся в том случае, когда объединенная система содержит в себе различные модели флюидов. Некоторые примерные случаи использования изобретения описаны для иллюстрирования возможностей системы.
Подключение одиночного пласта-коллектора к наружной сети трубопроводов
Здесь целью контроллера является поддержание модели наружной сети в сбалансированном положении по отношению к моделированию одиночного пласта-коллектора по мере изменения условий существования пласта-коллектора. Контроллер может также применять ограничения дебита, которые он может либо пропускать к имитатору пласта-коллектора при обращении с ними при стандартных процедурах группового контролирования, либо пропускать к модели сети трубопроводов для применения посредством регулирования падения давления с помощью штуцера.
На фиг. 1 показана структура системы. Контроллер связан с имитаторами сети трубопроводов и пласта-коллектора посредством открытого интерфейса, который позволяет использовать его для обмена данными информации через пакеты сообщений. Интерфейс создает пакеты сообщений и посылает их к приложению систем пониженного уровня, которое содержит заявки на комплекс характеристик "давле
- 2 -
008321
ние-объем-молекулярная масса" (PVM) и пропускает их в программу "демон" для комплекса характеристик "давление - объем - молекулярная масса" (PVM) при прогоне программы для системы. Реализации могут осуществляться с помощью различных компьютеров; комплексы "давление - объем - молекулярная масса" (PVM) обрабатываются при обращении с сообщениями между главными вычислительными машинами. Следует отметить, что структура делает это относительно простой задачей изменения при переходе от комплекса "давление - объем - молекулярная масса" (PVM) к другому протоколу сообщений, такому как протокол для множества интерфейсов (MPI).
Открытый интерфейс
Открытый интерфейс для имитатора ECLIPSE 100 пласта-коллектора тяжелой нефти был доступен уже в течение ряда лет, и он использовался для подключения некоторых моделей поверхностных сетей к имитатору8, 9. С тех пор он был расширен и перенесен на имитатор ECLIPSE 300 для пласта-коллектора композиций. Мы будем суммировать здесь его усовершенствованные характеристики перед подробным описанием схемы объединения, которую мы используем.
Когда включается в работу открытый интерфейс, имитатор может получать инструкции о паузе в каждом из трех событийных циклов для ожидания команд, сообщаемых через интерфейс. Первый событийный цикл существует на старте каждого временного шага. Второй событийный цикл существует на старте каждой итерации Ньютона временного шага; это, главным образом, предназначено для схем объединения с итерационным отставанием. Третий событийный цикл существует на конце каждого временного шага; это позволяет запрашивать о конечных дебитах скважин и др. данных информации перед началом следующего временного шага (при альтернативе в момент завершения работы).
В каждом из этих событийных циклов контроллер может взаимодействовать в определенном диалоге с имитатором. Элементы диалога могут классифицироваться в соответствии с тремя категориями.
Исполнительные команды. Они инструктируют имитатор для выполнения конкретного действия. Их примерами являются следующие:
решение для системы добычи/закачивания при текущих ограничениях;
выполнение следующей итерации Ньютона для временного шага;
завершение решения задачи для временного шага (принимая столько последующих итераций Ньютона, сколько их необходимо); составление отчета;
окончание прогона математической программы;
Установочные команды. Эти команды могут устанавливать ограничения для скважины и групповые ограничения, композиции притоков к скважинам (к нагнетательным скважинам) и отчетные сигналы (с продиктовыванием того, что записано в отчетных файлах). В событийном цикле при старте временного шага также может быть установлен верхний предел для размера временного шага. (Решение о размере действительного временного шага принимается перед входом в событийный цикл Ньютона);
Команды запросов. Эти команды могут запрашивать о количественных характеристиках одной скважины и их групп (о дебитах, о забойном давлении, о композиции и о др. данных информации), о времени, дате и длительности временного шага, о времени следующего отчета и о состоянии сходимости временного шага.
Аналогичный интерфейс может выполняться в обоих сетевых имитаторах, имея те же самые категории элементов диалога:
Исполнительные команды. Они включают команду для решения сетевой задачи с текущим набором ограничения и условий источника/стока;
Установочные команды. Эти команды могут устанавливать свойства ответвлений, ограничения по дебиту или давлению в узлах и определять условия источника/стока;
Команды запросов. Эти команды могут запрашивать о потоках в ответвлениях и о давлении в узлах.
Схема объединения
Точки соединения между моделями сетей трубопроводов и пластов-коллекторов могут быть либо индивидуальными устьями скважин у буровых труб, либо группами скважин; последний случай соответствует коллекторам, к которым подключаются несколько скважин при разделении одних и тех же условий у головки насосно-компрессорной трубы. Имитатор пласта-коллектора определяет падение давления от забоя ствола скважины до головки насосно-компрессорной трубы по предварительно рассчитанным данным таблиц качества функционирования (VFP) при вертикальном потоке. Выбор точек объединения может быть в дальнейшем расширен для включения забоя ствола скважины, хотя это может увеличить время выполнения расчета, если имитатор сети должен выполнять учет поперечных подач давления в скважину к ее забою.
Когда сеть подключается к модели одиночного пласта-коллектора, может применяться схема "уплотненного" подключения с итерационным отставанием. Это уравновешивает сеть трубопроводов с системой "скважина/пласт-коллектор" при каждой итерации Ньютона при расчете временного шага имитатора пласта-коллектора. Как уже пояснялось ранее, если временной шаг требует большее, чем определенное количество (NUCOL) итераций для достижения сходимости, сеть трубопроводов не требуется повторно уравновешивать во время выполнения остальных итераций временного шага, и остаются неиз
- 3 -
008321
меняемыми уровни контролирования скважины.
Другие варианты выбора для частоты балансирования системы "сеть трубопроводов-пласт-коллектор" должны предназначаться для уравновешивания начала каждого временного шага (при явном объединении) или для конкретных интервалов времени (при "освобожденном" объединении).
В то время, как эти варианты выбора могут требовать меньшего суммарного количества времени для выполнения расчета в модели сети трубопроводов, может быть пониженной точность объединенного решения. На конце временного шага сеть находится вне положения ее уравновешенности по отношению к условиям состояния пласта-коллектора в зависимости от условия того, в какой степени изменились условия состояния пласта-коллектора с тех пор, как была осуществлена последняя балансировка системы "сеть трубопроводов-пласт-коллектор". При схеме "уплотненного" подключения с итерационным отставанием погрешность балансирования на конце временного шага отражает собой только изменения, произошедшие в условиях состояния пласта-коллектора после выполнения итерации Ньютона под номером NUCOL. Но для явной схемы это отражает собой изменения в условиях состояния пласта-коллектора схемы "плотного" подключения с итерационным отставанием, которые происходят на всем протяжении временного шага (или возможно на протяжении нескольких временных шагов, при схеме "освобожденного" объединения). Для решения, предназначенного для системы объединения, при заданной точности в явной схеме может появиться необходимость ограничения размера временного шага, которая может привести к выполнению дополнительной работы для имитатора пласта-коллектора. Вообще, оптимальная частота для уравновешивания сети трубопроводов может зависеть от условия того, в каком соотношении находится стоимость расчетной работы по балансированию системы "сеть трубопроводов-пласт-коллектор" с затратами на временной шаг имитирования пласта-коллектора.
Когда получено сбалансированное решение для системы "сеть трубопроводов-пласт-коллектор", оно применяется в качестве контрольного уровня для скважин, тогда как имитатор выполняет следующую итерацию Ньютона или решает временной шаг. Контролирующим уровнем характеристики может быть давление на уровне фонтанирующих скважин (ТНР), давление забоя скважин (ВНР) или дебит скважин. Выбор может быть важным, особенно в явной схеме объединения или в схеме освобожденного объединения, когда условия состояния пласта-коллектора могут значительно изменяться при последовательно выполняемых расчетах балансирования. В пласте-коллекторе с понижающимся давлением фиксирование давления забоя скважины (ВНР) будет приводить к пессимистическому характеру результата для эксплуатационных скважин. Действительно, если последовательное понижение давления перед следующим расчетом балансирования является значительным по сравнению с депрессией в скважине между сеточными блоками пласта-коллектора и закачиванием скважины, результирующая погрешность в дебите скважины будет большой. Установка дебита скважины в качестве контрольного уровня, с другой стороны, не будет приводить к такой катастрофической погрешности для скважин с малой депрессией, но она вместо этого будет приводить к некоторому оптимистическому результату. Установка давления на уровне фонтанирующей скважины в качестве контрольного уровня характеристики является наилучшим компромиссом, если имитатор пласта-коллектора может получать полностью неявное решение для скважин при этом контрольном режиме (обычно с помощью интерполяционных таблиц качества функционирования (VFP) при вертикальном потоке). Погрешность является наименьшей по той причине, что ответная реакция диаметра ствола скважины включается в решение для пласта-коллектора. Бэрроукс и др.12 обращают внимание на то, что, однако, имеется возможность установки давления на уровне фонтанирующей скважины (ТНР) в качестве контрольного уровня характеристики в имитаторе даже в том случае, если точка объединения находится у забоя скважины в ее стволе при том условии, если как для имитатора сети трубопроводов, так и для имитатора пласта-коллектора, используется один и тот же способ расчета потерь давления в стволе скважины. Однако при схеме уплотненного объединения различие между установками в качестве контрольного уровня давления на уровне фонтанирующей скважины (ТНР) или дебита скважины не будет являться таким значительным исходом, как это будет в случае реализации схемы явного объединения или схемы освобожденного объединения.
Балансировка системы "сеть трубопроводов - пласт-коллектор"
Процесс балансирования, управляемый контроллером, состоит в обмене информацией между скважинами или группами скважин в модели имитирования пласта-коллектора и узлами "источник - сток" в модели сети трубопроводов. В наличии имеется несколько способов выполнения этого расчета. Здесь мы описываем способ, который пригоден для тех случаев, когда
точка объединения является головкой напорно-компрессорной трубы, и
имитатор сети трубопроводов может принимать граничные условия узла источника при любых определенных дебитах скважины или при определенной линейной зависимости притока.
На фиг. 2 иллюстрируется процесс балансирования для одиночной эксплуатационной скважины и трубопровода сети. Две кривые показывают изменение дебита скважины в зависимости от изменения реагирования давления на уровне фонтанирующей скважины (ТНР) и от изменения реагирования трубопровода. Римскими цифрами (I, II,... ) представлены решения при последовательных итерациях балансирования сети. В случае реализации операций ниже показанные верхние индексы 1, 2, ... представляют собой точки 1, 2, ... на чертеже этой фигуры , тогда как нижние индексы w и р представляют собой сто
- 4 -
008321
роны скважины и трубопровода у граничного узла.
I. При заданной начальной величине давления на уровне фонтанирующей скважины (ТНР), р1,,,, следует получать решение для системы с помощью модели пласта-коллектора флюида с целью определения соответствующего дебита скважины, Q1w. Следует устанавливать соответствующий узел источника скважины в сети для постоянных дебитов Q2p=Q1w и получать решение для модели сети. Сеть возвращается к давлению р2р узла источника.
II. Необходимо обновлять контрольный уровень для давления на уровне фонтанирующей скважины (ТНР) до равенства p3w=p2p и получать решение для эксплуатационной системы с помощью модели пласта-коллектора с целью установления нового дебита скважины Q3w. Теперь мы имеем две точки на кривой реагирования скважины, и мы находим градиент между ними как у головки насосно-компрессорной трубы в виде : PI:PIII=(Q3w-Q1w)/( p3w-p1w) (нижний индекс // представляет собой номер итерации балансирования). Необходимо устанавливать узел источника, соответствующий скважине, в сети трубопроводов для линейной зависимости прилива с этим параметром PI и соответствующее давление в пересечении, а затем получать решение для сети с помощью ее модели.
III. Следует обновлять контрольный уровень для давления на уровне фонтанирующей скважины (ТНР) до равенства p5w = = р4р и получать решение для эксплуатационной системы с помощью модели пласта для определения нового дебита Q5w скважины. Необходимо использовать самые последние две точки (3 и 5) на кривой реагирования скважины для расчета нового параметра PI у головки насосно-компрессорной трубы и давление на пересечении, и следует получать решение для сети при новых условиях, существующих в узле источника. Сеть трубопроводов возвращается к давлению р6р.
Этап III повторяется при применении самой последней пары точек на кривой реагирования скважины до тех пор, пока не достигается сходимость. Расчет балансирования считается имеющим сходимость в том случае, когда изменения давлений во всех узлах источников и массовые расходы находятся в пределах процентного допуска на их величины. Для последующих расчетов балансирования мы начинаем с самых последних величин давления на уровне фонтанирующей скважины (ТНР) и используем для них самый последний полученный параметр PI у головки насосно-компрессорной трубы для градиента при условиях узлов источников в сети трубопроводов.
Объединенные моделирования для множества пластов-коллекторов
Здесь цель контроллера заключается в объединении моделирований для двух или большего количества пластов-коллекторов, на которые накладываются общие ограничения. Объединенная система может дополнительно содержать одну или большее количество поверхностных сетей трубопроводов, но это не является принудительным. Моделирования пластов-коллекторов могут содержать смесь моделей, предназначенных для тяжелой нефти, с различными наборами активных фаз (недонасыщенная газом нефть и вода, три фазы и др.) и с композиционными моделями с различными наборами псевдокомпонентов. Протокол сообщений о комплексах "давление-объем-молекулярная масса" позволяет использовать модели имитирования при различных компьютерных платформах, что дает преимущество, заключающееся в том, что они могут получать ускорение при параллельном использовании во времени.
Большое месторождение часто содержит ряд независимых изолированных пластов-коллекторов. Они могут быть хронологически связанными индивидуально с их собственными моделями имитирования. Но если это направлено на их создание в поверхностных установках общего использования, ограниченных возможностями их проектирования, они не могут больше считаться в качестве независимых узлов во время осуществления прогнозных исследований. Они, вероятно, подвержены воздействию глобальных ограничений на добычу флюидов, которые могут включать в себя целенаправленную производительность отбора нефти и максимальную пропускную способность для воды и газа. Пласты-коллекторы могут также объединяться посредством глобальных ограничений закачивания, например, в том случае, если они с долевым участием используют одну и ту же установку для закачивания воды, а вода или газ, добываемые из некоторых пластов-коллекторов, могут повторно закачиваться в другие пласты-коллекторы. Для инженера-проектировщика отличным преимуществом является возможность моделирования пластов в виде объединенной системы при сохранении описаний их индивидуальных моделей. Без наличия этой возможности может появляться необходимость слияния моделей в единую огромную сетку с описанием флюидов, содержащим избыточный набор всех фаз или компонентов, имеющихся в моделях.
Решение, которое мы получаем с помощью контроллера, является подобным варианту выбора объединения пластов-коллекторов, который имелся в наличии в течение ряда прошедших лет для имитато-ра11, предназначенного для тяжелой нефти. Однако предшествующий вариант выбора объединения пластов-коллекторов является ограниченным до одного конкретного имитатора. Он был осуществлен с помощью наличия возможности работы имитатора при двух режимах: в качестве его собственного контроллера и в качестве подчиненного проблемного уровня. В новой системе алгоритмы объединения пластов-коллекторов содержатся в котроллере, который способен осуществлять подключение как к имитатору для тяжелой нефти, так и к имитатору для композиций. Имитаторы (в том числе имитатор любой объединенной сети) работают как подчиненные проблемные уровни. В принципе, контроллер может подключаться к любому имитатору, имеющему соответствующий интерфейс для связи. Другое преиму
- 5 -
008321
щество новой системы заключается в том, что она предоставляет расширенный выбор имитаторов поверхностных сетей трубопроводов; в первоначальной системе выбор был ограничен до простой модели сети, которая была встроена в имитатор пласта-коллектора.
Система подключения
При моделированиях множества пластов-коллекторов контроллер использует схему "освобожденного" подключения. Это распределяет глобальные уровни добычи/закачивания до принципиальных групп индивидуальных проблемных уровней моделирования (и уравновешивает любые поверхностные сети трубопроводов) в начале каждого "этапа синхронизации". После этого задача каждого моделирования решается независимо до следующего этапа синхронизации вне зависимости от того, какие временные шаги и итерации Ньютона этим будут востребованы. Следует отметить, что схема "уплотненного" объединения, как описано выше, может потребовать решения всех задач моделирования для принятия идентичных временных шагов.
Пользователь устанавливает максимальную длительность этапов синхронизации. Контроллер может выбирать более короткий по времени этап синхронизации в том случае, когда, например, осуществление объединения достигает отчетного времени в одной из задач моделирования пластов-коллекторов, поскольку все задачи автоматически синхронизируются в отчетные времена в любом из моделирований. Контроллер может также сокращать этап синхронизации ниже максимальной величины в том случае, если в течение предшествующего шага производительность добычи или закачивания при любой задаче моделирования изменяется в большей степени, чем определенная фракция. Это осуществляется для ограничения количественного параметра, с помощью которого суммарные производительности добычи и закачивания в объединенной системе могут смещаться от глобальных целевых уровней в связи с изменениями в условиях пласта, которые существуют на протяжении времени этапа синхронизации.
Балансирование объединенной системы
Приведение объединенной системы к сбалансированному состоянию включает в себя две цели. Во-первых, любые глобальные ограничения, накладываемые на суммарную производительность добычи и закачивания, должны быть распределены между задачами моделирования. Глобальные ограничения могут включать в себя цели повторного закачивания, при которых добываемые вода или газ передаются между пластами-коллекторами. Во-вторых, если в наличии имеется поверхностная сеть трубопроводов, она должна быть сбалансирована по отношению к производительностям добычи/закачивания.
В наличии существует выбор двух способов обработки глобальных ограничений, накладываемых на производительность. Первый способ является эквивалентным способу "направляющего группового контролирования производительности", который реализуется в имитаторах пластов-коллекторов. Контроллер распределяет любые глобальные целевые производительности помимо принципиального места, если объединенные моделирования состоят из смеси прогонов программ для тяжелой нефти и для композиций. В этом случае приток тяжелой нефти к скважине преобразуется в притоки композиций. В последующих разделах описания заявляемого изобретения мы описываем схемы концентрирования/рассредоточения в том виде, как они используются в этой работе. На фиг. 3 иллюстрируется случай реализации контроллера, объединяющего два моделирования пластов-коллекторов с композициями при реализации моделирования пласта-коллектора тяжелой нефти соответственно при компонентах N1 и N2 и при наличии поверхностной модели сети с композицией с числом K компонент.
Приток композиции к скважине
Следует рассмотреть случай осуществления моделирования пласта-коллектора с N компонентами, объединенного с наружной сетью трубопроводов, имеющей число K компонентов (обычно число K больше или равно числа N). Контроллер имеет избыточный набор М компонентов [где число М больше или равно max(K,N)]. Эта конфигурация требует рассредоточения распределения N компонентов при моделировании пласта-коллектора с М компонентов контроллера и концентрации их в K компонентах в сети. Другими словами, при заданной композиции смеси флюидов из пласта-коллектора при каждой итерации балансирования цель заключается в выполнении расчета композиции, распределенной в M-компонентной смеси в контроллере.
Мы используем так называемые разделенные параметры Sj. При последующем пояснении верхние индексы l и d соответственно обозначают сконцентрированные и рассредоточенные смеси. Мы принимаем допущение о том, что избыточный набор компонентов является достаточно детализированным для того, чтобы охватывать любой компонент в сконцентрированных наборах компонентов. Рассмотрим смесь флюидов из Nl компонентов, которые мы желаем рассредоточить в смеси Nd компонентов (число Nd больше, чем число Nl). В этом случае некоторые псевдокомпоненты будут разделяться на их следующие первоначальные композиции (сами они являются смесями компонентов и псевдокомпонентов). Для этой цели требуется, чтобы рассредоточение разделенных параметров Sj, j=l,N определялось как:
2й, = Sj, iit , где / = 1, Nd> (1)
где z\, и zd являются подаваемой молярной долей компонентов j и i соответственно в сконцентрированной и в рассредоточенной смесях. Параметры Sj должны конкретно определяться во вводимых данных информации. Пользователь всегда может иметь информацию об их величинах для некоторых проб с па
- 6 -
008321
раметрами давления, объема и температуры, поскольку эти величины могут предварительно использоваться для концентрирования смеси в набор псевдокомпонентов для композиционного имитирования. Конечно, параметры Sj могут изменяться от одной пробы с параметрами давления, объема и температуры к другой пробе. Однако каждая скважина или группа скважин могут быть связаны группами объединенных пластов в пропорции к их ориентирующих дебитов. Ориентирующие дебиты этих групп могут устанавливаться пользователем или определяться в функции от их потенциальной добычи/потенциального закачивания. Контроллер должен запрашивать о потенциалах этих групп, определять их ориентирующие дебиты и задавать соответствующие целевые уровни добычи/закачивания. Если группа не может соответствовать этому целевому уровню, любой дефицит должен восполняться посредством увеличения целевых уровней групп, которые могут иметь поток при повышенном дебете. Групповое логическое управляющее устройство внутри имитаторов пластов распределяет групповые целевые уровни, которые контроллер предписывает их скважинам. (На последнем круге своего развития контроллер будет в состоянии распределять цели непосредственно скважинам для всех объединенных пластов, обходя групповое логическое управляющее устройство в имитаторах).
Если объединенная система включает в себя поверхностную сеть, допустим второй способ наложения глобальных ограничений на дебит с помощью штуцеров сети трубопроводов. Контроллер пропускает ограничение к имитатору сети, который регулирует перепад давления в номинальном штуцерном ответвлении для предела дебита с требуемой величиной. Этот способ доступен всякий раз в том случае, когда поверхностная сеть подключается к одному или большему количеству пластов, поскольку оба имитатора поверхностных сетей, которые могут подключаться к контроллеру, являются совместимыми с этим вариантом выбора.
Сеть балансируется с моделями пластов тем способом, который описан выше. При каждой итерации балансирования определяются дебиты добычи/дебиты закачивания для каждого пласта, обновляются условия источника/стока сети, решаются сетевые задачи, и результирующие давления пограничных узлов связываются с моделями пластов для обновления ограничений на давление на головке насосно-компрессорных труб (ТНР).
Композиционные аспекты
Когда используются композиционные модели при одной или большем количестве объединенных моделирований, в последних вообще могут использоваться наборы псевдокомпонентов. Контроллер должен использовать избыточный набор компонентов (который мы будем называть "детализированным набором"). Контроллер должен переводить (или "рассредоточить") дебеты скважин для каждой модели имитирования в этом детализированном наборе компонентов. Наоборот, когда контроллер пропускает дебит скважины в модель имитирования (при газо-нагнетательной скважине в модели пласта или при узле источника композиционной модели сети), он должен переводить (или "концентрировать") дебит в собственном наборе псевдокомпонентов модели. Аналогичный процесс принимает заданный набор разделенных параметров, предусмотренных в пробе с параметрами давления, объема и температуры, получаемой или из скважины или ближайшей соседней ей скважины. Другими словами, вместо наличия в распоряжении одного набора разделенных параметров для каждого композиционного моделирования, будем иметь приходящийся на один регион набор разделенных параметров. Наборы разделенных параметров вводятся в качестве таблиц в данные информации для контроллера.
Отсутствует необходимость в наличии дополнительных данных информации для обратной задачи концентрирования детализированного набора компонентов контроллера в концентрированный набор для имитатора. Параметры могут вырабатываться автоматически при условии, что избыточный набор компонентов контроллера является, по крайней мере, детализированным так же, как сеть или любая из объединенных моделей пластов (другими словами, все наборы сконцентрированных псевдокомпонентов охвачены детализированным набором компонентов/псевдокомпонентов контроллера).
Дебит скважины с тяжелой нефтью
Посредством рассредоточения дебита скважины при наличии в ней тяжелой нефти мы стремимся находить молярные отношения детализированных компонентов, по существу, преобразуя дебит скважины с тяжелой нефтью в дебит скважины с композицией. Это можно достигать при различных степенях точности посредством вариантов выбора в диапазоне изменения от установленных постоянных композиций нефти и газа на протяжении всего прогона программы при использовании результатов процесса истощения (дифференциальная конденсация, истощение постоянной конденсацией, дифференциальное выделение газа, дифференциальное истощение). Последний процесс представляет является обратным по отношению к процессу составления таблиц давлений, объемов, температур (PVT) для тяжелой нефти.
Самый простой способ заключается в назначении фиксированных композиций (молярных долей компонентов) для объема товарных нефти и газа. Они могут применяться для всего пласта-коллектора или, если свойства нефти меняются по пространству пласта-коллектора, различные композиции нефти и газа могут быть обозначены для индивидуальных скважин. Более того, газонефтяные композиции для объема товарных нефти и газа могут повторно назначаться в любой момент времени во время работы, и им позволяют изменяться во времени. Имитатор ECLIPSE 100 имеет особенность контролирования его со стороны Американского нефтяного института, что позволяет осуществлять перемешивание различных
- 7 -
008321
сортов нефти с разнообразными характеристиками внутри пласта-коллектора. Характеристики давления, объема, температуры (PVT) нефтяной смеси параметризируются посредством использования плотности поверхностной нефти. Для обеспечения выбора варианта рассредоточения, совместимого с отслеживанием со стороны Американского нефтяного института, газо-нефтяные композиции при объеме товарных нефти и газа могут быть табулированы относительно плотности нефти при поверхностных условиях.
Третий вариант выбора (приносящий наивысшую точность) заключается в создании таблиц величин молярных долей компонентов жидкости и пара в пласте-коллекторе, изменяющихся в зависимости от давления насыщения. Они могут быть получены из процесса истощения и идеально из того же самого процесса, который был использован при составлении таблиц давлений, объемов, температур для тяжелой нефти.
Следует принимать допущение о том, что проба с данными информации по давлению, объему и температуре, использованная в процессе истощения, состоит из N1 компонентов (верхний индекс I обозначает "сконцентрированность", поскольку при эксперименте с истощением, в основном, используется поднабор избыточного набора компонентов для контроллера). Для каждого давления существует паровая композиция пара yI и жидкостная композиция х;, где i=1, ..., N1 .
Информация, затребованная контроллером, заключается в суммарной молярной доле и в суммарном молярном отношении для каждого компонента. Суммарная композиция (подаваемая композиция) связана с фазовыми композициями следующим соотношением:
Zi=ayi + (1 -a)xh (2)
где величина а является паровой долей:
а=---; (3)
п +п
где величины nv и nL соответственно являются суммарным количеством молей в паровой и жидкостной фазах.
Уравнение (3) может быть записано в виде:
mv 1MV mv IMV +mL/M'
где величины mv, Mv, mL и ML являются массой и молярной массой соответственно паровой и жидкостной фаз. В рамках мольных отношений величина а может быть записана в виде:
Qj IMV
v QjlM'+Qj-IM1-' (5)
где величины QVm и QLm являются соответственно массовыми расходами в паровой и жидкостной фазах.
При заданном давлении насыщения паровая и жидкостная композиции могут быть рассчитаны по таблице поиска. Зная молярные доли компонента/псевдокомпонента и молярные массы, паровые и жидкостные молярные массы выражаются в виде:
Mv = f> ,M, (6)
М = I х.М. , (7) .,11 г = I
Из закона сохранения массы массовые расходы паровой и жидкостной фаз задаются в виде: и
Qi=QZ+Qt> (9)
Соответственно в уравнениях (8) и (9) величины QgVm, QoVm, QoLm и QgLmобозначают массовые расходы соответственно свободного газа, испарившейся нефти, свободной нефти и растворенного газа. Эти количества могут быть получены из уравнений:
rn i ivi ...
- 8 -
008321
zCm
(10)
QOV
i_- m
n 11V = Ps4sv >
(ii)
QOl.
= PWst
(12))
(13)
Вышеуказанные величины qg sv, qo sv, qo sv и qg sv обозначают соответственно поверхностные объемные расходы для свободного газа, испарившейся нефти, свободной нефти и растворившегося газа.
Паровой (жидкостный) массовый расход компонента i, где i=1, N1 представляет собой непосредственное умножение величины суммарного парового (жидкостного) массового расхода на величину паровой (жидкостный) молярной доли yi, (xi) компонента.
Следует отметить, что этот способ рассредоточения позволяет нам получать наиболее детализированную информацию для композиции, которую можно получить в процессе рассредоточения тяжелой нефти при условии того, что зависимость интервалов давления в фазной композиции от изменения табличных давлений является такой же самой, как и зависимость для табличных давлений, объемов и температур для тяжелой нефти. Не являются необходимыми более мелкие интервалы давлений, чем те, которые имеются в таблицах давлений, объемов и температур для тяжелой нефти, если в результате этого необходимо получать улучшенное описание флюидных композиций.
Как только поток тяжелой нефти проходит операцию рассредоточения в композиционный поток, последний может также потребовать рассредоточения в избыточный набор компонентов, как это описано в предшествующем разделе описания заявленного изобретения. Это применяется в том случае, если избыточный набор компонентов в контроллере отличается от набора компонентов, до которого рассредоточен поток тяжелой нефти в скважине.
Пример оценки достоверности. Для проверки достоверности схемы рассредоточения тяжелой нефти в скважине, используемой в этой работе, мы сравнивали композицию в скважине с течением времени по отношению к модели композиционного пласта-коллектора, имеющего композиции с рассредоточенным потоком тяжелой нефти в скважине, получаемой из эквивалентной модели пласта-коллектора.
Табл. 1 иллюстрирована начальная композиция в модели пласта-коллектора с композициями. На фиг. 4 изображен график зависимости изменения температуры, соответствующей этой композиции (применено уравнение Пэнга-Робинсона с двумя параметрами). Температура пласта-коллектора зафиксирована равной 284° по шкале Фаренгейта; давление в точке насыщения, соответствующее этой температуре, равнялось 4522 фунта на кв. дюйм. Начальное давление в верхней части пласта-коллектора составляло 4600 фунтов на кв. дюйм. Весь пласт-коллектор первоначально находился в жидкостной фазе (он являлся недонасыщенным пластом-коллектором). Добыча нефти осуществлялась через семь скважин при постоянной суммарной производительности, равной 2500 баррелей нефти в сутки (при нормальных условиях на поверхности).
Для этого сравнения использовались две модели давлений, объемов и температур, основанные соответственно на дифференциальном выделении газа и на дифференциальной конденсации. В обоих случаях модель для тяжелой нефти состояла из смеси живой нефти и влажного газа. На фиг. 5 иллюстрирована добыча нефти, осуществлявшаяся в течение двух лет. Имеется превосходная согласованность между моделью, имеющей композицию, и двумя моделями для тяжелой нефти при улучшенной согласованности, обеспечиваемой с помощью модели с дифференциальной конденсацией. Мы также испытывали применение модели для тяжелой нефти при наличии живой нефти и влажного газа; но это привело к значительному расхождению между временем прорыва газа и наличием рассредоточенной тяжелой нефти с композицией в нефтяном потоке в скважине. Это следовало ожидать, поскольку качество результатов при рассредоточении непосредственно связано с качеством модели для тяжелой нефти.
Таблицы зависимости изменения рассредоточения жидкостной и паровой композиции от изменения давления, полученные при экспериментах (в случае дифференциального освобождения газа и в случае дифференциальной конденсации), были использованы для составления таблиц изменения давлений, объемов и температур тяжелой нефти. На графике, изображенном на фиг. 6, показана зависимость молярной доли метановой композиции и композиции псевдокомпонентов НС13 и НС43 от течения времени. Аналогично производительность добычи газа и композиции рассредоточенной тяжелой нефти в ее потоке находятся в хорошей согласованности с дебитом скважины из композиционной модели.
Примеры
Мы представили два примера применений, которые иллюстрируют вышеописанные характеристики. Первый пример описывает множество пластов-коллекторов, подключенных к общей поверхностной сети трубопроводов с глобальными ограничениями, применяемыми посредством штуцеров сети трубо
- 9 -
008321
проводов. Второй пример иллюстрирует рассредоточение компонентов и повторное закачивание газа среди трех пластов-коллекторов с моделями для различных флюидов.
Пример I. Объединение множества пластов-коллекторов с сетью трубопроводов.
Три пласта-коллектора, находящиеся под морским дном, подключены к общей эксплуатационной сети трубопроводов, используемой для добычи. На эскизе, изображенном на фиг. 7, иллюстрирована схема сети трубопроводов, которая подключена к моделям пластов-коллекторов около насосно-компрессорных труб, каждый пласт-коллектор содержит четыре скважины для добычи. Добываемые флюиды из каждой скважины протекают через отдельные находящиеся на морском дне промысловые трубопроводы к манифольду, в котором они смешиваются. Каждый пласт-коллектор имеет одиночный манифольд и отдельный трубопровод (стояк), связывающий эксплуатационную морскую платформу с подводным месторождением для подачи к ней флюидов. На общей эксплуатационной платформе флюиды от трех таких трубопроводов, связывающих эту платформу с подводным месторождением, перемешиваются и транспортируются на берег по экспортному трубопроводу. Каждый пласт-коллектор имеет одно и то же описание флюидов тяжелой нефти; нефть первоначально является недонасыщенной с концентрацией растворенного в ней газа, равной Rs = 1,5 тыс. кубических футов газа при нормальных условиях, приходящихся на баррель нормальной нефти. Первоначально только два пласта-коллектора, а именно: пласт-коллектор А и пласт-коллектор В отдавали флюидный поток. Отбор потока флюидов от пласта-коллектора С производился спустя восемь месяцев.
Суммарная пропускная способность лимитируется ограничением абсолютного давления до 500 фунтов на кв. дюйм около берегового экспортного узла. Но суммарная производительность добычи нефти также подвергается воздействию предела, составляющего 30,000 нормальных баррелей нефти в сутки. Это ограничение применялось посредством воздействия на штуцер, расположенный на начальном участке экспортного трубопровода. Имитатор сети рассчитывал перепад давления через штуцер, при котором необходимо уменьшать интенсивность потока нефти до требуемой величины. Третье ограничение применялось к добыче газа из одного из пластов-коллекторов, а именно из пласта - коллектора А. Добыча из него газа ограничивалась до 15,000 тысяч кубических футов газа при нормальных условиях в сутки, и ограничение применялось посредством использования другого штуцера, расположенного в верхней части трубопровода (стояка), связывающего морскую платформу с подводным месторождением.
В пласт-коллектор А повторно закачивалась половина количества газа, добытого из этого пласта-коллектора, и во все три пласты-коллекторы закачивалась вода для достижения коэффициента заполнения пористости, равного 0,8. Каждый пласт-коллектор поэтому с течением времени терял давление и эксплуатировался с увеличивающимся газовым фактором и с увеличенной обводненностью добываемого продукта. Газовый фактор пласта-коллектора А более ярко выражен по той причине, что в него повторно закачивался газ. Однако, возрастающий тренд увеличения газового фактора и обводненности добываемого продукта прерывался операциями по увеличению дебита эксплуатационной скважины; скважины устанавливались вблизи соединения со слоем, наиболее нарушающим работу скважины, и всякий раз их газовый фактор достигал величины равной 4,0 тысячи кубических футов газа при нормальных условиях, приходящихся на баррель нормальной нефти, и обводненность добываемого продукта оценивалась количественным показателем, величина которого доходила до значения, равного 0,7 ( каждая скважина заканчивалась на трех пластах).
На графике, изображенном на фиг. 8, показаны производительности добычи нефти, газа и воды, измеренные в районе экспортного трубопровода. Первоначально отдача потоков осуществлялась только из пластов-коллекторов А и В с передачей потоков между ними, и эти пласты-коллекторы не были в состоянии поддерживать максимальную производительность добычи нефти (производительность экспортной добычи нефти снижалась в течение 8 месяцев (243 суток) до тех пор, пока не стали эксплуатировать пласт-коллектор С. После этого производительность объединенной системы превысила 30,000 баррелей нефти в сутки при нормальных условиях, и в модели сети трубопроводов регулировался перепад давления на штуцере в экспортном трубопроводе с целью поддержания производительности добычи нефти при этом пределе. Добыча продолжалась на этом плато в течение 1200 суток, после чего производительность системы упала ниже предельной ее величины, а производительность добычи нефти начала снижаться. В наличии имелось кратковременное увеличение производительности добычи нефти через 1400 суток осуществления эксплуатационной работы, которое совпало со временем проведения операции по увеличению дебита одной из эксплуатационных скважин пласта-коллектора А.
На фиг. 9 иллюстрированы производительности добычи нефти, газа и воды из каждого из трех пластов-коллекторов. Следует при этом отметить, что производительность добычи газа из манифольда пласта-коллектора А оставалась постоянной при предельной величине, равной 15,000 тыс. кубических футов газа при нормальных условиях в сутки. Таким образом, производительность добычи газа из пласта-коллектора А всегда лимитировалась ограничением (клапан на стояке этого пласта-коллектора всегда имел перепад давления для контролирования добычи), и добыча нефти из этого пласта-коллектора, таким образом, зависела только от газового фактора. Первоначальная добыча нефти из пласта-коллектора А составляла 10,000 баррелей при нормальных условиях в сутки, отражая собой наличие первоначальной величины концентрации растворенного газа Rs=1,5. Добыча нефти уменьшалась, когда свободный газ
- 10 -
008321
прорывался через скважину, и всякий раз вновь увеличивалась, когда прорыв газа прекращался посредством выполнения операции по увеличению дебита скважины. В период времени стабилизации (начиная с 240-х суток по 1200-е сутки) добыча нефти из других пластов-коллекторов регулировалась для осуществления компенсирования изменения производительности добычи нефти из пласта-коллектора А. Автоматически действующий клапан на экспортном трубопроводе регулировал обратное давление в сети трубопроводов для поддержания суммарной производительности добычи нефти в размере 30,000 баррелей в сутки при нормальных условиях. Первые две операции по увеличению дебита скважин на пласте-коллекторе А осуществлялись в этот период времени (на 486- и на 796-е сутки работы). Третья операция по увеличению дебита скважин на пласте-коллекторе А осуществлялась на 1384 сутки работы, но это осуществлялось в период времени уменьшения производительности таким образом, что в результате было достигнуто некоторое увеличение суммарной производительности добычи нефти. Пример II. Рассредоточение компонентов и повторное закачивание газов.
Три пласта-коллектора с различными моделями для флюидов объединялись через глобальные ограничения добычи и закачивания. Каждый пласт-коллектор имел семь добывающих скважин. Каждый из пластов-коллекторов А и В имел три водо-нагнетательные скважины. Пласт-коллектор С имел четыре газонагнетательные скважины. Как и в случае примера I, каждый пласт-коллектор имел единый мани-фольд. Флюид, добываемый из манифольдов MAN-A, MAN-B и MAN-C, собирался в точке коллектора GATHER, где газ отделялся, и его некоторое количество повторно закачивалось в пласт-коллектор С. В этом примере мы сфокусировали наше внимание на некоторые композиционные аспекты контроллера. Следовательно, ради достижения ясности ни на одной скважине во время ее эксплуатации не осуществлялась операция по увеличению ее дебита.
Три пласта-коллектора являлись изотермическими. Флюидные модели для трех пластов-коллекторов являлись следующими.
Пласт-коллектор А был представлен моделью для тяжелой нефти при дифференциальной конденсации (начальный газовый фактор GOR=1,85 тыс. кубических футов газа при нормальных условиях на нормальную баррель нефти) и при смеси живой нефти влажного газа; в наличии имелась та же самая модель, которая была использована в примере оценки достоверности для тяжелой нефти (см. чертеж на фиг. 2 и табл. 1). Температура в пласте-коллекторе равнялась 284° по шкале Фаренгейта. Первоначальное давление в верхней части пласта-коллектора равнялось 4600 фунтам/кв. дюйм. Давление в условиях образования пузырьков, соответствующее этой температуре, равнялось 4522 фунтам/кв. дюйм.
Пласт-коллектор В содержал недонасыщенную нефть (с начальным газовым фактором GOR=1,60 тыс. кубических футов газа при нормальных условиях на нормальную баррель нефти), характеризуемую моделью с шестью компонентами/псевдокомпонентами. Флюидная смесь состояла из N2, СO2, C1, С2 - С3 С4-C6, и тяжелая фракция была представлена одиночным псевдокомпонентом С7+. На графике, изображенном на фиг. 11, показана зависимость изменения давления от изменения температуры для этой модели. Температура пласта-коллектора равнялась 290° по шкале Фаренгейта. Первоначальное давление в верхней части пласта-коллектора равнялось 4600 фунтам/кв. дюйм. Давление при условиях образования пузырьков, соответствующее этой температуре, равнялось 4538 фунтам/ кв. дюйм.
Пласт-коллектор С содержал газовый конденсат при условиях, близких к критическим (с начальным газовым фактором GOR, равным около 8,5 тыс. кубических футов газа при нормальных условиях на нормальную баррель нефти), характеризуемый моделью с одиннадцатью компонентами/псевдокомпонентами. Флюидная смесь состояла из N2, СО2, С1, С2-С3, С4-С6, и тяжелая фракция была представлена пятью псевдокомпонентами НС7, НС13, НС18, НС23 и НС43. На графике, изображенном на фиг. 12, показана зависимость изменения давления от изменения температуры для этой модели. Температура пласта-коллектора равнялась 200° по шкале Фаренгейта. Первоначальное давление в верхней части пласта-коллектора равнялось 3000 фунтам/кв. дюйм. Давление при условиях образования пузырьков, соответствующее этой температуре, равнялось 2784 фунтам/ кв. дюйм.
Одиннадцать компонентов в пласте-коллекторе С считались составляющими собой избыточный набор компонентов контроллера. В начале каждого временного шага синхронизации контроллер рассредоточивал шестикомпонентный композиционный поток, протекающий по скважине от пласта-коллектора В, в избыточный набор компонентов, используя таблицу с разделенными параметрами. Аналогично, он рассредоточил поток тяжелой нефти, протекающей по скважине, в избыточный набор компонентов, используя таблицы, показывающие изменение композиции пар/жидкость в зависимости от изменения давления насыщения, как это было показано в предшествующем разделе описания настоящей заявки на изобретение. Точность процесса рассредоточения тяжелой нефти рассматривалась в предшествующем разделе описания настоящей заявки на изобретение.
Глобальный целевой уровень добычи нефти использовался равным 30,000 нормальных баррелей в сутки. Из каждого пласта-коллектора добыча осуществлялась в пропорции к ориентирующей производительности добычи, равной его потенциалу добычи нефти. В пласты-коллекторы А и В закачивалась вода для того, чтобы довести соответственно коэффициенты заполнения объема пористости соответственно до 0,8 и 1,0 при учете воздействия верхних пределов, установленных забойным давлением нагнетающей скважины. В пласт-коллектор С закачивался газ, выделенный из коллектора GATHER для того, чтобы
- 11 -
008321
довести коэффициент заполнения объема пористости до 1,0. Производительность закачивания газа в пласт-коллектор С, однако, лимитировалась количеством газа, поставляемого в коллектор GATHER, (суммарным количеством добываемого газа) и производительностью добычи сжатого газа в размере 150,000 тыс. кубических футов при нормальных условиях в сутки. Флюидная смесь, добываемая из трех пластов-коллекторов (представленная в виде молярных долей компонентов), отделялась, когда использовали испарение при температуре Т, равной 80° по шкале Фаренгейта, и при давлении р, равном 65 фун-там/кв. дюйм с последующим испарением получаемой в результате жидкости при температуре Т, равной 60° по шкале Фаренгейта, и при давлении р, составляющем 14,7 фунта/кв. дюйм. Полученный в результате газ из двухступенчатого газового сепаратора превращал этот сепаратор в источник газа, закачиваемого в манифольд в MAN-C.
На фиг. 12 иллюстрируются производительности добычи нефти и газа, измеренные у коллектора GATHER так же, как и те, которые установлены у манифольдов MAN-A, MAN-B и MAN-C. Указан период времени осуществления операций добычи, составлявший 8 лет. Пласт-коллектор А (в модели для тяжелой нефти) имел повышенный потенциал добычи нефти на первоначальном этапе моделирования по сравнению с пластами-коллекторами В и С. Его добыча нефти превышала величину, равную 16,000 баррелей в сутки при нормальных условиях. Остальную часть для целевого уровня добычи нефти в коллекторе GATHER составляла добыча нефти через манифольд MAN-C в размере около 9,000 баррелей в сутки при нормальных условиях и добыча нефти через манифольд MAN-B в размере около 5,000 баррелей в сутки при нормальных условиях. По причине наличия высокого первоначального газового фактора GOR, равного 8,5, производительность газовой добычи через манифольд MAN-C составляла свыше 75,000 тыс. кубических футов при нормальных условиях в сутки, тогда как производительности добычи газа из пластов-коллекторов А и В соответственно составляли около 30,000 и 7,500 тыс. кубических футов при нормальных условиях в сутки, как это показано на графиках чертежей, изображенных на фиг. 12. С течением времени добыча нефти из пласта-коллектора А уменьшалась, тогда как глобальный целевой уровень добычи поддерживался посредством долевых вкладов, получаемых от пластов-коллекторов В и С. Это продолжалось в течение 6 лет до тех пор, пока значительный рост газового фактора GOR у двух основных добывающих скважин на пласте-коллекторе С заставили уменьшать потенциальную добычу нефти из пласта-коллектора С. Уменьшение добычи нефти из пласта-коллектора А началось позже примерно через шесть месяцев. Около двух месяцев перед концом начала восьмого года добычи все добывающие скважины достигли их пределов минимальных давлений забоя, и произошло резкое сокращение добычи.
Производительности добычи нефти и газа, иллюстрированные на графиках чертежей, изображенных на фиг. 12, имеют свое отражение в соответствующем поведении композиций добываемых флюидов в зависимости от течения времени, как это иллюстрировано графиками на чертежах, показанных на фиг. 13. На этой фигуре иллюстрировано изменение молярной доли метана и молярной доли псевдокомпонента НС13 в зависимости от течения времени для трех пластов-коллекторов и для коллектора GATHER. В течение первых шести лет только слегка изменялась молярная доля метана из пласта-коллектора В, когда происходил прорыв газа и после этого резко увеличивалась метановая композиция. Обратное по характеру поведение имело место в отношении изменения композиции НС13 в зависимости от течения времени; она резко уменьшалась после шести лет. Метан, добываемый из пласта-коллектора С, имеет увеличенную молярную долю по сравнению с той, которая была получена из двух других пластов-коллекторов. Композиция комбинированной флюидной смеси из трех пластов-коллекторов зависела от молярного отношения компонентов из этих пластов-коллекторов. При более существенном возрастании производительности добычи газа из пласта-коллектора С с течением времени по сравнению с двумя другими пластами-коллекторами композиция смешанного потока становилась ближе к той, которая имелась в пласте-коллекторе С, как это видно на графиках, изображенных на фиг. 13.
В течение почти трех с половиной лет производительность закачивания газа в пласт-коллектор С дополняла целевой уровень интенсивности заполнения объема пористости, как это показано на графиках, изображенных на фиг. 14, где объемная производительность закачивания газа в пласт-коллектор показана вместе с производительностью создания пористости пласта-коллектора. К этому времени была достигнута предельная объемная производительность закачивания поверхностного газа в пласт-коллектор в размере 150,000 тыс. кубических футов при нормальных условиях в сутки, как это показано на графиках, изображенных на фиг. 15.
Эти графики также показывают, что при моделировании в любой точке не достигается другой предел производительности закачивания (равный производительности добычи газа у коллектора GATHER). Пласт-коллектор А соответствует его целевому уровню обеспечения производительности закачивания воды до тех пор, пока его водонагнетательные скважины не достигают их максимальных пределов забойного давления вскоре после начала восьмого года, как это видно на графиках, изображенных на фиг. 16. Аналогичное поведение имело место и у пласта-коллектора В.
Композиция закачиваемых газов (из второй ступени сепаратора коллектора GATHER) графически показана на чертежах фиг. 17. На этой фигуре иллюстрировано изменение молярных долей метана, пропана и композиции С4-С6 в зависимости от течения времени. На протяжении первого года метановая до
- 12 -
008321
ля слегка уменьшалась, стабилизировалась в течение последующих пяти лет, а затем после этого резко уменьшалась.
Выводы
Создан контроллер, который объединяет модели для имитирования множества пластов-коллекторов и модели для поверхностных сетей трубопроводов. Каждая модель срабатывает как отдельно реализуемая, и они связываются посредством открытого пропускающего интерфейса. Этот способ позволяет иметь гибкость при выборе программного обеспечения для моделирования пласта-коллектора и сети трубопроводов.
Схема "уплотненного" объединения с итерационным отставанием является пригодной во всех случаях, когда поверхностная сеть подключается к модели одиночного пласта-коллектора. Система "сеть трубопроводов/пласты-коллекторы" является уравновешенной при первых нескольких итерациях Ньютона при наличии временного шага для каждого пласта-коллектора.
Когда объединяются два пласта-коллектора или большее их количество, используется система "освобожденного" подключения, при которой пласты-коллекторы (и сеть трубопроводов, если она имеется) уравновешиваются в контроллере относительно их глобальных ограничений в начале каждого "этапа синхронизации". После этого модель каждого пласта-коллектора последовательно используется независимо до начала следующего этапа синхронизации.
Каждый пласт-коллектор и каждая сеть трубопроводов, если необходимо, имеют различные флюидные модели, допуская наличие смеси моделей для тяжелой нефти и для композиций с различным количеством псевдокомпонентов. Контроллер преобразует дебиты их скважин в описание их собственных флюидов, которое содержит избыточный набор для каждого компонента модели или набор псевдокомпонентов.
Описаны примеры конкретного использования изобретения, иллюстрирующие, как могут влиять на объединенные пласты-коллекторы глобальные ограничения производительностей и суммарная производительность при потоках через сети трубопроводов. Второй пример также иллюстрирует преобразование дебитов скважин с тяжелой нефтью и композициями в флюидную модель контроллера.
Обозначения:
m - масса;
М - молярная масса; р - давление;
PI - показатель производительности;
q - объемная производительность;
Q - концентрация растворившегося газа;
Rs - разделенный параметр;
S - жидкостная композиция;
х - жидкостная композиция;
у - паровая композиция;
z - подаваемая композиция;
Верхние индексы:
i, j - компоненты;
m - масса;
s - поверхность;
v- объем;
Нижние индексы:
d - рассредоточенный;
g - газовый;
I - сконцентрированный; L - жидкость; о - нефть; V- пар.
ECLIPSE - зарегистрированный торговый знак корпорации Schlumberger Technology Corporation.
Список литературы
1. Lobato-Barradas, G., Dutta-Roy, K., Moreno-Rosas, A. and Ozen. С: "Integrated Compositional Surface-Subsurface Modeling for Rate Allocation Calculations," paper SPE 74382 presented at the SPE International Petroleum Conference and Exhibition in Mexico, Villahermosa, Mexico, 10-12 February 2002.
2. Liao, T. T. and Stein, M. H.: "Evaluating Operation Strategies via Integrated Asset Modeling," paper SPE 75525 presented at the SPE Gas Technology Symposium, Calgary, Alberta, Canada, 30 April-2 May 2002.
3. Marsh, J. and Kenny, J.: "Wildcat Hills Gas Gathering System Case Studies: An Integrated Approach From Reservoir Development Through to Sales Pipeline Delivery, "paper SPE 7: 698 presented at the SPE Gas Technology Symposium, Calgary, Alberta, Canada 30 April-2 May 2002.
4. Beliakova, N., van Berkel, J. Т., Kulawski, G. J., Schulte, A. M. and Weisenborn, A. J.: "Hydrocarbon Field Planning Tool for Medium to Long Term Production Forecasting from Oil and Gas Fields Using Integrated
- 13 -
008321
Surface-Subsurface Models," paper SPE 65160 presented at the SPE European Petroleum Conference, Paris,
France, 24-25 October 2000.
5. Weisenborn, A. J. and Schulte, A. M.: "Compositional Integrated Subsurface-Surface Modeling", paper SPE 65158 presented at the SPE European Petroleum Conference, Paris, France, 24-25 October 2000.
6. Zapata, V. J. , Brummett, W. M., Osborne, M. E. and Van Nispen, D. J.: "Advances in Tightly Coupled Reservoir/Wellbore/Surface-Network Simulation, "SPEREE (April 2001) 114.
7. Tingas, J., Frimpong, R. and Liou, J.: "Integrated Reservoir and Surface Network Simulation in Reservoir Management of Southern North Sea Gas Reservoirs," paper SPE 50635 presented at the 1998 SPE European Petroleum Conference, The Hague, The Netherlands, 20-22 October 1998.
8. Deutman, R. and van Rijen, M.: "A Case Study of Integrated Gas Field System Modelling in the North Sea Environment," paper SPE 38556 presented at the 1997 Offshore Europe Conference, Aberdeen, Scotland, 912 September 1997.
9. Litvak, M. L. and Darlow, B. L: "Surface Network and Well Tubinghead Pressure Constraints in Compositional Simulation", paper SPE 29125 presented at the 13th SPE Symposium on Reservoir Simulation, San Antonio, Texas, 12-15 February 1995.
10. Litvak, M. L. and Wang, С. Н.: "Simplified Phase-Equilibrium Calculations in Integrated Reservoir and Surface-Pipeline-Network Models", SPEJ (June 2000) 236.
11. Haugen, E. D., Holmes, J. A. and Selvig, A.: "Simulation of Independent Reservoirs Coupled by Global Production and Injection Constraint"s, paper SPE 29106 presented at the 13th SPE Symposium on Reservoir Simulation, San Antonio, Texas, 12-15 February 1995.
12. Barroux, С. С, Duchet-Suchaux, P. , Samier, P. and Nabil, R.: "Linking Reservoir and Surface Simulators: How to Improve the Coupled Solutions", paper SPE 65159 presented at the SPE European Petroleum Conference, Paris, France, 24-25 October 2000.
13. Pieters, J. and Por, J. A. G.: "Total System Modelling-a Tool for Effective Reservoir Management of Multiple Fields with Shared Facilities", paper SPE 30442 presented at the Offshore Europe Conference, Aberdeen,
5-8 September 1995.
14. Trick, M. D.: "A different Approach to Coupling a Reservoir Simulator with a Surface Facilities Model", paper 40001 presented at the SPE Gas Technology Symposium, Calgary, Alberta, Canada, 15-18 March
1998.
15. Hepguler, F., Barra, S. and Bard, W.: "Integration of a Field Surface and Production Network with a Reservoir Simulator", SPE 38937, SPE Computer Applications (June 1997) 88-93.
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Способ контролирования объединенной системы множества пластов-коллекторов, имеющей множество коллекторов и множество имитаторов коллекторов и поверхностную сеть трубопроводов, имеющую имитатор поверхностной сети, причем имитаторы основаны на реальных данных, предусматривающий
установление связи между контроллером объединения и двумя или большим числом имитаторов коллекторов;
использование флюидных потоков, каждый из которых имеет набор псевдокомпонентов; установление связи между контроллером объединения и имитатором поверхностной сети; гармонизацию имитаторов путем синхронизации согласно заданному этапу синхронизации; последовательную эксплуатацию во времени имитаторов и путем преобразования флюидных потоков между наборами псевдокомпонентов каждого потока, используя супернабор компонентов флюидных потоков для рассосредоточивания/сосредоточивания данных между ними;
использование гармонизированных имитаторов для моделирования добычи из множества пластов-коллекторов в поверхностную сеть и
балансирование объединенной системы путем регулирования добычи имитаторов коллекторов для соответствия глобальным ограничениям и оптимизации добычи из коллекторов.
2. Контроллер для объединения множества пластов-коллекторов, имеющего множество коллекторов и множество имитаторов коллекторов и имитатор сети трубопроводов, имеющий имитатор поверхностной сети, содержащий
средства для установления связи между контроллером объединения и двумя, или большим числом, имитаторами коллекторов с использованием флюидных потоков, причем каждый флюидный поток имеет набор псевдокомпонентов;
средства для установления связи между контроллером объединения и имитатором поверхностной
сети;
средства для гармонизации имитаторов путем синхронизации согласно заданному этапу синхронизации, последовательная эксплуатация во времени имитаторов и путем преобразования флюидных потоков между наборами псевдокомпонентов каждого потока с использованием супер-набора компонентов
- 14 -
008321
флюидных потоков для рассосредоточивания/сосредоточивания данных между ними;
средства для использования гармонизированных имитаторов для моделирования добычи из множества пластов-коллекторов в поверхностную сеть; и
средства для балансирования объединенной системы путем регулирования добычи имитаторов коллекторов для соответствия глобальным ограничениям и оптимизации добычи из коллекторов.
3. Контроллер по п.2, дополнительно содержащий средства для применения ограничений добычи и закачивания.
4. Контроллер по п.3, дополнительно содержащий средства для балансирования коллектора и поверхностных сетей.
давление-объём-молекулярная масса (PVM)
приложение к системе "давление-объём-молекулярная масса" (PVM SYSTEM ANNEX)
интерфейс
поверхностная сеть трубопроводов производственного оборудования
PVM SYSTEM ANNEX
интерфейс
CONTROLLER
PVM SYSTEM ANNEX
интерфейс
RESERVOIR SIMULATOR
Файл данных информации (DATA FILE)
Фиг. 1. Структура объединенной системы пластов-коллекторов и сетей трубопроводов производственного оборудования
ю > , а.
ь , _
дебит скважины
Фиг. 2. Балансирование добывающей эксплуатационной скважины и сети трубопроводов
DATA FILE
- 15 -
008321
К компонентов •поверхностной сети трубопроводов
М компонентов контроллера
моделирование I пласта-коллектора с компонентами
моделирование II пласта-коллектора с N2 компонентами
моделирование III пласта-коллектора с нефтью и газами
Фиг. 3. Наборы псевдокомпонентов в объединенном моделировании Таблица 1. Исходная композиция в сплошном пласте-коллекторе
компоненты/ псевдо-компоненты
молярная доля
0.0069
С02
0.0069
0.5280.
с2-с3
Л1515
с4-с6
0.0703
0.0867
НС13
0.0529
НС18
0.0340
НС26
0.0238
НС43
0.0145
со I
X ГС
t-I
-8-m
1 3000 I
с, са со пГ
Ф О т н
о о ю со
5000 4000
2000 W00 0
кривая в условиях
--образовании пузырьков-V=0.5
----кривая для точки росы • • критическая точка
-г~1-1-г-
-1-1-1-1-
-1-1-1-г-
-1-1-:-1-
-1-1-!-1-
-1-1-1 Г
-т-1-1-г-
-1-г-
- ^
\ '-
¦ '_!_:_
_!_1_:_1_
_1_i_1 ¦
-:-:-:-|-
-I-!-!-1-
- <-и.
200
700 800
300 400 500 600 температура,
Фиг. 4. Фазовый график для пробы давления, объема, температуры, используемой в примере оценки достоверности рассредоточения тяжелой нефти. Температура пласта-коллектора равна 284° по шкале Фаренгейта. Первоначальное давление в верхней части пласта-коллектора равно 4600 фунтам/кв. дюйм
- 16 -
008321
7000
линия условий высвобождения
__(линия условий _____газа из тяжелой
наличия композиций нефти
6000
*-х 5000
4000 линия условий дифференциальной . конденсации при наличии тяжелой нефти
0 100 200 300 400
время (в сутках)1.-
500 600
700
Фиг. 5. Производительность добычи газа на месторождении
линия условии наличия "композиций
пиния условий
___высвобождения _
газа из тяжелойнефти
линия условий дифференциальной конденсации при " тяжелой нефти
<
0.600
0.575
§ 0.550
0.525
. ' 1 ' '
-1-1-i-г-
-г-ч-1-1-
' ' ' '
' ' ' '
-s-1-1-г-
100 200 300 400 500 600 700 время , (DAYS)-
линия условий наличия ' композиций
линия условий высвобождения
линия условий дифференциальной конденсации при
<
ft-
0.0500
53 s
.-с та
Е и
о о
0.0400
' ад
псевдс НС 13
_газа из тяжелойнефти тяжелой нефти
100 200 500 400 время', (DAYS)*-
500 600 700
< 0.0150 0.0140 % | 0.0130 | I 0.0120
О о
0.0110
55 аооэо t
И С J
?s аооао
линия условий наличия композиций
линия условий высвобождения "газа из тяжелой нефти"
линия условий дифференциальной конденсации при " тяжелой нефти
П-г-;:-г-
....
\-~1
¦ :
I'll'
100
500 600 700
200 300 400 время; (DAYS)-
Фиг. 6. Зависимость изменения молярной доли метана и молярных долей псевдокомпонентов НС13 и
НС43 от течения времени для скважины РА1
- 17 -
008321
коллектор
порт экспорте
пласт-коллектор манифольд '
трубопровод ^frC !
скважина^"^^ / \трубопровод трубопровод \^ J
^ 'трубопровод '
" Ъ!
пласт-коллектор
скважина скважина
Фиг. 7. Эскиз поверхностной сети трубопроводов, используемой в примере 1
30000F 29000 28000 27000 26000 25000 24000 23000 22000 21000 ? 20000
-. 111
1 ' ' '
" "
Mil
1,1 ':
: \
i,, , ,
4 :
200 400 600 800 1000 12001400 1600 1800 2000 время, (DAYS)
52000
50000
48000
46000
44000
42000
0 200 400 600 800 1000 12001400 16001800 2000 время; (DAYS)--
- 5 ; o о
3000
2000
m Q
ill
Q. S Q.
iooo
II.,
-1 IT!
'MM
'/"
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 время., (DAYS)-
Фиг. 8. Зависимость производительности добычи нефти, газа и воды от течения времени, регистрируемая
в экспортном узле в случае примера 1.
- 18 -
008321
20000 18000 р 16000 5 14000
ой 10000
S-'sr aooo
60001
CD S; M ?'
5 22* о
---манифольд A.--манифольд В-манифольд С
-ИМ
'ММ
* 1' 1 1 1
"Ml 1"
Mil"
II 1 1
мм.
- N
- |
- ¦-
и ни
- •
:i I 1 | ¦
. .1X1..
1 М 1,
¦ ' 1 1
1111
мм.
1 t t I
' ' ' '
1 1 1 ':
30000
0 200 400 600 800 100012001400160018002000 время (в сутках) --
---манифольд А--манифольд В-манифольд С
н to о ^
к IT
20000
10000
m м ¦
а о о п а с
-i-i-i-t-
¦мм
1 1 м
г----
----
---
мм.
- _ 1_I- i_
1 1 м
II II
-J_1,J_1.
' ' ' '
.со
о о
Я Ю
* 5
(L) иГ
2000 7800 7600 7400 7200 7000 800 600 400 200 0
0 200 400 600 800 100012001400160018002000
время (в сутках) ---
--манифольд" А--манифольд В-манифольд С
-, м 1
- 1 1 м
1 II 1
Mil
-Г"
1 1 1
1 1 м.
Ё '
. /
-.-г-
•UVi-
мм"!
0 200 400 600 800 100012001400160018002000 время, (DAYS)--
о а, с
Фиг. 9. Зависимость производительности добычи нефти, газа и воды от течения времени из трех пластов-коллекторов в случае примера I
кривая для точки росьг
• кривая при образовании пузырьков
5000
4000
$3000 д
8 of .2000
1 S ь I
2 а)
о ш ю сг га
-1-:-r~i-
ii..
-1-1-г-г-
1111
¦¦111-г-
-г-1-г-г-
-1-1-I-|-
: /
-;_1_1_:_
У ¦
100
200 300 400 500
температура., (°F)-
600 700 800
Фиг. 10. Фазовый график для проб давления, объема, температуры, взятых в пласте-коллекторе В при случае примера II. Температура пласта-коллектора равнялась 284° по шкале Фаренгейта. Первоначальное давление в верхней части пласта-коллектора равнялось 4600 фунтам/кв. дюйм
- 19 -
008321
3000
• ¦-кривая для точки росы----кривая при' образовании пузырьков
-кривая для критических---кривая при фиксированной доли пара
T04SK
.о to
о з со ^
2000
1000
- У
100
200
температура,
300
400
(Ю-
Фиг. 11. Фазовый график для проб давления, объема, температуры, взятых в пласте-коллекторе С в примере II. Температура пласта-коллектора равнялась 200° по шкале Фаренгейта. Первоначальное давление в верхней части пласта-коллектора равнялось 3000 фунтам/кв. дюйм
40000
30000
6 20000
Ё х о н
| ? 10000
Ь -К X
§ 3
до О
а с
коллектор GATHER манифольд А
--/манифольд В
---. манифольд С
1 1 1 1
1 1 1 1
-' г
- -
1 1 1 1
1111
---
~--
2 3 4 5 время (YEARS) -
н я
сг О CQ
о а с
а> X
120000
100000
коллектор ¦ GATHER " манифольд А
- манифольд В --манифольд С
80000
60000
$ 40000
2 20000
ю о
J 4 5 • время (YEARS) ¦
-п-г-г-
I I I I
1 1 1 1
¦ 1 1 1
^---
/ :
Фиг. 12. Производительность добычи нефти и газа в зависимости от течения времени в примере II
- 20 -
008321
-коллектор GATHER--манифольд В
----манифольд А ---манифольд С
0.050
0.040
Я 0.030
0.020
0.010
0.000
_ ._
___
---
----
--_
\ -.
а ;
1111
2 3 4.5 6 7 время, (YEARS)-
Фиг. 13. Зависимость изменения добываемой композиции метана и псевдо компонента НС 13 с течением
времени в примере II
производительность добычи у
- манифольда MAN-С
800000 г^т
700000
! < бооооо
S 6 500000 га
1 | 400000 о |
300000 :
? ° 200000 ':
производительность закачивания газа
в пласт-коллектор С ----через манифольд MAN-C
3 4 5 6 7 8
время'
Фиг. 14. Изменение объемной производительности для пласта-коллектора у манифольда MAN-C и объемная производительность закачивания газа в пласт-коллектор С через манифольд MAN-C в зависимости
от течения времени в примере II
- 21 -
008321
производительность добычи, . TUCD зарегистрированная у коллектора ЬАШЬК
----производительность закачивания через
120000 манифольд MAN-C в пласт-коллектор С
100000
^ 80000 й 60000
¦ - 40000
20000 0
3 4 5 время; (YEARS)
Фиг. 15. Зависимость производительности добычи газа , зарегистрированная у коллектора GATHER производительности закачивания газа в пласт-коллектор С через манифольд MAN-C от течения времени в
примере II
добыча через манифольд MAN-A закачивание через манифольд MAN-A
_добь1ча через манифольд .MAN-B закачивание через манифольд MAN-B
300000
Л го
о 2 100000
Т 1 1 I
' 1 1 1 1
111"
¦ 1 I 1 г
л /
1111)1
_!_L, 1 .1
1 1 1 1
1 1 1 1
¦ III'
1 1 1 1
/ /
/__J -
1111
2 3 4 5 6 7
время _
Фиг. 16. Зависимость объемной производительности у пластов-коллекторов, зарегистрированной у ма-нифольдов MAN-A и MAN-B, и производительности закачивания воды в пласт-коллекторы через мани-фольды MAN-A и MAN-B от течения времени в примере II
- 22 -
008321
0.7000
0.6900
I 0.6800
с? О et
S 0.6700
x a к n; о
* 0.6600
закачивание в ггласт-коллектор С ¦ через манифольд MAN-C
I 1 1 1
1 1 1 1
-1-1-I-т~
1111"
¦-1-1-1-1-
-1-1 1 1-
1 1 1 1
-I-1-1-г-
/ ¦
till
-1_1_1_1-
-1-1_1-1-
1111
2 3 4 5
время (в годах)-
-----С4-С6
0.0725 0.0700
к 0.0675
п О С
§ 0.0650 § 0.0625
а и
0.0600
1111
1)11
1 Г 1 "1
1 1 1 1
1 1 1 1
1)11'
III.
* \ \\
¦ /
Л -Л -\ \ -
1 1 1 1
1 1 1 1
1 1 1 1
liii
-1 1 1 I."
12 3 4 5
время (в годах) -
Фиг. 17. Изменение газовой композиции, закачиваемой в пласт-коллектор через манифольд MAN-C, в
зависимости от течения времени в примере II.
Евразийская патентная организация, ЕАПВ Россия, 109012, Москва, Малый Черкасский пер., 2/6
- 23 -