Создание модели работающей в периодическом режиме добывающей скважины

Моделирование добывающих нефтяных скважин периодического фонда на сегодняшний момент является затруднительным по причине неустановившегося режима работы, а также отсутствия многих фактических значений промысловых данных. При проведении гидродинамических исследований периодических скважин сложно адекватно оценить коэффициент продуктивности и забойное давление.

В рамках решения указанной проблемы проведем моделирование в программном комплексе Prosper периодической скважины Полазненского нефтяного месторождения с использованием модели флюида Blackoil [1, 2].

Для моделирования PVT свойств флюида использованы следующие параметры: газосодержание нефти 37,8 м3/м3, плотность нефти 824 кг/м3, относительная плотность газа по воздуху 1,246, соленость пластовой воды 236402 ppm. Процентные соотношения H2S, CO2 и N2 в попутном нефтяном газе составляют 1,8%, 0% и 18,8% соответственно. В таблице 1 приведены результаты дифференциального разгазирования.

Таблица 1

Результаты дифференциального разгазирования

Для моделирования глубинного оборудования использована информация об инклинометрии скважины, паспорта скважины, а также эксплуатационного паспорта на установку электроцентробежного насоса (ЭЦН) ВНН 44/1050. Глубина подвески насоса составляет 1022 метра, а глубина верхних дыр перфорации 1038 метров. Эксплуатационная колонна выполнена обсадными трубами с внутренним диаметром 150 мм. Насоснокомпрессорные трубы имеют типоразмер 73х5,5. Для моделирования работы ЭЦН произведена оцифровка характеристики секции насоса из расчета на 100 ступеней. В результате оцифровки графика получены полиномы пятой степени для напора и потребляемой мощности, которые в дальнейшем занесены в программный продукт и применены при моделировании. Таким же образом оцифрована характеристика работы погружного электродвигателя (ПЭД) и занесена в модель. На рисунке 1 представлен смоделированный ЭЦН и ПЭД.

Рисунок 1 – Смоделированные характеристики ЭЦН и ПЭД

В связи со сложностью моделирования периодических скважин в виду отсутствия и некорректности промысловых данных, занесем в модель фиксированные известные фактические значения пластового давления, буферного давления, мгновенного дебита жидкости, периодичности работы скважины. В таблице 2 представлены исходные промысловые данные.

Таблица 2

Исходные промысловые данные

При моделировании периодической скважины с использованием вышеупомянутых значений настроим модель на фактическое значение динамического уровня, замеренного во время работы скважины. В результате моделирования определим забойное давление работающей скважины и коэффициент ее продуктивности.

На рисунке 2 представлено полученное распределение давления и температуры по стволу скважины.

Рисунок 2 – Распределение давления и температуры по стволу скважины

Анализируя рисунок 2 можно сделать вывод, что полученное при моделировании значение динамического уровня соответствует фактическому значению (772 метра). В результате моделирования с использованием известных промысловых значений дебита жидкости, обводненности, цикла работы, пластового и буферного давлений, а также динамического уровня, получено значение забойного давления равного 3,45 МПа и коэффициента продуктивности 2,45 м3/сут/бар.