Создание модели работающей в периодическом режиме добывающей скважины
Автор: Зарубин Д.С., Вяткин К.А.
Журнал: Форум молодых ученых @forum-nauka
Статья в выпуске: 8 (12), 2017 года.
Бесплатный доступ
В рамках статьи проводится моделирование добывающей скважины, работающей в периодическом режиме, при помощи программного продукта. В связи с недостоверностью ряда промысловых данных произведена настройка модели по известным фактическим значениям мгновенного дебита, буферного и пластового давлений, а также значения динамического уровня.
Моделирование добывающей скважины, периодическая эксплуатация скважин
Короткий адрес: https://sciup.org/140279493
IDR: 140279493
Creation of the model working in the periodic regime of the exhaust well
Within the framework of the article, a production well that operates in a batch mode is modeled using a software product. In connection with the inaccuracy of a number of field data, the model was adjusted to the known actual values of the instantaneous production rate, the buffer and reservoir pressures, as well as the dynamic level values.
Текст научной статьи 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
|
Давление, МПа |
Газосодержание, м3/м3 |
Объемный коэффициент нефти |
Вязкость нефти, мПа*с |
|
0,1 |
0 |
1 |
5,84 |
|
2 |
26,8 |
1,084 |
3,2 |
|
4 |
33 |
1,096 |
2,9 |
|
6 |
35,8 |
1,103 |
2,8 |
|
8,29 |
37,8 |
1,108 |
2,8 |
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
|
Параметр |
Р пл , МПа |
Р буф , МПа |
Q ж средний за сутки, м3/сут |
Цикл |
Qж мгновенный, м3/сут |
Н дин |
|
Значение |
4,36 |
1,2 |
3,4 |
2/10 |
20,4 |
772 |
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.
Список литературы Создание модели работающей в периодическом режиме добывающей скважины
- Проектный документ «Технологическая схема разработки Полазненского месторождения на базе геолого-технологической модели», Полазна, 2001 г.
- Petroleum Experts Limited IPM Training Course, Edinburgh, Scotland, January 2016.
