Доклад системный анализ процессов разработки месторождений

Обновлено: 25.06.2024

Презентация на тему: " Лекция 4 Системный подход к разработке нефтяных месторождений МОНИТОРИНГ И РЕГУЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ." — Транскрипт:

1 Лекция 4 Системный подход к разработке нефтяных месторождений МОНИТОРИНГ И РЕГУЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ

2 Системный подход к разработке месторождений нефти и газа Основными фундаментальными понятиями системно подхода к проектированию систем мониторинга и управления разработкой месторождений нефти и газа являются : 1. Целостность представления системы (взаимодействие геологической и технологической компонент). 2. Неоднородность. 3. Иерархичность по структуре. 4.Динамичность. 5. Управление - планирование, прогнозирование, оперативное управление (регулирование), контроль, организация, координация, интеграция. 6. Идентификация, адаптация к изменяющимся условиям внешней среды. 7. Оптимальность (эффективность, рациональность, согласованность решений). 8. Самоорганизация( использование всей дополнительной информации, обеспечение высокого уровня качества и эффективности функционирования системы). 26

3 Характеристики сложности системы Невозможность достоверно прогнозировать поведение системы в условиях непрерывно изменяющейся окружающей внешней среды. 2. Неполнота информации об объектах разработки. Недоступность наблюдения параметров продуктивного пласта и процессов фильтрации между скважинами. Невозможность прямого наблюдения ряда необходимых для управления параметров, косвенные наблюдения параметров со значительными погрешностями, невозможность одновременной регистрации параметров. 3. Многоцелевое назначение. Противоречивость целей. 4. Достаточно многообразный набор вариантов построения и функционирования ГТК (множество иерархических уровней, подсистем, моделей, разнообразный набор функций и т.д.). 5. Многообразные формы отношений между элементами. 6. Невозможность построения единой адекватной математической модели, необходимой для проектирования и управления системой. 7. Большие объемы информации. 8. Многократное изменение структуры и состава системы в процессе ее функционирования. 9. Многоплановость в научном отношении. Необходимость привлечения разных специалистов для создания и управления системой. 10. Вложение огромных ресурсов. Крупномасштабность задач.

4 Системный подход как средство проектирования систем мониторинга и управления разработкой 28 Системный подход – это методологическое средство изучения, проектирования сложноорганизованных объектов, а также происходящих в них процессов и управления их функционированием. Основные атрибуты(факторы) системно- структурного подхода к разработке месторождений нефти и газа : 1. Взаимодействие геологической и технических компонент. 2. Сочетание в единой модели формальных и неформальных эвристических процедур. 2. Моделирование (идентификация с учетом накопленного опыта и знаний, адаптация моделей к истории разработки). 4. Управление (регулирование) процессами разработки. Оптимизация и согласованность решений. 5. Самоорганизация (использование для целей управления всей дополнительной информации, обеспечение высокой эффективности процессов нефтегазодобычи).

5 Структура современных систем управления разработкой месторождений нефти и газа Анализ Анализ Контроль Управление (варианты решений ) Управление (варианты решений ) Адаптация моделей Модели ТПР и критерии оптимальности Эффективность ГТМ Визуализация информации Прогноз ТПР Моделирование Система управления информацией(Oracle, SDE, Arx/Info,….) БД БЗ Банк моделей Geographix, ArxView GIS. Оilinfo System 29 Рис.6

6 Управление разработкой на основе постоянно действующих геолого-технологических моделей (ПДГТМ) Подсистемы ПДГТМ: 1. база первичной геолого-физической и промысловой информации; 2. геолого- технологическая модель; 3. математические модели технологических показателей разработки; 4. математические средства решения оптимизационных задач; 5. формализованные модели накопленного опыта и знаний, различная дополнительная априорная информация; 6. программные средства формирования исходной информации по объектам разработки, адаптации моделей, решению оптимизационных задач, формированию отчетов, визуализации информации в форме карт, графиков, диаграмм; 7. программные средства статистического моделирования для оценки качества моделей в зависимости от объема и качества исходных данных; 8. программные средства планирования необходимого объема исходных данных для достижения заданного уровня качества моделирования систем управления и принятия решений. 30

В результате анализа должны быть вскрыты главные тенденции развития явлений в залежи, причины сформировавшегося течения процесса и обоснованы методы его регулирования. Важная часть анализа — сопоставление фактических показателей разработки с данными проекта, предыдущего анализа, выяснение причин изменения каждого показателя, выявление взаимосвязи и влияния основных факторов. Отклонение фактических показателей разработки от проектных может быть вызвано неправильными исходными данными проекта, невыполнением проектных решений (режимов работы скважин, темпов добычи нефти и закачки воды), допущениями расчетной методики и др. Большей обоснованности выводов анализа можно достичь при выполнении отдельных расчетов и исследований процесса разработки с использованием уточненных исходных данных.

Круг задач анализа определяется в основном режимом работы пласта и стадией процесса разработки. В общем при водонапорном режиме анализ процесса разработки может включать следующие задачи.

1. Анализ геологической модели месторождения: уточнение геологического строения месторождения, свойств коллектора и флюидов.

2. Анализ технологических показателей разработки (по месторождению, отдельным объектам и участкам):

а) динамики добычи жидкости, нефти и газа (сопоставление добычи флюидов с закачкой воды, текущих и накопленных отборов с гидропроводностью пласта); фондов добывающих и нагнетательных скважин (с установлением динамики добычи флюидов и фонда скважин по способам эксплуатации); распределения добычи флюидов по площади и толщине пласта (соотношения накопленной и текущей добычи и закачки по месторождению и пласту с выделением характерных участков месторождения по интенсивности их разработки);

б) энергетического состояния месторождения (сопоставление динамики пластового давления с динамикой добычи нефти и закачки воды, фактического и расчетного пластовых давлений с установлением характера распределения фонда нагнетательных скважин и количества закачиваемой воды по площади и толщине пласта, количества перетекающей жидкости в другие пласты и за контур нефтеносности, взаимодействия пластов, месторождения с соседними месторождениями и скважин, характерных участков месторождения по распределению пластового давления, степени охвата пласта влиянием закачки);

в) состояния обводненности месторождения (определение влияния текущих темпов разработки на обводненность продукции; изучение степени и характера обводнения скважин по площади и толщине месторождения, влияния отборов и закачки жидкости на перемещение и скорость продвижения контуров нефтеносности; оценка степени обводненности продукции в зависимости от отобранных запасов; получение зависимости обводненности продукции от отбора нефти и закачки воды);

г) состояния выработки запасов нефти (определение текущего коэффициента нефтеотдачи по промысловым данным и картам изохрон обводнения, потерь нефти в зависимости от плотности сетки скважин, коэффициента охвата и начальных балансовых, извлекаемых и текущих запасов по участкам)

3. Анализ состояния техники добычи:

а) фонда скважин по способам эксплуатации (разбивка скважин на группу по наиболее рациональному способу их эксплуатации и определение условий и времени прекращения фонтанирования скважин, ожидаемого изменения фонда скважин по способам эксплуатации);

б) применяемых методов обработки призабойной зоны (выявление осложнений при работе оборудования в добывающих скважинах, вызываемых песком, парафином, агрессивными жидкостями, и определение технического состояния призабойной зоны; установление наиболее рациональных применяемых методов обработки и крепления призабойной зоны);

в) применяемых способов, технологии и техники эксплуатации скважин и состояния наземного и подземного оборудования (установление возможности применения различных способов эксплуатации и оборудования для предотвращения образования песчаных пробок, отложения парафина, вредного влияния газа, технического состояния и добывных возможностей применяемого оборудования при механизированном способе добычи; выявление наиболее эффективных и экономичных способов добычи и оборудования для подъема жидкости и повышения КПД; оценка пропускной способности насосно-компрессорных труб);

г) систем сбора, подготовки и транспортирования нефти и попутной воды (выявление эффективных систем и их технического состояния; наиболее эффективных и экономичных процессов в системах; ограничений по мощности, пропускной способности и давлениям промысловых и магистральных трубопроводов);

д) систем диспетчеризации и автоматизации контроля и управления работой оборудования и процесса добычи (установление наиболее эффективных и экономичных систем, границ возможного и целесообразного их применения; оценка эффективности и технического состояния применяемых систем).

4. Анализ экономических показателей: а) себестоимости (установление динамики, оценка по факторам изменения и по статьям затрат); б) капитальных вложений (установление динамики, оценка по направлениям промыслового обустройства и по удельной величине); в) производительности труда (установление динамики производительности труда, численности персонала по категориям и цехам, удельной численности работников, в том числе рабочих); г) рентабельности предприятия (выявление путей повышения рентабельности добычи нефти).

Заключительной составной частью анализа следует рассматривать прогноз процесса разработки, связанный с предсказанием течения технологических процессов в будущем как при неизменных условиях, так и при проведении работ по регулированию. Цель его состоит в исследовании тенденций протекания процессов разработки в прежних и новых условиях.

В области исследования и оптимизации систем сбора и обработки потоков информации при разработке нефтяных месторождений сделано не много.

Задача заключается в том, чтобы получать при разработке месторождений наиболее правильное, полное представление о залежи в результате накапливания и обработки информации.

В настоящее время имеются сравнительно немногочисленные публикации по отдельным вопросам создания систем сбора и обработки потоков информации, посвященные, в основном, проблемам конструирования телемеханической аппаратуры. В них, в основном, не затрагивается организация системы совместно с анализом состояния разработки месторождения, который должен определить требования к системе сбора и обработки геолого-промысловой информации, ее составу, объему и качеству и установить необходимость и характер управляющего воздействия.

В работе рассматривается система обработки информации с учетом взаимосвязи между элементами управления, исходя из требований разработки нефтяных месторождений.

В общем случае система обработки информации при разработке нефтяных месторождений должна включать данные:

1) для составления проекта разработки и их последующую обработку;

2) для анализа процесса разработки и их последующую обработку;

3) для составления статистических отчетов и их обработку;

4) для принятия решения по регулированию процесса разработки. Эти данные собираются различными службами нефтегазодобывающих управлений. Затем первые две группы данных, как правило, направляются для проектирования и анализа разработки в территориальный научно-исследовательский институт, третья группа данных передается в объединения и затем в Миннефтепром.

1. Процесс управления нефтяным месторождением, как процесс обработки информации

При движении нефти через зоны с различными гидродинамическими свойствами на процесс фильтрации оказывают воздействие различные факторы. Этот процесс описывается системами нелинейных дифференциальных уравнений в частных производных при наличии граничных и начальных условий и характеризуется множеством параметров, которые распределены в пространстве и изменяются во времени. Системы, обладающие подобными свойствами, называются системами с распределенными параметрами.

Системы с распределенными параметрами отличаются от систем с сосредоточенными параметрами тем, что информация о состоянии объекта с распределенными параметрами характеризуется не только конечным набором величин, относящихся к конечному числу координат и изменяющихся только во времени, а также набором функций, показывающих зависимость параметров от временных и пространственных переменных или от их комбинации.

Так, геологическое строение месторождения характеризуется полями распределения параметров, представление о которых получают по профильным разрезам и различным картам (карты распространения коллекторов, общей мощности, мощности перемычек, структурные карты по кровле и подошве и т. п.). Физические свойства продуктивных пластов .определяются не только значениями параметров по разрезу в скважинах, но и их распределением в пространстве (пласте), т. е. полями, представление о которых получают из карт проницаемости, пористости. Технологические показатели разработки включают не только величины текущей и накопленной добычи и закачки воды по отдельным сква-жинам, но и такие обобщенные характеристики, как карты и графики разработки, коэффициент нефтеотдачи, положение контуров нефтеносности и т. п.

Сложность управления разработкой нефтяного месторождения заключается в том, что необходимо управлять процессами, происходящими в недрах земли, через скважины, в результате чего резко ограничивается возможность регулирования.

Несмотря на то, что каждые нефтяные месторождения и залежи представляют специфические объекты с индивидуальными чертами геологического строения и условий разработки, системы управления разработкой месторождений имеют общие черты, позволяющие с полным основанием отнести их к кибернетическим системам многосвязного регулирования объектов с распределенными параметрами. Такая система управления разработкой нефтяного месторождения включает управляемый объект (месторождение, залежь, группа месторождений) и управляющий орган со сложной иерархической структурой (НГДУ, объединение и т. д.). От управляемого объекта в управляющий орган в большом объеме поступает разнообразная информация, которая обрабатывается и анализируется на его различных иерархических ступенях. В результате вырабатывается командная информация, необходимая для регулирования контролируемого процесса фильтрации.

Исходящая информация также подразделяется на две группы: исходящую внешнюю информацию и исходящую внутреннюю (или командную) информацию, предназначенную непосредственно для управляемого объекта и воздействующую на него. В получении исходящей информации, особенно внутренней, заключается основная цель функционирования управляющего органа. В общем схематическом плане потоки геолого-промысловой информации показаны на рис.1.

Рис. 1.Потоки геолого-промысловой информации в системе управления разработкой: 1-управляемый объект; 2-управляющий орган.

Собранные данные о геолого-промысловой информации в нефтегазодобывающих управлениях Восточных районов (Первомай-нефть, Туймазанефть, Октябрьскнефть, Бавлынефть) позволили выявить однотипность передаваемых сведений в структурных подразделениях управляющего органа. Для управления разработкой нужно представить весь процесс обработки информации, вплоть до принятия решения по управлению на регулирующие воздействия, определив перечень параметров, необходимых при этом.

Обработка информации при разработке нефтяных месторождений наиболее эффективно проводится в условиях автоматизированных систем. В процессе автоматизированной обработки информации при решении задач проектирования, анализа и управления процессом разработки нефтяных месторождений последовательно возникают и решаются следующие задачи.

1. Сбор, первичная обработка и ввод в ЭВМ исходной геолого-промысловой и технико-экономической информации. Решение этой задачи возможно при наличии унифицированных форм сбора информации, приспособленных для машинной обработки, и широком использовании средств регистрации геолого-геофизической и нефтепромысловой информации непосредственно у мест ее получения на машинные носители информации (перфоленты, магнитные ленты) или передачи ее по каналам связи.

3.Согласование и уточнение исходных данных для гидродинамических расчетов (идентификация модели пласта). Задача уточнения строения продуктивного пласта и его параметров, возникающая вследствие недостоверности исходной информации, требует расчета сложных математических моделей нефтяных пластов и процессов их разработки. Решение этой проблемы, так же как и последующей четвертой задачи -расчета сложных фильтрационных течений, может быть обеспечено при следующих условиях: а) выпуске и освоения сверхмощных ЭВМ со средним быстродействием. б)дальнейшем совершенствовании математических моделей, комплексов программ и средств математического обеспечения ЭВМ, позволяющих не только уточнить гидропроводность и упругоемкость пласта, но и формы кривых фазовых проницаемостей, и корректировать зависимости математической модели по данным нефтепромысловой информации.

4. Проведение гидродинамических расчетов для проектирования и анализа разработки нефтяных месторождений. Для решения этой задачи необходимо дальнейшее совершенствование методов расчета фильтрационных течений в системах скважин; обобщение опыта обработки потоков геолого-промысловой информации при контроле и анализе процесса разработки. Определение состава и необходимого объема информации для анализа и регулирования; определение периодичности и длительности измерения промысловых величин в скважине, а также количества скважин, необходимых при воспроизведении полей геолого-промысловых признаков; разработка методик по количественным оценкам отклонений фактических показателей разработки от расчетных; определение степени влияния ошибок в исходных данных на проектные технологические показатели.

5. Проведение экономических расчетов и выбор оптимального варианта разработки. Выбор оптимального варианта разработки связан с определением матрицы коэффициентов влияния, которое в настоящее время проводится исключительно на сеточных моделях. При наличии сеточной модели поиск оптимального варианта может быть проведен без вычисления коэффициентов влияния путем реализации на электроинтеграторе метода спуска по координатам.

6. Выбор необходимого эксплуатационного оборудования и варианта обустройства месторождений. Решение этой задачи требует применения ЭВМ с большой памятью для хранения нормативно-справочных материалов и развитого комплекса программ для проектирования нефтегазосборных сетей, расчета способов эксплуатации скважин, проектирования сети дорог и других объектов нефтепромыслового хозяйства.

7. составление документации комплексного проекта разработки и обустройства нефтяного месторождения. Для этого необходимы специализированные устройства вывода информации: графопостроители, видеотерминалы, пакеты программ редактирования текста и цифрового материала, системы программ работы с графопостроителями и дисплеями.

2. Структурная схема обработки информации при анализе процесса разработки месторождения

Для рациональной организации процесса управления разработкой нужно представить весь процесс обработки информации, вплоть до принятия решения на регулирующие воздействия, и определить перечень параметров, необходимых для выработки регулирующего воздействия.

На рис.2 приведена схема, раскрывающая процесс обработки геолого-промысловой информации и включающая обязательные для решения проблемы регулирования виды информации.

Обработка информации при контроле над процессом разработки месторождения осуществляется до перехода к элементам под номерами 2, 3, 4, 5; обработка информации при анализе и прогнозе разработке нефтяного месторождения осуществляется от элементов 2, 3, 4, 5 вплоть до элемента 12.

Рассмотрим строение этой схемы и основные задачи, которые возникают при обработке информации и будут решаться в дальнейшем. Первичные параметры, получаемые в результате непосредственного измерения, связаны стрелками промежуточными или конечными параметрами, получаемыми в результате обработки.

Все приведенные параметры используются при анализе разработки месторождений и входят в элементы 2, 3,4.5 схемы.

Для определения состояния разработки нефтяной залежи проводят серию работ, на основании которых находят первичные параметры:

Отбор кернового материала

Измерение отметок ВНК, кровли, подошвы, нефтенасыщенности

Отбор глубинных проб, гидродинамические и промысловые исследования, опробывания скважин. Измерение их необходимо для построения моделей месторождения и фильтрации; определения технологических и расчета экономических показателей.

При построении схемы необходимо определенное понятие о контроле, анализе и регулировании разработки нефтяных месторождений.

Главные задачи контроля процесса разработки залежи. По существу охватывающие весь круг частных задач и решаемые с целью повышения нефтеотдачи пластов, Б. Т. Баишев, В. Н. Васильевский видят в следующем: 1) нахождении текущего распределения нефтенасыщенности по объему пласта. 2) выявлении общей картины распределения фильтрационных потоков по объему пласта. 3) уточнении и герметизации горногеометрических и гидродинамических характеристик пласта.

Так как процесс разработки нефтяного месторождения должен регулироваться, основой целью контроля и регулирования его является осуществление рациональной системы разработки, т.е контроля и управления движением жидкостей и газа в пористой среде к забоям эксплуатационных скважин,с тем чтобы обеспечить получение заданного объема добычи нефти при минимальных затратах и максимально возможных коэффициентах нефтеотдачи.

Цель текущего анализа процесса разработки И.Г. Пермяков, М.М. Саттаров, И.Б. Генкин видят в освещении состояния разработки и проведения промысловых исследованй, накоплении и систематизации результатов этих исследований и разработки мероприятий по улучшению эксплуатации залежи, решении какого-либо вопроса по теории разработки нефтяных месторождений.

Такое разнообразие необходимых для изучения процессов при контроле и анализе, предлагаемое различными исследователями, отражает, во-первых, состояние развития теории и практики нефтяной науки на сегодня, во-вторых, субъективные представления исследователей о разработке месторождений. Поскольку теория и практика проектирования и разработки всё время совершенствуется, естественно, что содержание процессов контроля и анализа также меняется. Следовательно, целесообразно наметить и дать описания основных определений целей и критериев контроля, анализа, прогноза и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений, отражая объективную сущность рассматриваемых понятий.

Контроль процесса разработки месторождения – элемент управления, включающий сбор, обработку и обобщение первичной информации о нефтяной залежи для получения сведений о текущем состоянии и о динамике изменения показателей разработки.

Анализ процесса разработки месторождений – элемент управления, включающий комплекс исследований, логических действий и математических расчетов, позволяющих оценить тенденции и главные стороны технологических явлений, происходящих в нефтяной залежи.

Регулирование процесса разработки месторождении – элемент управления, включающий выбор варианта доразработки месторождения, наиболее отвечающего плановому заданию при наилучших экономических показателях, а также осуществление вытекающего из него регулирующего воздействия по изменению существующей системы разработки.

Прогноз следует рассматривать как составной элемент анализа, связанный с предсказанием течения технологических процессов в будущем как при неизменных условиях, так и при проведении мероприятий по регулированию. Цель его состоит в исследовании тенденций протекания процессов разработки в прежних и новых условиях.

Все исходные показатели разработки можно разделить на два основных вида:

Показатели, регистрируемые для определения геометрии пласта и фильтрационных характеристик. К ним относятся данные о мощности и протяженности пласта, его проницаемости и пористости. Эти параметры не меняются или мало меняются в процессе разработки залежи.

Показатели, регистрируемые для определения технологических характеристик эксплуатации месторождения. К этой информации относятся данные о дебите нефти, содержании воды в скважине, забойном, затрубном давлении, количестве закачанной воды, нефтенасыщенности и др. Эти параметры существенно изменяются во времени.

Каждый из этих видов показателей подразделяется, в свою очередь, на две группы: показатели, характеризующие отдельный участок или месторождение в целом, и показатели, характеризующие отдельную скважину.

К первой группе относятся показатели: средневзвешанное пластовое давление в зоне отбора и на линии нагнетания, суммарная производительность скважин и средний дебит одной скважины, суммарная закачка воды по залежи, процент обводнения продукции по залежи, коэффициент нефтеотдачи, средняя пористость, проницаемость, мощность залежи и т.п. Для этой группы объем информации определяется числом скважин, в которых необходимо получить значение показателя. Представительность этой информации как в прстранстве,так и во времени определяется: выбором расположения скважин по площади, выбором времени производства замеров в скважинах, рассредоточенных по площади.

Ко второй группе относятся показатели: распределение скважин по дебитам, содержанию воды и способам эксплуатации; темп обводнения отдельных скважин во времени, средние значения параметров за месяц, квартал, год по скважине; суммарные значения параметров за месяц, квартал, год по скважине и т.п.

Объем информации для отдельной скважины определяется выбором периодичности замера показателей, а представительность информации – выбором момента времени и длительности производства замеров в скважине.

Качество контроля является определяющим при анализе и регулировании разработки нефтяных месторождений. Поэтому оценка точности получения информации по всем показателям разработки – большая и сложная задача, которой занималось и занимается большое число исследователей.

Несмотря на это, отсутствуют методики и инструкции, определяющие объемы измерений.

Для определения объема информации исследователи применяли методы математической статистики, разложение в ряды Фурье и теорию случайных функций.

Список использованной литературы

1. Вороновский В. Р., Максимов М. М. Система обработки информации при разработке нефтяных месторождений. М., Недра, 1974

Научный руководитель:	доктор технических наук, профессор, заслуженный работник Высшей школы РФ Кучумов Рашит Ямгитдинович
Официальные оппоненты:	доктор физ.-мат. наук, профессор Кутушев Анвар Гумерович; кандидат технических наук Стрекалов Александр Владимирович
Ведущая организация:	Тюменский филиал Института теоретической и прикладной механики им. С.А. Христиановича СО РАН, г. Тюмень

Защита состоится 25 декабря 2008 г., в 1200 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.08 при Тюменском государственном нефтегазовом университете по адресу: 625000, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72, БИЦ, конференц-зал, каб. 46.

С диссертацией можно ознакомиться в Библиотечно-информационном центре Тюменского государственного нефтегазового университета по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72.

Автореферат разослан 21 ноября 2008 г.

диссертационного совета Т.Г. Пономарева

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Современное состояние разработки нефтяных месторождений Западной Сибири обусловлено ухудшением структуры текущих и вводимых в освоение запасов, неоднородностью нефтяных пластов по литологии и коллекторским свойствам. Наличие в продуктивных пластах низкопроницаемых коллекторов, отличающихся повышенным и высоким газовым фактором, способствует отложению высокомолекулярных соединений в пласте и вблизи забоев добывающих скважин. Для борьбы с данными сложностями более эффективным является применение тепловых методов, которые основаны на искусственном введении в пласт тепла и теплоносителей для снижения вязкости пластовой нефти и соответственно остаточной нефтенасыщенности пласта. Также важным является учет влияния теплофизических процессов, происходящих в пласте.

Для системного анализа процессов, происходящих при тепловом воздействии на пласт, и повышения эффективности разработки нефтяных и газовых месторождений в неизотермических условиях с помощью гидродинамического моделирования требуется разработать и внедрить в практику исследовательских работ новые алгоритмы и программные продукты.

Поэтому тема диссертационной работы, посвященной информационной поддержке процесса моделирования теплового воздействия на нефтенасыщенный пласт и мониторингу влияния температурного поля пласта и скважин на повышение эффективности разработки нефтяного месторождения, является весьма актуальной для нефтедобывающей отрасли.

Цель работы. Разработать систему методик программно-информационного обеспечения процесса моделирования температурного поля при создании гидродинамической модели разработки пласта.

Основные задачи исследований.

Провести анализ математических методов и моделей расчета теплофизических параметров в пласте и стволе скважины для оценки эффективности теплового воздействия на пласт.
Разработать алгоритмы и программный продукт для исследования теплофизических процессов в стволе добывающей скважины.
Разработать алгоритмы, программный комплекс и затем провести анализ результатов исследования температурного поля пласта при неустановившемся притоке жидкости (газа) к несовершенной скважине.
Провести анализ результатов расчета коэффициента нефтеотдачи пласта при применении теплового метода воздействия на пласт и обычного заводнения.

Методы исследований и достоверность результатов.

Основой для проведенных в работе исследований и разработки программно-информационного обеспечения являются методы нефтегазовой механики, численные методы решения возникающих задач, объектно-ориентированное программирование в среде Borland Delphi.

Достоверность результатов работы подтверждается корректным использованием методов прикладной математики и нефтегазопромысловой механики и совпадением частных случаев результатов работ других авторов.

Научная новизна диссертационной работы заключается в разработке методик, алгоритмов и программных продуктов для системного анализа теп- лофизических процессов при разработке месторождений, заключающихся в:

методике исследования температурного поля призабойной зоны пласта при неустановившемся притоке жидкости (газа) к несовершенной скважине;
оценке средней по сечению температуры модели пористой среды;
анализе профилей температуры, давления и коэффициента теплопередачи по стволу скважины;
оценке эффективности теплового воздействия на пласт.

Основные защищаемые положения.

Методика расчета теплофизических параметров (профилей температуры и давления) многофазного потока в скважине (алгоритмы, программные продукты, результаты исследования).
Методика расчета температурного поля пласта, определяющего эффективность методов теплового воздействия на призабойную зону (алгоритмы, программные продукты, результаты исследования).
Методика оценки эффективности методов теплового воздействия на призабойную зону (алгоритмы, программный комплекс с учетом остаточной нефтенасыщенности, коэффициента охвата воздействием при различных системах вытеснения).

Практическая ценность работы.

Разработан комплекс программных продуктов для исследования теплофизических процессов, происходящих в пласте и скважине:

расчет средней по сечению температуры образца пористой среды;
расчет профилей температуры и давления потока, коэффициента теплопередачи в добывающих скважинах;
расчет изменения температуры в призабойной зоне пласта при притоке жидкости (газа) к несовершенной скважине;
расчет коэффициента нефтеотдачи пласта при обычном заводнении и тепловом воздействии на пласт.

Публикации. По результатам исследований опубликовано 14 научных работ, в том числе 9 тезисов докладов и 1 статья в журнале, рекомендованном ВАК России.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти разделов, основных результатов и выводов, списка использованной литературы, включающего 99 наименований. Работа изложена на 173 страницах текста, включая 74 рисунка, 19 таблиц и приложения на 28 страницах.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении кратко охарактеризованы актуальность темы диссертации, цель работы, основные задачи исследования, научная новизна, практическая ценность, основные защищаемые положения и их апробация.

Теоретическими исследованиями теплофизических процессов, происходящих в пласте, скважине занимались такие ученые, как И.А. Чарный, Э.Б. Чекалюк, Л.И. Рубинштейн, А.Г. Кутушев, А.П. Телков, К.М. Федоров и др.

Фильтрация жидкостей и газов в пористых средах рассматривается классической гидромеханикой как изотермический процесс. Однако развитие и совершенствование технологии разработки нефтяных и газовых месторождений, совершенствование методов исследования пластов вызвало значительный интерес исследователей к термодинамическим процессам, происходящим в естественном пласте.

Проведенный анализ существующих методов и методик исследования нестационарных теплофизических процессов в скважине и пласте показал, что данный вопрос недостаточно полно изучен. Отсутствуют комплексные алгоритмы решения задач и пакеты прикладных программ, которые могли бы быть использованы при создании гидродинамической модели разработки пласта или интегрированы в данную модель.

Поэтому для программно-информационного обеспечения процесса разработки в неизотермических условиях была разработана система, которая позволяет более полно учитывать возникающие теплофизические процессы при создании гидродинамической модели разработки пласта (рис.1).

Рис. 1. Система исследования теплофизических процессов

Во втором разделе представлена модель расчета средней по сечению температуры образца пористой среды. Для этого была рассмотрена следующая задача: дан неограниченный однородный пористый цилиндрический образец радиусом , насыщенный несжимаемой жидкостью, в состоянии теплового равновесия с окружающей атмосферой при температуре . В начальный момент времени жидкость приводится в движение с постоянной скоростью. За основу исследования тепловых процессов в образце пористой среды принято уравнение теплопроводности.

Расчет средней по сечению температуры пористого образца проводился по следующему алгоритму:

Для расчета средней температуры по разрезу пористого образца возможные следующие варианты:

4.1. Если необходимо рассчитать температуру по разрезу образца пористой среды без учета теплопотерь, то используем следующую формулу:

и находим разность температур: .

4.2. В случае расчета средней температуры с учетом теплопотерь необходимы дополнительные вычисления:

;

рассчитываем разности температур по формулам:

, если ; , если ;

определяем замедление темпа нагревания образца из соотношений:

, если ; , если .

4.3. Для определения средней температуры при неограниченном времени движения жидкости в пористом образце и разности температур используем соответственно следующие выражения:

; .

В третьем разделе исследованы основные термодинамические параметры двухфазного потока в добывающих скважинах. Для этого разработан алгоритм расчета профилей температуры и давления потока в стволе скважины.

На рис. 2 представлена блок-схема алгоритма расчета температуры и давления потока газа в действующей скважине.

Рис.2. Блок – схема алгоритма расчета температуры и давления

потока газа в стволе скважины

Теоретическое исследование температурного поля газовой скважины при двух законах распределения давления по стволу скважины: линейному и параболическому показало, что при большой разности давлений расхождение результатов расчета температуры на устье скважины составляет 10%. При уменьшении потерь давления по стволу до данное расхождение снижается до 2%.

Таким образом, с увеличением потерь давления выбор закона распределения давления по стволу скважины при расчетах величины температуры потока играет значительную роль.

В четвертом разделе представлена расчетная модель исследования температурного поля в призабойной зоне несовершенной скважины.

Таким образом, исследование температурного поля призабойной зоны пласта при неустановившемся притоке жидкости (газа) к несовершенной скважине направлено на повышение эффективности разработки месторождения и является актуальным для нефтегазовой отрасли.

На рис. 3 представлена блок-схема расчета изменения температуры на забое несовершенной скважины при притоке газа.

Рис. 3. Блок-схема расчета изменения температуры на забое

несовершенной скважины (приток газа)

Результаты исследования показали, что при небольшом относительном вскрытии пласта разница в расчетах изменения температуры на забое с учетом закона фильтрации значительна, величина для различных времен исследования практически остается постоянной. В случае увеличения вскрытой части пласта скважиной до 90% разница в расчетах величины с учетом различных законов фильтрации снижается, но сама величина для разных периодов исследования различна.

В пятом разделе проведен анализ эффективности теплового воздействия на пласт в условиях неизотермических процессов вытеснения нефти водой.

Одним из основных параметров оценки потенциала добычи залежей нефти является коэффициент вытеснения нефти водой или содержание остаточной нефти в поровом пространстве коллекторов. Остаточная вода активизирует в разрабатываемом пласте капиллярные процессы и это благотворно влияет на вытеснение нефти водой, особенно при небольших скоростях фильтрации. Коэффициент безводного вытеснения нефти при наличии остаточной воды заметно выше, чем при ее отсутствии. Это объясняется тем, что остаточная вода, находясь преимущественно в микропорах и сужениях, занимая большую часть порового пространства на границе раздела со стороны менее проницаемых прослоев, способствует снижению фильтрационных сопротивлений, особенно в менее проницаемых включениях, а также увеличению фазовой проницаемости для нагнетаемой воды. В результате фронт вытеснения продвигается более равномерно.

При тепловом воздействии на пласт повышение температуры вызывает понижение вязкости нефти, изменение молекулярно-поверхностных сил, расширение нефти и горных пород. Горячая вода, нагнетаемая в начале процесса в пласт, быстро отдает тепло породе, остывает до пластовой температуры и поэтому между вытесняемой нефтью и последующими порциями теплоносителя возникает зона остывшей воды. Следовательно, нефть в дальнейшем будет вначале вытесняться холодной водой (пластовой температуры), а затем горячей. Поэтому прирост нефтеотдачи при нагнетании горячей воды будет наблюдаться в основном в водный период эксплуатации пласта.

На основе методик, изложенных в первом разделе диссертационной работы, разработаны алгоритмы расчета коэффициента нефтеотдачи при применении теплового воздействия на пласт и обычного заводнения. При расчетах для сравнения результатов учитывался также вид вытеснения нефти водой (поршневой или непоршневой).

Алгоритмы расчета коэффициента нефтеотдачи при различном воздействии на пласт представлены на рис. 4, 5.

Рис. 4. Блок - схема расчета Рис. 5. Блок – схема расчета

нефтеотдачи на основе модели нефтеотдачи на основе модели

непоршневого вытеснения непоршневого вытеснения нефти

нефти водой (обычное заводнение) водой (тепловое воздействие)

Результаты исследования, представленные на рис. 6, показали, что при применении обычного метода заводнения за 18 лет разработки месторождения коэффициент нефтеотдачи пласта увеличился на 12%, в то время как при применении теплового воздействия на пласт коэффициент нефтеотдачи увеличился на 32%. Первые 6 лет разработки месторождения тепловое воздействие на пласт не оказывает влияния на увеличение дополнительных объемов добычи, т.к. в этот период закаченная в пласт горячая вода играет роль теплоносителя как при обычном заводнении.

Рис. 6. Зависимости изменения коэффициента нефтеотдачи от времени

разработки месторождения при разных методах заводнения

Из рисунка видно, что коэффициент нефтеотдачи при обычном заводнении стабилизируется с 18 года от начала разработки, а при применении теплового воздействия на пласт выравнивание коэффициента нефтеотдачи происходит с 24 года от начала разработки. Стабилизация коэффициента нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождения указывает на необходимость применения других методов воздействия на пласт.

Основные результаты и выводы

1. Разработаны методики исследования теплофизических процессов в пористой среде и стволе добывающей скважины. Проведен системный анализ влияния основных термодинамических параметров на характеристики фильтрационного потока в пласте и призабойной зоне, а также многофазного потока в скважине.

2. Разработан комплекс алгоритмов и программный продукт для расчета профилей температуры и давления потока в стволе скважины. Показано, что выбор закона распределения давления вдоль ствола скважины значительно влияет на расчетную величину изменения температуры потока. Установлено, что при разности давлений до 1 МПа расхождение результатов по линейному и параболическому законам распределения давления не превышает 2%.

3. Разработан комплекс алгоритмов и программный продукт по расчету изменения температуры в призабойной зоне пласта. Установлено, что увеличение на 70% дополнительных фильтрационных сопротивлений, обусловленных несовершенством скважины, приводит к снижению температуры на забое скважины на два градуса.

4. Разработан алгоритм и проведен анализ результатов расчета коэффициента нефтеотдачи пласта при различных методах воздействия на пласт. Установлено, что первые 6 лет разработки месторождения эффективность применения теплового воздействия на пласт совпадает с эффективностью применения обычного метода заводнения. Последующие 18 лет разработки месторождения при тепловом воздействии на пласт обеспечивают увеличение коэффициента нефтеотдачи на 20% больше, чем при обычном заводнении.

Основные положения диссертации опубликованы:

В журнале, рекомендованном ВАК России:

Иванова Н.В. Моделирование профилей температуры и давления в добывающей скважине /Кучумов Р.Я., Иванова Н.В. //Изв. ВУЗов Нефть и газ. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2007. - № 6. - С. 26 – 31.

В других печатных изданиях:

Читайте также: