rms 2013 wells technology slidesroxar.ru/wp-content/uploads/2017/04/Вестник-roxar... ·...
TRANSCRIPT
Вестник
№006 (020) МОСКВА - ТЮМЕНЬ АВГУСТ 2015
Содержание
RMS 2013.1.2
Обнаружение наиболее перспективные объектов
Tempest 7.1.2
Задание PVT свойств для моделей сухого и ретроградного газа
ResViewII 6.8.117
Анализ потерь/приростов по скважинам
METTE, моделирование поверхностных сетей
Моделирование течения высоковязкой эмульсии в стволе скважины
Дополнительная информация
2
RMS 2013.1.2
3
Sweet Spot Detection
4
RMS
Данная функциональность позволяет прогнозировать потенциально перспективные области, расположенные вне скважин, на основе совместного анализа скважинных кривых и 3D параметров.
Закономерности, найденные в результате такого анализа, используются в
качестве шаблона при классификации и выделении потенциально перспективных областей - «Sweet spot» . «Sweet spot» - обобщенный термин, характеризующий место обладающее рядом важных характеристик пласта, зона наиболее перспективных объектов для заложения скважин или зона расположения наиболее перспективных объектов.
Добыча
Скважинные
данные Сейсмика
Алгоритм Sweet-spot
• kNN (k - количество ближайших соседей) – классификация образца по ближайшим объектам
• для любого нового прогноза, алгоритм использует одинаковое количество объектов (т.е. наблюдений в ближайшем районе), и присваивает значение класса по большинству голосов; например, по числу *Sweet* - благоприятных или *Non-sweet* - неблагоприятных
• каждое проведенное исследование образца используется для классификации при дальнейшей работе алгоритма
5
RMS
В основе прогнозирование «Sweet spot» лежит алгоритм самообучающейся классификации kNN (k-nearest neighbours).
6
RMS
I. Для прогнозирования потенциально перспективных областей необходимо Grid -> Parameter utilities-> Sweet Spot Detection… (1)
1
I
II. Настроить вкладку Input logs В разделе Output (2) указать префикс итоговых
параметров; выбрать набор осредненных скважинных данных - Blocked Wells (3); из списка Dependent Logs (4) выбрать две переменные, которые будут использоваться для подготовки обучающего шаблона.
Необходимо активировать инструмент прямоугольной оцифровки кнопкой Create polygon selection (5). С помощью ЛКМ необходимо оцифровать точки, образующие многоугольник вокруг интересующих данных.
Настройка задачи Sweet Spot Detection
5
4 II
2
3
6
7
III III. Настроить вкладку Input parameters, можно выбрать до 5 параметров (6). Для выбранных параметров, корреляционная матрица будет рассчитана автоматически. VI. Вкладка Settings используется для задания размера окружения – количество соседей и нажать Run (7).
VI
Результат Sweet-spot
• Классификационный дискретный 3D параметр: «Sweet-spots» и «Non-sweet-spot»
• Вероятностный 3D параметр: вероятность того, что классификация корректна
7
RMS
Пользователь может контролировать уровень риска, оценивая:
- надежный уровень предсказания («sweet spots» вне скважин) - надежный уровень открытия («sweet spots», подтверждаемый скважиной)
Tempest 7.1.2
8
Типы пластовых флюидов
9
Tempest
Нелетучая нефть
Критическая точка
Да
вл
ен
ие
Сепаратор
Пластовое давление
Линия точки
росы
% жидкости
Температура Д
ав
ле
ни
е
Температура
Сепаратор
% жидкости
Летучая нефть
Пластовое давление
Критическая точка
Пластовое давление
Ретроградный газ
Критическая
точка
Да
вл
ен
ие
Температура
Да
вл
ен
ие
Температура
Пластовое давление
Жирный газ
Критическая точка
Сепаратор
Да
вл
ен
ие
Температура
Пластовое давление
Сухой газ
Сепаратор
% жидкости % жидкости
% жидкости
Сепаратор
1
2
3 3
2
1
1
2
3
1
2
1
2
Фазовые диаграммы 5 типов пластовых флюидов (W.McCain jr. «Petroleum fluids»)
В этом выпуске будут
описаны способы задания
PVT свойств
газа в рамках формата Black
Oil
1 – пластовые условия
2 – точка кипения или точка росы
3 – двухфазная область
Определения
10
Tempest
Напомним наиболее важные определения
Сухой газ – одинаковый газ при пластовых и поверхностных условиях
Жирный газ – пластовый газ представляет собой комбинацию газа и конденсата в поверхностных
условиях
Ретроградный газ (газоконденсат) – газ в пластовых условиях. Объединяет газ в поверхностных
условиях и конденсат, но часть конденсата (ретроградный конденсат) остается в пласте
Насыщенный газ – газ полностью насыщенный растворенным конденсатом
Недонасыщенный газ – газ недонасыщенный конденсатом
Конденсатосодержание – отношение объема конденсата, растворенного в газе,
к объему газа в стандартных условиях.
.).(
.).(.
устгаза
устнефтирастр
V
VRv
Характеристика сухого газа
11
Tempest
• В основном состоит из CH4 и
промежуточных соединений,
отсутствует группа у/в С5+
• Жидкость не выделяется ни в
пласте, ни на сепараторе
Да
вл
ени
е
Температура
%Жидкости
Пластовые условия
Сепаратор
Природный газ можно подвергнуть искусственному сжижению путем
охлаждения до -160оС для транспортировки специальными танкерами.
В России первый завод по сжижению метана, расположенный на
о.Сахалин, появился в 2006 г.
Знаете ли Вы что…
Характеристика жирного газа (wet gas)
12
Tempest
• Газ в пластовых условиях
• Жидкость (конденсат) выделяется на
сепараторе
• Большой разброс значений API плотности
жидкости на сепараторе
• Плотность API не меняется в процессе
добычи
• Газовый фактор со временем не меняется
• При газовом факторе 8900 м3/м3 флюид
можно классифицировать как жирный газ
• Конденсат имеет беловатый цвет
Температура
Крит.
точка
%Жидкости
5 1 25 50
Давл
ение
Пластовые условия
Сепаратор
Не путайте «жирный газ» – пропан-бутановую смесь и
жирный газ – wet gas, чья характеристика изображена
на графике. Wet gas включает в себя не только пропан-
бутановую фракцию, но и метан и небольшое кол-во
тяжелых у/в (С5+ и выше)
Характеристика ретроградного газа(газоконденсата)
13
Tempest
• 600 м3/м3 < Газовый фактор < 26000 м3/м3
• Если Газовый фактор > 9000 м3/м3 то Rv
очень низкое и можно интерпретировать
как жирный газ
• 40o < плотность API < 60o
(740кг/м3<плотность<820кг/м3)
• Подвержен ретроградной конденсации
• В резервуаре конденсат светлый –
коричневый, оранжевый, зеленоватый,
беловатый (как вода)
Крит.точка
% Жидкости
Температура
Давл
ение
0 5
15 20
30
Пластовые условия
Сепаратор
10
Практически весь конденсат, выпадающий в пласте, становится
неподвижным, кроме призабойной зоны небольшого размера, откуда он
может периодически выноситься при превышении порога подвижности
Знаете ли Вы что…
Потенциальное содержание группы С5+
14
Tempest
Используется для характеристики количества растворенных в газоконденсатной смеси
у/в С5+
В предположении, что 1 моль газоконденсатной смеси при стандартных ус-ях
занимает 0,02404 м3, потенциальное содержание С5+ рассчитывается
02404.055 CC М
П
Где:
– мольная доля С5+ в составе смеси
– молярная масса группы С5+, г/моль
П – рассчитывается в г/м3
5C
5CМ
Разделив на плотность С5+ получим Пс5+ в см3/м3 пластового газа
В инженерной практике используют понятие потенциальное содержание С5+ на сухой газ.
Оно отличается тем, что массу (или объем в ст.ус-ях) С5+ относят к объему в ст.ус-ях только части
пластовой смеси, не содержащей компонентов группы С5+.
)]1(02404.0[ 5
55
C
CC МП
Потенциальное содержание С5+ (конденсатосодержание) – такая же важная
характеристика газоконденсата, как и газосодержание нефти.
Разработка газоконденсатных месторождений
15
Tempest
Крит.точка
% Жидкости
Температура
Давл
ение
0 5
10
15 20
30
Начальное пластовое
давление
Давление
забрасывания
Условия
сепарации
Стандартные
условия (1 атм 20 С)
Давление максимальной
конденсации
Давление начала
конденсации
Область
обратной конденсации,
область,
где в отличии от обычных
систем происходит
конденсация с падением
давления, так называемая
ретроградная конденсация.
Отсюда и название системы
– ретроградный газ
Ниже этой области
происходит растворение
выпавшего конденсата в газе
Давление забрасывания – минимально возможное Рпл при разработке газовой залежи
Образование жидкой фазы в пористой среде при снижении Рпл приводит к потерям жидкости. При
разработке газоконденсатной залежи без ППД в условиях газового режима потери жидкого конденсата в пласте
могут составлять 30-60% начального потенциального содержания С5+.
Одним из возможных способов сократить потери конденсата, выпадающего в пласте является применение
сайклинг-процесса – обратной закачки газа (как правило сухого) в пласт для ППД и растворения выпавшего
конденсата.
Отбор проб
16
Tempest
Для газоконденсатных исследований отбираются поверхностные пробы
– Газ сепарации
– Сырой конденсат
– Стабильный конденсат
– Газ дегазации
Отбор проб – требования
17
Tempest
Существует ряд противоречивых требований к отбору
проб
– Длительная (6 часов) стабильность
• Устьевого и забойного давлений
• Дебита и КГФ (конденсато-газового фактора)
• Температуры
– Отсутствие накопления конденсата в скважине
• Достаточная скорость потока = большой дебит
– Соответствие продукции скважины начальному составу смеси
• Испытание как можно раньше после перфорации
• Отсутствие выпадения конденсата (малая депрессия)
Способы задания PVT свойств для сухого газа
18
Tempest
Cухой газ GPVT
Pg Bg viscg
в метрич. системе бар м3/1000м3 cПз
Pg давление.
Bg объемный коэффициент газа.
Viscg вязкость газа.
Значения давления должны монотонно возрастать в каждой строке таблицы.
Значения объемного коэффициента должны монотонно убывать в каждой строке таблицы
Значения вязкости должны монотонно возрастать в каждой строке таблицы
Пример:
GPVT 10.0 113.466 0.01157
50.0 21.386 0.01277
100.0 10.127 0.01438
130.0 7.644 0.01578
163.3 6.037 0.01773
170.0 5.801 0.01815
190.0 5.191 0.01942
270.0 3.653 0.02450
/
0
20
40
60
80
100
120
0 100 200 300
Вg
м
3/1
000м
3
Р, атм
0
0.005
0.01
0.015
0.02
0.025
0.03
0 100 200 300
Вя
зко
сть
сП
з
Р, атм
Способы задания PVT свойств для сухого газа
19
Tempest
Сухой газ (с использованием Z-фактора) Нередко в моделях ПХГ выполненных в Eclipse, PVT свойства сухого газа задаются
через коэффициенты сверхсжимаемости
Пример:
PVZG (ключевое слово Eclipse)
НЕ считывается Tempest-MORE
-- Давление Z Вязкость, cПз
40.0 1.22 0.01300
120.0 1.30 0.01400
200.0 1.34 0.01500
280.0 1.50 0.01600
360.0 1.55 0.01700
400.0 1.70 0.01750
480.0 1.82 0.01850
520.0 1.91 0.01900
/
P
Ps
Ts
TrefZBg
Z - фактор связан
с объемным коэффициентом Bg пластовой
температурой Тref и давлением Р
следующим образом:
Где:
Тs – температура в стандартных условиях, 20оС (293К)
Ps – давление в стандартных условиях, 1 атм
Температура пластовая и стандартная задается в Кельвинах
Таким образом, для конвертации таблицы PVZG в формат Tempest,
необходимо для каждого давления и Z-фактора определить Bg и задать
таблицу GPVT
Способы задания PVT свойств для ретроградного и жирного газа
20
Tempest
Ретроградный газ / жирный газ
GPVT
Pg Bg viscg Rv
в метрич. системе бар м3/1000м3 сПз м3/1000м3
Pg давление.
Bg объемный коэффициент газа.
Viscg вязкость газа.
Rv конденсатосодержание.
Пример:
GPVT 10.0 113.466 0.01157 0.12
50.0 21.386 0.01277 0.06
100.0 10.127 0.01438 0.04
130.0 7.644 0.01578 0.05
163.3 6.037 0.01773 0.07
170.0 5.801 0.01815 0.08
190.0 5.191 0.01942 0.11
270.0 3.653 0.02450 0.20
/
0
0.05
0.1
0.15
0.2
0.25
0 50 100 150 200 250 300
Rv
м3/1
000м
3
Р, атм
Pк max
Pн.к.
Rv ex
Pк max – давление максимальной конденсации
Рн.к – давление точки росы
Rv ex – экстраполируемые автоматически значения Rv
Способы задания PVT свойств для ретроградного и жирного газа
21
Tempest
Ретроградный газ (с заданием свойств недонасыщенного газа)
PVTG (ключевое слово Eclipse)
Pg Rv Bg viscg
в метрич. системе бар м3/м3 м3/м3 сПз
Pg давление.
Rv конденсатосодержание
Bg объемный коэффициент газа.
Viscg вязкость газа.
В некоторых строчках таблицы (возможно во всех) могут содержаться дополнительные
данные, которые определяют свойства недонасыщенного газа при заданном значении
Pg. Эти дополнительные данные должны быть заданы для наивысших значений Pg в
каждой таблице. Дополнительные данные представляют собой 3 столбца,
продолжающие описанные выше параметры
Rv Bg viscg
в метрич. системе м3/м3 м3/м3 сПз
Rv конденсатосодержание
Bg объемный коэффициент газа.
Viscg вязкость газа.
Способы задания PVT свойств для ретроградного и жирного газа
22
Tempest
Ретроградный газ (с заданием свойств недонасыщенного газа) Пример:
PVTG 30 0.00014 0.0523 0.0234
0 0.0521 0.0238 /
90 0.00012 0.0132 0.0252
0 0.0131 0.0253 /
150 0.00015 0.00877 0.0281
0 0.00861 0.0275 /
210 0.00019 0.00554 0.0318
0 0.00555 0.0302 /
270 0.00029 0.00417 0.0355
0 0.00421 0.033 /
330 0.00049 0.00357 0.0392
0 0.00361 0.0358 /
530 0.0006 0.00356 0.0393
0 0.0036 0.0359 /
/ null record to terminate
60 0.00014 0.0523 0.0234 /
120 0.00012 0.0132 0.0252 /
180 0.00015 0.00877 0.0281 /
240 0.00019 0.00554 0.0318 /
300 0.00029 0.00417 0.0355 /
360 0.00049 0.00357 0.0392 /
560 0.0006 0.00356 0.0393
0 0.0036 0.0359 /
/ null record to terminate table 2
0
0.0001
0.0002
0.0003
0.0004
0.0005
0.0006
0.0007
0 100 200 300 400 500 600
0
0.01
0.02
0.03
0.04
0.05
0.06
0 100 200 300 400 500 600
Rv
Bg
Как рассчитывается плотность газа в ячейке при Рпл
23
Tempest
Из закона сохранения массы известно, что масса пластового газа вынесенная на поверхность, является суммой
массы газа в поверхностных условиях и массы выделевшегося из этого газа конденсата.
Запишем это в виде уравнения:
mгаза пл. = mгаза пов + mконденсата пов
Перепишем вышележащее уравнение в виде:
ρ газа пл.*V газа пл. = ρ газа пов *V газа пов + ρконденсата пов*Vконденсата пов
Теперь перепишем для вычисления плотности газа в пластовых условиях это уравнение:
ρ газа пл. = ρ газа пов *(V газа пов / V газа пл. ) + ρконденсата пов*(Vконденсата пов/ V газа пл.)
Умножим и разделим на объем газа в поверхностных условиях в выражении для конденсата:
ρ газа пл. = ρ газа пов *(V газа пов / V газа пл. ) + ρконденсата пов*( V газа пов *Vконденсата пов / V газа пов *V газа пл.)
(V газа пов / V газа пл. ) – это величина обратная объемному коэффициенту 1/Bg
(Vконденсата пов / V газа пов ) – это есть не что иное, как газосодержание Rv
Таким образом вышележащее уравнение преобразовывается в:
ρ газа пл. = (ρ газа пов + ρконденсата пов*Rv)/Bg
ρ газа пов и ρконденсата пов – считываются из ключевого слова BASI (SDEN, DENSITY)
Rv и Bg– рассчитываются из PVT таблицы
Типы газов в модели black oil
24
Tempest
Тип Особенности Ключевое
слово
Аналог
ключевого
слова
в Eclipse
Сухой газ Метан > 95% состава GPVT PVDG
Сухой газ Использование коэффициента сверхсжимаемости Z - PVZG*
Ретроградный газ
(газоконднесат) и
жирный газ
Задается дополнительно параметр
конденсатосодержания от давления Rv
GPVT
PVTG
Ретроградный газ
(газоконднесат) и
жирный газ
Задается поведение PVT свойств отдельно для
недонасыщенного и для насыщенного газа
-
PVTG
* Ключевые слова НЕ поддерживаются Tempest
Eclipse является торговой маркой компании Schlumberger
Согласованность газосодержания и конденсатосодержания
Rs*Rv>1 at some pressures: Rv values corrected (Warning 214)
25
Tempest
X + Rv*Y =A
Rs*X + Y = B
X
Y Rv
Rs
При любом соотношении нефти и газа, в пласте всегда должно установится равновесие системы.
Априори, Tempest проводит проверку этого условия. Несоблюдение такого условия означает, что система
нефизична. Каким образом производится эта проверка?
Допустим, известно, сколько в ячейке нефти и газа (как поверхностных компонентов).
Необходимо при заданном Р определить, долю этих компонентов в жидкой и газообразной фазах
Для удобства зададим кол-во вещества не в молях (как внутри Tеmpеst), а в м3 в поверхностных
условиях.
Дано:
A – объем (поверхностной) нефти
B – объем(поверхностного) газа
X – объем (поверхностной) нефти, в пласте в жидкой фазе,
Y – объем (поверхностного) газа для в пласте в газовой фазе
Газ
Нефть 1 Rv
Rs 1
Определитель этой системы
= 1- Rs*Rv
В случае Rs*Rv=1 получаем вырожденную систему уравнений,
которая не будет иметь решения
Согласованность газосодержания и конденсатосодержания
Rs*Rv>1 at some pressures: Rv values corrected (Warning 214)
26
Tempest
Почему Rs*Rv не может быть больше 1? Rs и Rv непрерывно зависят от давления насыщения.
При низких давлениях Rs и Rv близки к нулю, то есть Rs*Rv<1.
Если при каком-то давлении насыщения Rs*Rv>1, то в силу непрерывности этих функций,
найдется давление насыщения, при котором Rs*Rv=1, что влечет за собой неустойчивость решения
Таким образом, условие Rs*Rv<1 обеспечивает существование и единственность решения
задачи расчета парожидкостного равновесия в пласте во всем диапазоне давлений насыщения.
Проще говоря, Rs*Rv < 1 – это условие корректности соблюдения равновесия в системе.
Такая проверка проводится изначально по всему диапазону давлений, в том числе и
экстраполированных, и в случае несоблюдения условия, корректируется значение Rv, что может
приводить к такому виду кривой Rv
0
0.05
0.1
0.15
0.2
0.25
0 100 200 300
Rv
м3/1
000м
3
Р, атм
Pк max
Pн.к.
Rv ex
Как Tempest определяет начальное давление конденсации
(давление точки росы)
27
Tempest
Давление начала конденсации можно задать в секции INIT разными способами
1. PDVD – задает изменение давления начала конденсации в зависимости от глубины
2. RVVD – задает изменение конденсатосодержания в зависимости от глубины. Исходя
из величины конденсатосодержания, по PVT таблице будет рассчитываться
давление начала конденсации и текущее давление насыщенного газа
При инициализации модели и расчете Рпл в ячейке, производится сравнение Рпл с
начальным Рdew заданным в одном из перечисленных выше ключевых слов:
При Рпл<Рdew initial будет наблюдаться выпадение конденсата, пересчет Rv на
основе текущего давления в ячейке и расчет по Rv текущего значения давления
насыщенного газа Pdew.
При росте давления в ячейке, в случае наличия свободного конденсата(нефти), он
будет растворяться в нефти до тех пор пока полностью не раствориться в нефти и не
достигнет начального Rv и Рdew.
В случае, если часть свободного конденсата мигрировала из ячейки, значения Rv и
Pdew придут к новому значению определенному PVT таблицей.
Начальное Pdew не может быть выше начального Рпл и будет к нему приравнено
ResViewII 6.8.117
28
Анализ потерь/приростов по скважинам
Постановка задачи
Расчет потерь/приростов добычи нефти по скважинам на основании сравнительной оценки эксплуатационных показателей.
Источником информации для расчета могут служить технологические режимы или МЭРы.
В расчете используются данные, соответствующие первому и последнему месяцу выбранного периода. Интервал расчета задается пользователем.
Изменения добычи нефти в зависимости от причин возникновения, можно классифицировать по следующим категориям.
29
ResViewII
Потери:
• За счет обводнения
• За счет снижения пластового давления
• За счет снижения производительности – износа ГНО
Приросты:
• За счет снижения обводнения
• За счет повышения пластового давления
Анализ потерь/приростов по скважинам
Алгоритм расчета (1)
1. По каждой скважине сравнивается дебит нефти за последний и первый месяц расчетного периода.
2. Выделяются скважины, по которым дебит нефти уменьшается, т.е. имеются потери.
Далее для определения причин возникновения потерь выполняются следующие операции:
a. Сравнивается дебит жидкости за последний и первый месяц расчетного периода.
Если дебит жидкости увеличился или равен первому месяцу, потери относят к категории «За счет обводнения».
b. Если дебит жидкости уменьшился – это означает, что снижение дебита нефти носит комбинированный характер, и деление потерь на категории выполняется следующим образом:
Потери «За счет обводнения»: Побв = Qжпосл * (Wcutпосл – Wcutперв)
Потери прочих категорий: Ппроч = Побщие – Побв
30
ResViewII
Анализ потерь/приростов по скважинам
31
ResViewII
Алгоритм расчета (2)
Затем, сравнивая динамические уровни жидкости, выполняется дальнейшая классификация потерь.
Если динамический уровень (от устья скважины) уменьшается, то рассчитанные потери (Ппроч ) относятся к потерям «За счет снижения производительности – износа ГНО»,
в противном случае (увеличение значения динамического уровня от устья скважины) потери относятся к потерям «За счет снижения пластового давления».
Анализ потерь/приростов по скважинам
Алгоритм расчета (3)
3. Выделяются скважины, по которым дебит нефти увеличился, т.е. имеются приросты.
Далее для определения причин возникновения приростов выполняется следующее:
a. Сравнивается дебит жидкости за последний и первый месяц расчетного периода.
Если дебит жидкости уменьшился или равен первому месяцу, приросты относят к категории «За счет снижения обводнения».
b. Если дебит жидкости увеличился, значит причины увеличения дебита нефти носят комбинированный характер, и приросты по категориям распределяются следующим образом:
Прирост «За счет снижения обводнения»: Приробв = – Qжпосл * (Wcutпосл – Wcutперв)
Прирост «За счет повышения пластового давления»: ПприрРпл = Приробщ – Приробв
32
ResViewII
См. таблицу: Отрицательное значение Приробв = -20.3 т/сут указывает, что несмотря на суммарный положительный прирост дебита нефти, 20.3 т/сут «теряются» за счет увеличения обводненности продукции.
Анализ потерь/приростов по скважинам
Последовательность действий (1)
1. В модуле ResViewII-FieldWatch открываем источник данных
2. На Начальной странице выбираем Разработка >> Потери/приросты по скважинам
3. Выбираем скважины и эксплуатационные объекты для анализа
33
ResViewII
1
2 3
Анализ потерь/приростов по скважинам
Последовательность действий (2)
4. Задаем интервал расчета
5. В окне Структура таблицы выбираем интересующие свойства
34
ResViewII
4
5
Анализ потерь/приростов по скважинам
Визуализация на круговых диаграммах
Потери/приросты добычи нефти и причины, полученные в результате анализа, можно отобразить в виде круговых диаграмм и подписей к скважинам.
35
ResViewII
Потери нефти из-за
увеличения обводненности
Потери нефти прочих
категорий
Прирост нефти из-за
снижения обводненности
Прирост нефти за счет
повышения Рпл
На Начальной странице выбираем Разработка >> Карта состояния разработки (1)
В настройках предусмотрен шаблон (2) для анализа потерь/приростов по умолчанию, который отображает:
1
2
METTE МОДЕЛИРОВАНИЕ ПОВЕРХНОСТНЫХ СЕТЕЙ
36
Моделирование течения высоковязкой эмульсии в стволе скважины
Для корректного моделирования эффекта, возникающего при закачке вязкой эмульсии, необходимо выполнить следующее: 1. Рассмотреть модель течения в стволе
скважины, оценить потери давления 2. Учесть неньютоновские свойства вязкой
эмульсии
Рассмотрим серию численных экспериментов
- потери давления на трение (также связанные с неньютоновским поведением жидкости) - потери давления на местные сопротивления
разбухание глин, снижение
проницаемости
высокая вязкость
рост пластового давления и, соответственно, снижение
приёмистости
37
METTE
Как видно из графиков, МЕТТЕ выдает практически те же величины потерь давления, что и аналитическая формула
Пример 1. Оценка потерь давления по стволу скважины.
По закону Пуазёйля (Хагена — Пуазёйля)
По расчету в МЕТТЕ (по умолчанию)
0
1
2
3
4
5
6
7
1 10 100 1000
Дав
лен
ие,
атм
Вязкость эмульсии, сП
Разница между потерями давления в стволе скважины относительно
эмульсии с вязкостью 1 сП
Q =500 м3/сут Q =10 м3/сут
0
1
2
3
4
5
6
7
1 10 100 1000 Д
ав
лен
ие,
атм
Вязкость эмульсии, сП
Разница между потерями давления в стволе скважины относительно
эмульсии с вязкостью 1 сП
Q =500 м3/сут Q =10 м3/сут
38
METTE
Важно помнить, что вязкие эмульсии обладают неньютоновскими свойствами*. Вязкость находится как отношение: Где: η – вязкость жидкости, Па·с τ(х) – напряжение сдвига, Па γ‘(х) – скорость сдвига, с-1
х – текущая координата вдоль оси канала, м Основные тезисы : 1. При малых градиентах давления поток НЕньютоновской жидкости небольшой,
либо отсутствует вовсе 2. При больших градиентах давления поток НЕньютоновской жидкости меньше
потока ньютоновской жидкости 3. Вязкость зависит от температуры
* УДК 622.276.3 Нефтегазовое дело, 2010
x'
Неньютоновские свойства вязкой эмульсии
В составе линейки ПО ROXAR данные эффекты можно смоделировать с помощью ПК МЕТТЕ (оценочным расчетом для отдельной скважины, либо полноценным расчетом в рамках интегрированной модели).
39
METTE
Описать неньютоновские свойства жидкости в ПО METTE можно задав
зависимости:
- вязкости от напряжения сдвига и температуры
- скорости сдвига от давления и температуры
Вязкость будет динамически меняться в процессе расчета в зависимости от
термобарических условий
Неньютоновские свойства вязкой эмульсии
- Температура на забое [С] - Дебит жидкости [м3/сут]
40
METTE
Произведем два расчета производительности нагнетательной скважины при постоянном устьевом давлении, равном 37 Бар, и при увеличивающемся пластовом давлении в призабойной зоне скважины: 1. Без учета неньютоновских свойств жидкости 2. С учетом неньютоновских свойств жидкости
При малых градиентах давления и больших
напряжениях сдвига потока в скважине не будет (синяя
линия в диапазоне Рпл = 178 - 183 атм)
Приемистость ниже в связи с увеличением вязкости жидкости
Пример 2. Учет Неньютоновских свойств вязкой эмульсии.
- без учета неньютоновских свойств - с учетом неньютоновских свойств
41
METTE
Вернемся к Примеру 1. Дополним стандартный расчет опцией учета неньютоновских свойств жидкости. Для этого зададим таблицу зависимости напряжения сдвига от градиента давления. Возьмем значения напряжения сдвига для вязкой эмульсии из статьи «Нефтегазового дела», 2010*
При напряжении сдвига = 2,700 Па эмульсия начнет
двигаться.
* УДК 622.276.3 Нефтегазовое дело, 2010
Пересчитаем напряжение в скорость сдвига и подставим в МЕТТЕ с условием, что при скорости сдвига ниже 2,7 Па вязкость будет увеличиваться на порядок:
Неньютоновские свойства вязкой эмульсии
1277,2
1,0'
с
Па
сПа
42
METTE
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
1 10 100 1000
Дав
лен
ие
, атм
Вязкость эмульсии, сП
Разница между потерями давления в стволе скважины относительно эмульсии с вязкостью 1 сП
Q = 500 м3/сут Q =10 м3/сут Неньютоновские св-ва. Q = 500 м3/сут
При низкой скорости сдвига, значение потерь давления в случае учета неньютоновских свойств жидкости увеличивается в разы.
Неньютоновские свойства вязкой эмульсии
Описание реологии, кроме статического напряжения сдвига, были взяты экспертно, для демонстрации функциональных возможностей ПО МЕТТЕ.
43
METTE
Дополнительная информация
44
Мы будем рады ответить на Ваши вопросы:
Москва: +7(495)504 34 05, [email protected]
Тюмень: +7 (3452) 49 44 59, [email protected]
График планируемых мероприятий второй половины 2015 года
16-17 сентября 2015 г.
Семинар «Технологии мониторинга разработки месторождений», Бугульма
01-02 октября 2015 г.
Семинар «Технологии мониторинга разработки месторождений», Москва
Вторая половина ноября 2015 г.
14-я Региональная Западно-Сибирская конференция пользователей ПО Roxar, Тюмень
45
По вопросам участия в конференциях обращаться к:
Анастасии Векшиной e-mail: [email protected], тел: +7 495 504 34 05 (доб. 123)
Галине Кузовковой
e-mail: [email protected], тел: +7 495 504 34 05 (доб. 177)
Мы будем рады ответить на Ваши вопросы:
Москва: +7(495)504 34 05, [email protected]
Тюмень: +7 (3452) 49 44 59, [email protected]
Материалы конференций
В мае 2015 г. состоялись: «Восточно-Сибирская конференция пользователей
программного обеспечения Roxar» в городе Иркутск и «Региональная техническая
конференция пользователей программного обеспечения Roxar Европейской части
Российской Федерации» в городе Петергоф.
Материалы конференций вы можете скачать по следующей ссылке:
ftp://ftp.roxar.com/outgoing/SW_MOS/Petergof_0515.zip
46
Мы будем рады ответить на Ваши вопросы:
Москва: +7(495)504 34 05, [email protected]
Тюмень: +7 (3452) 49 44 59, [email protected]
Август Сентябрь Октябрь Ноябрь Декабрь
недели 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53
RMS
Tempest
ResViewII
Расписание базовых курсов свободного набора:
Вы можете пройти обучение по программному обеспечению компании ROXAR со свободным набором в группы.
Обучения проводятся в Московском офисе компании ROXAR, максимальное количество участников 8 человек.
По вопросам участия в обучениях, а так же за дополнительной информацией обращайтесь к Екатерине Волк e-mail: [email protected] тел. +7 495 504 34 05 (доб. 201)
*уровень и программа обучения могут корректироваться, в зависимости от набранной группы
47
Базовые курсы свободного набора
Мы будем рады ответить на Ваши вопросы:
Москва: +7(495)504 34 05, [email protected]
Тюмень: +7 (3452) 49 44 59, [email protected]
48
RMS 2013.1.2
Tempest 7.1.2
ResViewII 6.8.117
Для получения дистрибутивов обращайтесь в службу технической поддержки.
Текущие коммерческие версии ПО: