СОПОСТАВЛЕНИЕ ИСТОРИЧЕСКИХ ДАННЫХ И РАСЧЕТНЫХ ПРИ АДАПТАЦИИ СЕТЕВОЙ МОДЕЛИ СКВАЖИН

COMPARISON OF HISTORICAL DATA AND CALCULATED DATA WHEN ADAPTING THE WELL NETWORK MODEL

Abdullin Artur

Bachelor, Ufa State Petroleum Technical University, Russia, Ufa

Mitsukova Daria

Bachelor, Ufa State Petroleum Technical University, Russia, Ufa

Аннотация. При сопоставление исторических данных и расчетных при адаптации сетевой модели скважин газового месторождения могут возникнуть ряд ошибок.

Abstract. When comparing historical data and calculated data, a number of errors may occur when adapting the network model of gas field wells.

Ключевые слова: сетевая модель; разработка месторождения; адаптация.

Keywords: network model; field development; adaptation.

Для интегрированного моделирования необходимо построение сетевой модели месторождения.  Как только модель скважины была построена, она должна быть интегрирована с моделью поверхностных сооружений в единую интегрированную модель.

Таким образом, модель может обрабатывать большие и сложные сети с петлями и ответвлениями. Система может оптимизировать и моделировать, учитывая цели, задачи и ограничения в любой точке сети. Возможности экономического моделирования, присущие сетевой модели, учитывают доходы от углеводородных газов в сочетании с производственными затратами для оптимизации чистого дохода от месторождения [1].

Как только сетевая модель была завершена, необходимо настроить и откалибровать ее, а также выполнить сопоставление расчетных с фактическими данными о добыче на месторождения, чтобы сделать ее действительно репрезентативной для реальной производственной сети. Процесс сопоставления истории включает в себя воспроизведение фактических измерений расхода, давления и температуры (добыча, нагнетание, производительность компрессоров, сепараторов и т.д.) путем запуска модели с учетом конкретных ограничений. Для системы газлифта историческое совпадение включает в себя фиксацию давления в производственном сепараторе и скорости подъема газа в скважины и запуск модели в режиме оптимизации. Коэффициенты настройки применяются к трубопроводам таким образом, чтобы перепады давления и, следовательно, скорости потока, рассчитанные с помощью модели, соответствовали полевым данным, полученным на заданную недавнюю дату.

Этот этап является важной частью такого рода исследований и требует тщательного анализа различных аспектов поведения каждого объекта в модели, а именно: производительность скважины, перепад давления в трубах и трубопроводах, потери тепла по магистральным трубопроводам, производительность компрессоров и т.д.

Важно отметить, что данные испытаний скважин, даже после определения тренда, не соответствуют общей производительности месторождения, например:

1. Разница в процессе опробования. Вероятно, будут сообщаться об отдельных испытаниях скважин, предполагающих одно- или двухступенчатый тестовый сепаратор, в котором жидкость прокачивается на месте через сепаратор при заданных давлениях и температурах, и каждый выпуск промывается до стандартных условий (или применяются коэффициенты усадки). Показатели добычи на месторождениях, вероятно, будут представлены как показатели на конкретных выходах технологической установки, которая, вероятно, будет состоять из более сложного многоступенчатого процесса разделения.

2. Могут возникнуть другие расхождения, такие как ошибки измерения.

Таким образом, должен существовать фактор, обычно называемый промысловым фактором, который коррелирует разницу между данными промысловой добычи и данными испытаний скважин.

Стоит отметить, что при сопоставлении истории используются данные испытаний скважин, а не данные обратного распределения, поскольку данные испытаний скважин действительно отображали производительность каждой скважины при любых условиях.

При сопоставлении исторических и фактических данных добычи газа может наблюдаться значительная погрешность. Причиной этой погрешности было несколько факторов:

1. Полевые данные для добытого газа были получены путем сложения и/или вычитания нескольких параметров в полевых условиях (факельный газ, топливный газ, нагнетаемый газ, газ, используемый на установке для сжиженного газа, и усадка в компрессорах). К сожалению, не все эти параметры были зафиксированы с помощью измерительного оборудования. Некоторые из них были приняты во внимание при расчете газового баланса. Накопление этих неточных допущений – плюс несколько ошибок измерений, вызванных другим измерительным оборудованием, – могло привести к ошибкам в конце расчета.

2. Ядро каждой модели скважины, за исключением скважин с электрическим погружным насосом и гидравлическим насосным агрегатом, было настроено с использованием как данных испытаний скважин, так и данных о перемещении давления. Эта настройка часто дает газонефтяного фактора значение, которое отличается от значения, полученного при испытании скважины. Это привело к тому, что несколько данных о перемещении давления были получены не в тот же день, что и данные испытаний скважины. Другим фактором была разница между измерением газа на нагнетательной стороне скважины и измерением газа на станции [2].