В работе рассмотрены вопросы, связанные с оценкой фазовых дебитов по данным термогидродинамических исследований горизонтальных скважин с применением математического моделирования неизотермического многофазного потока в скважине и пласте. Для повышения эффективности разработки месторождений и решения нефтепромысловых задач требуется учет многофазного потока, в частности, определение расходных характеристик фаз, в стволе добывающей скважины. В связи с этим исследованиям многофазных потоков в добывающих скважинах в последние годы уделяется большое внимание. Объемные доли фаз, определяемые методами состава, среднеобъемная скорость потока, измеряемая механическим расходомером, а также гидродинамическая модель потока в скважине позволяют рассчитать дебиты каждой из фаз. Однако данные, регистрируемые механическим расходомером, особенно в низкодебитных скважинах, не всегда пригодны для использования. Добавление температурного поля в анализ дает возможность сделать решение задачи определения фазовых дебитов однозначным при отсутствии данных механической расходометрии. При этом для количественной интерпретации температурных замеров необходима математическая модель тепловых процессов в скважине и пласте.
Интерпретация данных термогидродинамических исследований скважин представляет собой решение обратной задачи. При этом необходимым условием является знание истории работы скважины. Искривление ствола скважины существенно меняет распределение объемных долей фаз и температуры. Объемная доля более чувствительна к углу наклона скважины, чем к притоку. Таким образом, для успешной обработки помимо математических моделей необходим алгоритм оптимизации. При решении рассматриваемых задач достаточно результативны эволюционные и генетические методы оптимизации.
Список литературы
1. Новые разработки в области промыслового каротажа горизонтальных скважин / К. Ленн, Дж. Каденхэд, Р. Сандер, В. Ашуров // Промысловый каротаж горизонтальных скважин. – 2004. – № 5. – 14 с.
2. Investigation of Holdup and Pressure Drop Behavior for Oil-Water Flow in Vertical and Deviated Wells / J.G. Flores, C. Sarica, T.X. Chen, J.P. Brill // Trans., ASME. – 1998. – V. 120. – № 8. – 120 р.
3. Characterization of Oil-Water Flow Patterns in Vertical and Deviated Wells / J.G. Flores, C. Sarica, T.X. Chen, J.P. Brill // SPE 38810. – 1997. – DOI:10.2118/38810-MS
4. Hasan A.R., Kabir C.S. A Simplified Model for Oil/Water Flow in Vertical and Deviated Wellbores // SPE-54131-PA. – 1999. – https://doi.org/10.2118/54131-PA
5. Petalas N., Aziz K. A Mechanistic Model for Multiphase Flow in Pipes // Journal of Canadian Petroleum Technology. – 1998. – V. 39(06). – DOI: 10.2118/98-39
6. Kabir C.S., Hoadley S.F., Kamal D. Use of Flow-Pattern-Based Models for Interpreting Oil-Water Flow in Production Logging // SPE-68468. – 2001. – DOI:10.2118/68468-MS
7. Drift-Flux modeling of Two-Phase Flow in Wellbores / H. Shi, J.A. Holmes, L.J. Durlofsky [еt al.] // Society of Petroleum Engineers Journal. – 2005. – V. 10. – Р. 24–33. – DOI: 10.2118/84228-PA
8. Drift-Flux Parameters for Three-Phase Steady-State Flow in Wellbores / H. Shi, J.A. Holmes, L.J. Durlofsky [еt al.] // SPE-89836-MS. – 2005. – DOI: 10.2523/89836-MS
9. О количественном определении состава притока с использованием распределенных влагомеров / Р.А. Валиуллин [и др.] // Георесурсы. – 2013. – № 3 (53). – С. 17–21.
10. Taitel Y., Duckler A.E. A Model For Predicting Flow Regime Transitions in Horizontal and Nearly Horizontal Gas-Liquid Flow // J. AIChE. – 1976. – № 22–45. – P. 47–55. – DOI:10.1002/AIC.690220105
11. Brill J.P., Mukherjee H. Multiphase Flow in Wells. – Henry L. Doherty Memorial Fund of AIME, Society of Petroleum Engineers, 1999. – 156 p.
