В статье рассмотрена интеграционная платформа, которая объединяет в единый расчетный процесс физико-математические модели узлов нефтегазового промысла и позволяет находить единое согласованное решение в системе пласт - скважина - наземная трубопроводная сеть, - интегрированная модель актива (ИМА). Основной целью создания данной платформы является внедрение интегрированного моделирования в производственные процессы и получение максимального бизнес-эффекта при добыче на текущих мощностях. Реализованный на веб-платформе программный комплекс – Гибридная ИМА дает возможность прогнозировать работу добывающего и нагнетательного фонда для однопластовых и многопластовых объектов. Основные показатели работы скважин, получаемые в результате расчета ИМА - это дебиты добывающих скважин по каждой фазе, объем закачки в нагнетательные скважины, динамика пластового давления, динамика PVT свойств и другие промысловые показатели. Для решения различных производственных задач реализована возможность выбора необходимой конфигурации модели в зависимости от требований, предъявляемых к скорости и точности решения. Предложен способ сокращения времени оптимизационных расчетов за счет использования иерархии моделей. На примере синтетического месторождения проведена успешная валидация расчетов с эталонным программным продуктом для расчету интегрированных моделей месторождений IPM Petex. Достигнута приемлемая сходимость между расчетом ИМА и фактической добычей флюида для выбранных активов компании. На примере реальных бизнес-кейсов продемонстрированы возможности ИМА при расчете различных опций оптимизации текущего фонда месторождения. Таким образом, предложенная интегрированная модель может использоваться для прогнозирования и оптимизации работы базового фонда месторождения и наборов геолого-технических мероприятий с учетом множественных целей (максимизация эффективности добычи, снижение CAPEX, OPEX) и ограничений (пропускная способность наземной инфраструктуры, внешние ограничения на объемы добычи и т.д.).
Список литературы
1. Vogel J.V. Inflow performance relationships for solution-gas drive wells // Journal of Petroleum Technology. – 1968. – V. 20. – P. 83-92.
2. Dake L.P. Fundamentals of reservoir engineering. – Elsevier Scientific Publishing Company, 1978. – 443 p.
3. Beggs H.D., Brill J.P. A Study of Two-Phase Flow in Inclined Pipes // Journal of Petroleum Technology. – 1973. – V. 25. – P. 607-617. - DOI:10.2118/4007-PA
4. Brill J.P., Mukherjee H. Multiphase flow in wells. - SPE Monograph, Henry L. Dogherty Series. - V.17. – 1999. - P. 17.
5. Hagedorn A.R., Brown K.E. Experimental study of pressure gradients occurring during continuous two-phase flow in small-diameter vertical conduits // Journal of Petroleum Technology. – 1965. – V. 17(04). – P. 475–484.
6. Создание прокси-интегрированной модели Восточного участка Оренбургского месторождения в условиях недостаточного объема исходных данных / Е.В. Юдин, Р.А. Хабибуллин, И.М. Галяутдинов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 12. – С. 47-51. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-12-47-51
7. Выбор стратегии развития региональной инфраструктуры в условиях неопределености добычи с использованием программного обспечения «ЭРА ИСКРА» / Р.Д. Хамидуллин, Р.Р. Исмагилов, А.В. Кан [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 12. – С. 64-67. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2017-12-64-67
