Повышение качества прогнозных технологических показателей разработки за счет интегрированного похода к моделированию

UDK: 519.868:622.279.5
DOI: 10.24887/0028-2448-2021-9-82-85
Ключевые слова: газовый промысел, интегрированная модель, дожимная компрессорная станция (ДКС), оптимизация, технологические показатели, дополнительный алгоритм
Авт.: А.А. Хакимов (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), Ю.Д. Холкина (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), О.А. Лознюк (ПАО «НК «Роснефть»), Р.А. Ягудин (ООО «Харампурнефтегаз»), к.т.н., А.А. Александров (ООО «Харампурнефтегаз»), Е.О. Толкачева (ООО «Харампурнефтегаз»)

Интегрированное моделирование является инструментом управления процессами добычи углеводородов, включая как подземные, так и наземные элементы эксплуатационного объекта. Основной целью являлась оптимизация работы наземной инфраструктуры сеноманской залежи и планирования мероприятий за счет интегрированного подхода к моделированию. В статье рассмотрены этапы построения интегрированной модели газового промысла сеноманской залежи одного из месторождений Тюменской области, основными элементами которой являются трехмерная гидродинамическая модель, модели скважин и модель наземного обустройства. Для создания модели и проведения расчетов использован программный комплекс Petroleum Experts (Prosper, Gap, Resolve). Гидродинамическая модель и модели скважин адаптированы к результатам газодинамических исследований для корректной интеграции в интегрированную модель. Рассмотрены этапы построения элементов газосборной сети, а также задания моделей компрессоров на основе газодинамических характеристик. Выполнен анализ прогнозных технологических показателей работы газового промысла по базовому варианту, на основании которого сформированы оптимизационные подходы к разработке сеноманской залежи – использование резервных мощностей компримирования, строительство дополнительных трубопроводов. Предложен дополнительный алгоритм, который позволяет регулировать прогнозный расчет добычи газа. Входными данными для алгоритма являлись максимальный отбор газа по объекту ПК1 и технологические ограничения по скважинам (максимальный и минимальный дебит газа, предельно допустимая депрессия). Программа управляет скважинами, подбирая диаметры штуцеров для достижения максимального уровня добычи газа. В заключение проведена технико-экономическая оценка базового и альтернативных вариантов, по результатам которой определен наиболее рациональный вариант разработки пласта ПК1.

Список литературы

1. Бекиров Т.М., Шаталов А.Т. Сбор и подготовка к транспорту природных газов – М.: Недра, 1986. – 856 с.

2. Костюченко С.В., Кудряшов С.В., Воробьев П.В. Интегрированные модели для проектирования согласованных систем добычи и сбора нефти // Нефтяное хозяйство. – 2003. – № 11. – С. 100–103.

3. Маркман П.Г., Коркин Р.В. Оптимизация трубопроводных систем – Томск: Heriot-Watt, 2005. – 126 с.

4. Использование систем интегрированного моделирования для обоснования технологического режима работы газового промысла / С.Н. Меньшиков, С.А. Варягов, А.Н. Харитонов, М.Н. Киселев // Нефтепромысловое дело. – 2019. – № 2. – С. 64–69.



Внимание!
Купить полный текст статьи (формат - PDF) могут только авторизованные посетители сайта.

Mobile applications

Read our magazine on mobile devices

Загрузить в Google play

Press Releases

24.11.2021
23.11.2021
02.11.2021
Конкурс на соискание молодежной премии имени академика И.М. Губкина