RMS 2013 Wells Technology Slidesroxar.ru/wp-content/uploads/2017/04/Вестник-Roxar... · 2017. 4. 18. · Давление забрасывания – минимально

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




Ретроградный газ

Критическая

точка

Да

вл

ен

ие


Да

вл

ен

ие



Жирный газ


Сепаратор

Да

вл

ен

ие



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


%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


Крит.

точка

%Жидкости

5 1 25 50

Давл

ение


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


Давл

ение

0 5

15 20

30


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


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




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


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


Rv конденсатосодержание



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




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*


(газоконднесат) и

жирный газ

Задается дополнительно параметр

конденсатосодержания от давления Rv

GPVT

PVTG


(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


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


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


31

ResViewII


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».



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.


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


Последовательность действий (2)

4. Задаем интервал расчета

5. В окне Структура таблицы выбираем интересующие свойства

34

ResViewII

4

5


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


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


- 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:


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


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.


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)

mailto:[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






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





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:

Documents

RMS 2013 Wells Technology Slidesroxar.ru/wp-content/uploads/2017/04/Вестник-Roxar... · 2017. 4. 18. · Давление забрасывания – минимально