Эффективность ГТМ

Последнее сообщение
Ty3 24 1
Апр 19

Здравствуйте, инженеры-нефтяники!

Есть модель (система уравнений), которая описывает работу газового куста. Система построена на основе материального баланса и уравнения притока и объединяет все скважины на кусте общим условием (равенство линейных давлений). То есть все скважины взаимовлияют друг на друга.

Как оценить эффект ГТМ (прирост добычи за счёт изменения коэффициентов в уравнении притока) на конкретной скважине куста?

Насколько верно такое описание работы куста?

Гоша 1165 12
Апр 19 #1

Штуцеры же ограничивают скважины индивидуально

Ty3 24 1
Апр 19 #2

Гоша, в модели присутсвуют управляющие параметры (задаются изначально для поиска решения) -  штуцеры (d) и УКПГ (p_вх). Скважины работают в связке через газосборную сеть (одна труба до УКПГ).

PetroleumEng 149 2
Апр 19 #3

Ty3 пишет:
Здравствуйте, инженеры-нефтяники! Есть модель (система уравнений), которая описывает работу газового куста. Система построена на основе материального баланса и уравнения притока и объединяет все скважины на кусте общим условием (равенство линейных давлений). То есть все скважины взаимовлияют друг на друга. Как оценить эффект ГТМ (прирост добычи за счёт изменения коэффициентов в уравнении притока) на конкретной скважине куста? Насколько верно такое описание работы куста?
Через скин фактор? Или это слишком просто?

Для газовых скважин наверное верное описание. Эффект наверное будет в скорости отбора газа который должен дать положительный эффект при расчете NPV.

Ty3 24 1
Апр 19 #4

Скин-фактор не заложен в модель (как параметр). Учет характеристик ПЗС заложен в фильтрационных коэффициентах уравнения притока (используется уравнение Rawlins & Schellhardt).То есть после ГТМ происходит изменение коэффициентов и соответственно дебит скважины. Однако так как все скважины связаны системой сбора, то происходит интерференция (перерсапределение давлений устьевых таким образом, что скважина ГТМ начинает давать больше газа, остальные - меньше). В итоге как в таком случае оценить эффект ГТМ ?

Krichevsky 485 9
Апр 19 #5

Посчитать разницу общего профиля добычи с ГТМ / без ГТМ, не?

Насчет того насколько верно: я думаю чем ниже проницаемость, тем менее адекватной будет такая модель. У вас же скважины по пласту независимы, пластовое одинаковое, перераспределение мгновенное по всем скважинам - такие допущения работают только в очень быстрых пластах.

Ty3 24 1
Апр 19 #6

Krichevsky,

Посчитать разницу общего профиля добычи по кусту ?

Второе замечание интересно.

На данный момент материальный баланс используется отдельно для скважин (то есть пластовое давление и запасы у каждой скважины свои). Да, это частный случай. Надо обобщить для единого пласта.

Krichevsky 485 9
Апр 19 #7

Ty3 пишет:

пластовое давление и запасы у каждой скважины свои

Вот это пожалуй еще хуже. Получается ускорение отборов с одной скважины влияет на другие только через линейное давление? И не влияет на темпы падения пластового по остальным? Я то думал у вас пластовое тоже одно.

Наверное по такой модели правильно посчитать через разницу профилей не получится.

PetroleumEng 149 2
Апр 19 #8

Ty3 пишет:

Скин-фактор не заложен в модель (как параметр). Учет характеристик ПЗС заложен в фильтрационных коэффициентах уравнения притока (используется уравнение Rawlins & Schellhardt).То есть после ГТМ происходит изменение коэффициентов и соответственно дебит скважины. Однако так как все скважины связаны системой сбора, то происходит интерференция (перерсапределение давлений устьевых таким образом, что скважина ГТМ начинает давать больше газа, остальные - меньше). В итоге как в таком случае оценить эффект ГТМ ?

Предлагаю, бери и делай по инкриментал по кусту. То есть берешь по кусту до и после ГТМ. В случае увеличения накопленного до конца эксплуатации месторождения с ГТМ считаешь положительным эффектом. Эффект равен разница между накопленной с ГТМ и без ГТМ. 

Go to top