ЛЫТКИН испр. Курсовая работа по дисциплине Физические процессы нефтегазового производства пояснительная записка тема работы Моделирование физических процессов нефтегазового производства
 Скачать 2.36 Mb.
|
|
3. Основные физико-химические свойства флюидов (вода, нефть, газ, газоконденсат) Прежде чем перейти к созданию гидродинамических моделей, уместным будет рассмотреть основные физико-химические свойства флюидов, участвующих в процессах фильтрации при разработке месторождений нефти и газа. Вода: Свойства свободных пластовых вод обусловлены: температурой, давлением и количеством растворенных в ней солей. Названные факторы определяют растворимость в воде природных газов, ее вязкость и объемный фактор, который может быть использован для пересчета плотности воды из атмосферных условий в пластовые. Нефть: Все физические свойства нефти – цвет, плотность, вязкость, растворимость, температура кипения и застывания, оптические и электрические свойства изменяются в зависимости от состава и структуры входящих в нефть индивидуальных компонентов. Плотность нефти изменяется в пределах 0,730–1,04 г/см3, наиболее распространенные величины – 0,82–0,90 г/см3. По плотности выделяются несколько классов нефти: очень легкие (до 0,80 г/см3), легкие (0,80–0,84 г/см3), средние (0,84-0,88 г/см3), тяжелые (0,88-0,92 г/см3) и очень тяжелые (более 0,92 г/см3). Низкая плотность нефти обусловлена преобладанием метановых УВ, низким содержанием смолисто-асфальтеновых компонентов, во фракционном отношении – высоким содержанием бензиновых и керосиновых фракций. Тяжелые нефти своим высоким удельным весом обязаны повышенной концентрации смолисто-асфальтеновых компонентов, преобладанию в структуре УВ циклических структур и низкому содержанию легко кипящих фракций. В недрах в условиях повышенных температур и давлений в нефти обычно растворе, но какое-то количество газа, поэтому плотность нефти в пласте значительно ниже, чем на поверхности. В США плотность нефти измеряется в других единицах – API (American Petroleum Institute, градус): высокие значения API соответствуют низким значениям плотности. Вязкость – одна из самых главных физических характеристик нефти. Вязкость – это свойство оказывать сопротивление перемещению частиц под влиянием приложенной силы. В практике также используется условная вязкость, определяемая скоростью вытекания испытуемой жидкости в стандартных условиях. Приборы для определения вязкости называются вискозиметрами. Вязкость нефти меняется в широких пределах в зависимости от свойств (от менее 0,1 до 10 м Па*с). Чем тяжелее нефть, тем она менее текучая и подвижная. Поверхностное натяжение нефти – важнейшее свойство, во многом определяющее перемещение ее в системе флюидов в недрах. Поверхностное натяжение – σ – стремление жидкости уменьшить свою поверхность. Оно обусловлено силами притяжении между молекулами, внутри жидкости силы взаимно компенсируются. Оптические свойства нефти. Нефть оптически активна, она обладает способностью вращать плоскость поляризованного луча света, люминесцировать, преломлять проходящие световые лучи. В подавляющем большинстве случаев нефти вращают плоскость поляризованного луча света вправо, известны и левовращающие нефти. Нефть является диэлектриком и обладает высоким удельным сопротивлением (1010–1014 Омм). Газ: Углеводородные газы УВГ являются частью природных углеводородных систем, газовой фазой природных УВ. Природные газы – это УВ растворы, имеющие газообразное в нормальных (атмосферных) условиях состояние, выделенные из состава более сложных природных систем. Природные газы находятся на Земле в различном состоянии: свободные в атмосфере и в газовых залежах растворенные в водах, сорбированные, окклюдированные, в виде твердых растворов – газогидратов; газы, растворенные в нефти и выделяющиеся при разработке и самоизлиянии, называются попутными газами. Высокое энергосодержание, способность к химическим превращениям, низкое загрязнение биосферы обусловливают использование УВГ в качестве наиболее удобного топлива и ценного химического сырья. 4. Необходимые исходные данные для гидродинамического моделирования. Воспроизведение истории разработки (адаптация). Гидродинамическая модель представляет собой приближенное описание поведения изучаемого объекта с помощью математических символов. Процесс такого моделирования можно условно подразделить на четыре взаимосвязанных этапа: 1. формулирование в математических терминах законов, описывающих поведение объекта; 2. решение прямой задачи, т. е. получение путем исследования модели выходных данных для дальнейшего сопоставления с результатами наблюдений за объектом моделирования; 3. адаптация модели по результатам наблюдения, решение обратных задач, т. е. определение характеристик модели, которые оставались неопределенными; 4. анализ модели, ее модернизация по мере накопления новой информации об изучаемом объекте, постепенный переход к новой более совершенной модели. Первый этап моделирования требует глубоких знаний об изучаемом объекте. Для создания модели пластовой системы используются обширные сведения из геологии и геофизики, гидромеханики и теории упругости, физики пласта и химии, теории и практики разработки месторождений, математики, численных методов и программирования. На этом этапе формулируются основные уравнения, описывающие процесс фильтрационного переноса жидкостей и газов в пористой среде и выражающие законы сохранения массы, энергии, закон движения, уравнение состояния. Определяются совокупности начальных и граничных условий, для которых будет решаться сформулированная система дифференциальных уравнений в частных производных. Количество и тип уравнений зависят от особенностей рассматриваемой задачи: геологического строения пласта, свойств фильтрующихся флюидов, моделируемого процесса добычи. Затем разрабатываются численные методы и алгоритмы для решения поставленной задачи. Создается математическая модель фильтрации – компьютерная программа, которая решает уравнения тепло- и массопереноса с заданными начальными и граничными условиями. На втором этапе осуществляется решение прямой задачи для конкретного объекта разработки, т. е. для заданного набора входных данных. Формирование набора входных данных является самостоятельной сложной проблемой. На этом этапе информация о строении и свойствах пласта и насыщающих его жидкостей, о режимах и показателях работы скважин преобразуется к виду, требуемому для ввода в модель фильтрации. Важнейшим элементом моделирования является построение трехмерной геометрической модели пласта на основе интерпретации сейсмических исследований с последующим насыщением этой модели информацией о распределении основных геолого-физических характеристик пласта (пористости, проницаемости, насыщенности и др.) по данным геофизических и гидродинамических исследований скважин и изучения керна с использованием детерминистических или геолого-статистических методов. Объем пласта рассматривается как упорядоченная совокупность блоков, каждому из которых приписывается по одному значению каждого параметра. Ввод свойств породы и флюидов для каждого расчетного блока, площадь сечения которого в горизонтальной плоскости определяется сотнями квадратных метров при толщине в несколько метров, является очень сложной и трудоемкой зада-чей. Масштаб керна определяется сантиметрами. Геофизические измерения в скважинах, как правило, имеют радиус проникновения в пласт порядка нескольких метров. В результате решения прямой задачи, т. е. проведения гидродинамических расчетов для заданного набора входных данных, определяются выходные характеристики модели – распределения потоков и давлений в пласте во времени, дебиты скважин и т. п. Эти результаты могут быть сопоставлены с данными наблюдений – замерами давлений и дебитов, показателями работы скважин. На третьем этапе моделирования осуществляется адаптация математической модели по данным наблюдений. Путем воспроизведения истории разработки месторождения осуществляется уточнение основных фильтрационно-емкостных параметров пласта, заложенных в модель. Чаще всего корректируются абсолютные и фазовые проницаемости, объем законтурной области, коэффициент сжимаемости пор, коэффициенты продуктивности и приемистости скважин. Обратная задача решается итерационно до тех пор, пока модель фильтрации не воспроизведет распределение давления и насыщенностей, которое возникает в результате приложенного воздействия – заданных режимов работы добывающих и нагнетательных скважин. Этот этап моделирования, очень трудоемкий и требующий большого опыта и знаний, является необходимым для достоверного прогнозирования поведения пласта и оценки технологических показателей вариантов разработки. На третьем этапе моделирования осуществляется адаптация математической модели по данным наблюдений. Путем воспроизведения истории разработки месторождения осуществляется уточнение основных фильтрационно-емкостных параметров пласта, заложенных в модель. Чаще всего корректируются абсолютные и фазовые проницаемости, объем законтурной области, коэффициент сжимаемости пор, коэффициенты продуктивности и приемистости скважин. Обратная задача решается итерационно до тех пор, пока модель фильтрации не воспроизведет распределение давления и насыщенностей, которое возникает в результате приложенного воздействия – заданных режимов работы добывающих и нагнетательных скважин. Этот этап моделирования, очень трудоемкий и требующий большого опыта и знаний, является необходимым для достоверного прогнозирования поведения пласта и оценки технологических показателей вариантов разработки. Затем для прогнозирования и планирования добычи, оценки запасов, комплексной оптимизации пласта. На четвертом этапе моделирования по мере накопления информации об объекте модель пласта уточняется, совершенствуется, отражает новую информацию о пласте, технологические решения, применяемые на месторождении, и может использоваться для дальнейшего управления процессом разработки. В этом случае можно говорить о постоянно-действующей геолого-технологической модели месторождения. Гидродинамическое моделирование применяется не только для решения проблем прогнозирования, контроля и управления процессом разработки пласта, хотя именно в этом состоит основное коммерческое использование моделей и соответствующих программных продуктов. Важнейшими сферами применения математического моделирования являются: решение так называемых обратных задач по уточнению строения и свойств пласта путем воспроизведения истории разработки, по обработке результатов исследования скважин, по изучению процессов вытеснения на керне и определению фазовых проницаемостей, решение исследовательских задач теории фильтрации, таких как создание моделей течения в неоднородных и трещиноватопоровых средах, изучение механизмов воздействия на пласт и моделирование новых технологий, исследование процессов конусообразования, притока к горизонтальным скважинам и трещинам гидроразрыва и т. п. Особое место занимают аналитические решения, полученные в рамках достаточно простых моделей, но важные для понимания механизмов фильтрационных процессов. Кроме того, аналитические решения при-меняются для тестирования компьютерных моделей фильтрации. Нельзя ожидать, что прогнозные расчеты позволят предсказать поведение каждой скважины. Слишком много неопределенностей имеется при построении модели, и все они не могут быть устранены при воспроизведении истории разработки. Цель прогнозных расчетов – предсказать на ближайший срок интегральные технологические показа-тели по пласту в целом и по отдельным достаточно большим участкам. На основе моделей делаются также долгосрочные прогнозы, в том числе и на весь срок разработки, но достоверность этих прогнозов тем ниже, чем на более ранней стадии разработки они проводятся. После выполнения прогнозного расчета по каждому варианту раз-работки, полученные результаты анализируются. Строятся графики изменения добычи, закачки, среднего пластового давления и количества скважин во времени. Анализируются дебиты и забойные давления по скважинам; в случае, если получены нереальные значения, модель соответствующей скважины корректируется. Распределения давления и насыщенности на заданные моменты времени выдаются в виде трехмерных изображений, строятся соответствующие карты. Анализ результатов расчетов по базовому варианту помогает сформировать варианты с более эффективной стратегией разработки. В результате сопоставления вариантов и их технико-экономических показателей определяется рекомендуемый сценарий разработки. Несмотря на невысокую достоверность долгосрочных прогнозов абсолютных показателей эксплуатации пласта, относительная разница между показателями, рассчитанными для различных сценариев разработки, обычно менее чувствительна к изменениям модели, поэтому математическое моделирование сейчас является основным инструментом для выбора оптимальной стратегии разработки. 5. Основные программные продукты для гидродинамического моделирования. Как уже было написано ранее, основными программными продуктами пр создании гидродинамических моделей чаще всего выступают Eclipse (Schlumberger), Tempest (Roxar), VIP (Landmark), TimeZYX (группа компаний «Траст). Для гидродинамического и геохимического моделирования в нефтегазовой гидрогеологии используется HydroGeo (М.Б. Букаты, ТПУ). В последние годы (начиная с 2007 года) особенно активно стала продвигаться отечественная программа t-Navigator (RF Dinamics, г.Москва). TimeZYX Группа компаний «Таймзикс» является единственным российским разработчиком полномасштабного импортозамещающего программного комплекса для геологогидродинамического моделирования и мониторинга разработки месторождений нефти и газа. Программный комплекс «TimeZYX» является развитием проекта по созданию программного комплекса «ТРАСТ», начатого в 2004 году по инициативе Министерства природных ресурсов РФ и Российской академии естественных наук. За время разработки, внедрения и использования программного комплекса разработчикам удалось достичь следующих преимуществ: мульти зычность, оперативная техническая поддержка, разумные цены и выгодная лицензионная политика, сертифицированность по системе ГОСТ Р, рекомендации к применению ЦКР Роснедра. Моделирование трещин представлено на рисунке 5 в платформе TimeZYX дает возможность более реалистично отразить процессы фильтрации в трещиноватых кол-лекторах. Применение современных алгоритмов позволяет обойтись без локального измельчения сетки. Как следствие, добавление трещин в модель не приводит к резкому увеличению времени расчета.  Рисунок 5 − Моделирование трещин ГРП в TimeZYX HydroGeo Программный комплекс HydroGeo был разработан выдающимся ученым и практиком Михаилом Болеславовичем Букаты в Томском политехническом университете. Текущая версия программного комплекса HydroGeo (ПК HG) включает в настоящее время 27 специализированных и служебных программных модулей. t-Navigator Компания «Rock Flow Dynamics» была создана на собственные средства весной 2005 года группой энтузиастов с богатым опытом в области моделирования месторождений. В итоге, разработанный ими программный комплекс t-Navigator может напрямую работать с входными данными в форматах ECLIPSE© 100 и 300 компании Schlumberger, IMEX и STARS компании CMG и Tempest MORE компании ROXAR. Eclipse Программное обеспечение для разработки нефтяных и газовых месторождений Eclipse разработано в компании Schlumberger. Семейство симуляторов ECLIPSE предоставляет наиболее полный и робастный набор решений в индустрии для численного моделирования динамического поведения всех типов коллекторов, флюидов, степе-ней структурной и геологической сложности и систем разработки. ECLIPSE покрывает полный спектр задач моделирования пласта, включая конечно-разностные модели для черной нефти, сухого газа, композиционного состава газоконденсата, термодинамические модели тяжелой нефти и модели линий тока. Для создания гидродинамической модели наиболее часто используют ECLIPSE Blackoil Simulation. Быстрый расчет огромных и неоднородных моделей размером де-сятки миллионов ячеек. ECLIPSE Blackoil является универсальным симулятором нелетучей нефти, который использует полностью неявную схему моделирования фильтрации для трехмерных задач. В модели нелетучей нефти предполагается, что флюид состоит из пластовой нефти, растворенного газа и воды. Также предполагается, что пластовая нефть и растворенный газ могут смешиваться в любых пропорциях . Программный комплекс ECLIPSE FloGrid предлагает уникальный набор геологических и гидродинамических инструментов, который позволяет решать сложные задачи описания месторождения для точного прогноза дебитов скважин. Приложение ECLIPSE FloGrid разработано для поддержки соответствия между геологической и гидродинамической моделями. Оно обеспечивает эффективное моделирование фильтрации флюида на базе симуляторов семейства Eclipse. Более точная оценка рисков за счет анализа неопределенностей и оценки добычи. Усовершенствованный процесс увязки исторических и моделируемых данных добычи с точной оценкой проводимости разломов и автоматическим формированием моделей разломов в Eclipse. Интегрированное многофазное моделирование линий тока, помогающее при планировании скважин и проверки целевых сценариев разработки. 1. Трехмерные структурированные сетки 2. Двухмерные карты 3. Перемасштабирование сетки (перемасштабирование) 4. Локальное измельчение сетки (Рисунок 5.1) 5. Визуализация 6. Просмотр сейсмических данных  Рисунок 5.1− Локальное измельчение во FloGrid Файл исходных данных системы ECLIPSE разделен на разделы, каждый из которых начинается с ключевого слова. Ниже приведен список всех ключевых слов, определяющих начало раздела и краткое описание содержания каждого раздела. ECLIPSE 100 – полностью неявный трехфазный трехмерный универсальный симулятор с газоконденсатной опцией. ECLIPSE 300 – композиционный симулятор, использующий кубическое уравнение состояния, коэффициенты распределения, зависящие от давления, и сводящаяся к модели нелетучей нефти. ECLIPSE 300 имеет следующие методы решения: полностью неявный, IMPES(полунеявный) и адаптивно-неявный (AIM). |