3.14 Выбор режимов работы скважин и гтм по управлению

процессом разработки

Необходимо разработать Программу, позволяющую автоматически выбирать режим работы скважины в процессе численных расчетов.

Для добывающих скважин, эксплуатирующихся в режиме за­данного дебита, контролируется забойное давление, обеспечиваю­щее этот дебит. Если достигается предел допустимого забойного давления, осуществляется переход на режим забойного давления.

В режиме заданного забойного давления контролируется мак­симально допустимый дебит нефти или газа, и при достижении до­пустимого значения дебита скважина продолжает работать в режи­ме ограниченного дебита.

Добывающие скважины отключаются при достижении задан­ного предела обводненности, водонефтяного или газонефтяного фактора, минимума давления.

Указанные функции моделирующей программы могут исполь­зоваться для выбора режимов скважин и позволяют определить время перевода скважин на механизированный способ эксплуата­ции, сроки проведения РИР и ОПЗ и интервалы изоляционных работ.

Если процесс ОПЗ связан с изменением фильтрационных свойств или особенностей скважин, то в программе предусмотрена возможность соответствующих изменений в модели с учетом про­цесса ОПЗ:

а) задавать и изменять коэффициент продуктивности в процес­се расчета;

б) проводить расчет подвижностей флюидов в скважине со своими фазовыми проницаемостями;

в) учитывать изменение свойств призабойной зоны;

г) учитывать направленность воздействия (анизотропию);

д) осуществлять прогноз процесса разработки при различных мероприятиях по регулированию процесса.

По результатам гидродинамических расчетов приводятся реко­мендуемые режимы скважин и программа проведения ГТМ.

Моделирование гидродинамики призабойной зоны скважины

При вскрытии скважиной более одного блока сетки и в случае заданного дебита дебит между блоками распределяется пропорцио­нально подвижности фазы и разности давлений между блоком сет­ки и стволом скважины. Такое распределение особенно важно в продуктивных пластах с малыми связями, когда изменения давле­ния по пластам могут существенно отличаться.

В определенных ситуациях депрессия в одном слое может иметь противоположный знак к депрессии в других вскрытых сло­ях. В этом случае возникает переток между слоями продуктивного пласта через ствол скважины. Ограничения материального баланса соблюдаются в пределах ствола скважины таким образом, чтобы смесь фаз, текущих вне ствола скважины, соответствовала средней фазовой смеси внутри ствола скважины. Средство моделирования перетока в зависимости от организации программы модели может иметь место либо отсутствовать.

Моделирование газогидродинамических процессов в стволе скважины

Для течений в скважине с малыми расходами или для коротких вскрытых интервалов задачи в призабойной зоне и в стволе сква­жины могут решаться независимо.

Для течений в скважине с большими расходами и для доста­точно протяженных вскрытых интервалов (например, для горизон­тальных скважин) эти две задачи могут быть взаимосвязанными. Действительно, для добывающей скважины приток пластового флюида зависит от давления в стволе скважины. В то же время раз­ность давлений в разных участках скважины может зависеть от скорости течения, т. е. быть связана с притоком. В этих случаях фильтрационная программа должна включать взаимосвязанный расчет течения в пласте и течения в скважине.

Как в призабойной зоне скважины, так и для течения в стволе могут нарушаться основные предположения фильтрационной мо­дели, справедливые для пластовых условий в промежутках между скважинами. Например, при значительном выделении газа (для нефтяных залежей) или конденсата (для газоконденсатных зале­жей) может быть необходим более точный учет фазовых превраще­ний вблизи или внутри скважины. С другой стороны, при высоких скоростях потока могут сказываться неньютоновские свойства флюида, что приводит к необходимости модифицировать фильтра­ционный закон.

В силу близости задачи описания работы скважин для случаев трехкомпонентной и многокомпонентной фильтрации более под­робное обсуждение этой проблемы приведено в разделе 3.1.6.