Создание и эксплуатация интегрированной модели, учитывающей особенности газоконденсатной залежи

Abstract

Актуальность исследования обусловлена тем, что на современном этапе развития нефтегазовой отрасли основные подходы при прогнозировании уровней добычи углеводородов и принятии концептуальных проектных решений по активам основываются на использовании интегрированных моделей, учитывающих полный процесс добычи и транспортировки углеводородов от пласта до пунктов подготовки, а иногда и до точки экспорта в магистральный трубопровод. При этом важно не превысить реальный потенциал основного узла - гидродинамической модели, особенно на трудноразразрабатываемых автономных арктических месторождениях, где ошибка проектирования может обойтись многократно дороже относительно классических месторождений. Цель: создать интегрированную модель газоконденсатного промысла, обладающую удовлетворительной прогнозной способностью с учетом особенностей конкретного месторождения и получить реальный эффект от использования расчетов на базе интегрированной модели. Объект: газоконденсатная залежь сортымской свиты одного из арктических месторождений. Методы: аналитическое моделирование разработки газоконденсатной залежи, вероятностные подходы к параметрам неопределенности геологической модели, использование гидродинамического симулятора Schlumberger Eclipse, интегрированное моделирование газоконденсатного актива арктического месторождения. Результаты. Описаны подходы по созданию и актуализации гидродинамической модели газоконденсатной залежи, позволяющей воспроизвести темпы снижения пластового давления, продуктивности и выполнить расчет уровней добычи УВ с учетом существующих рисков. Также на созданной интегрированной модели выполнены расчеты, учитывающие неопределенности геологического строения залежи. Выполнено сравнение предыдущей версии интегрированной модели и новой с учетом комплексирования использованных подходов. При помощи расчетов на интегрированной модели обоснована номинальная производительность дожимной компрессорной станции.

The relevance of the study is caused by the fact that at the present stage of the oil and gas industry evolution the main approaches to forecasting hydrocarbon production levels and making conceptual design decisions on assets are based on using the integrated models, taking into account the full process of hydrocarbon production and transportation from reservoir to preparation points, and sometimes to the point of export to the main pipeline. At the same time, it is important not to exceed the real potential of the main node - the hydrodynamic model, especially on the hard-to-develop autonomous Arctic fields, where the design error can cost many times more relative to the classic fields. The main aim of the research is to create an integrated model of the gas condensate field, which has a satisfactory predictive ability of the specific field and get a real effect from the use of calculations based on the integrated model. Object of the research is the gas condensate deposit of the Sortym formation of one of the Arctic fields. Methods: analytical simulation of the gas condensate reservoir development, probabilistic approaches to the geological model uncertainty parameters, using the Schlumberger Eclipse hydrodynamic simulator, integrated simulation of the gas condensate asset of the arctic field. Results. The work describes approaches to create and update the hydrodynamic model of the gas condensate reservoir, which allows reproducing the rate of declining reservoir pressure, productivity and performing calculations of hydrocarbon production levels, taking into account the existing risks. Using this integrated model the calculations were made, taking into account the uncertainty of the geological structure of the reservoir. The previous version of the integrated model was compared with the new one, considering the combination of the used approaches. Using the calculations of the integrated model, the nominal capacity of the gas compressor unit for the designed booster compressor station was substantiated.