10_SCHEDULE

Бурение скважин: WELSPECS
WELSPECS	2	3	4	5	6
--1
--Имя	Имя	Коорд I Коорд J Опорная Фаза
--скважины	группы			глубина
--7		8	9		10	11
--Радиус		Уравн.	Авто.		Перетоки	Номер
--дренирования		притока	STOP/SHUT			PVT таблицы
--12	13
--Плотность	Номер FIP
--флюида	области

--Заметка:

--5. 1*/-v =глубина центра ячейки самого верхнего соединения

--7. 0=P-equivalent radius; -v=output well's potential flow rate

--8. STD/NO-стандартное; R-G/YES=Russel-Goodrich; P-P=pseudo P

--GPP=generalised pseudo-P (post-98a)

--Например, для скважины P21

P21	G	8	1	1*	OIL -1 /
--Запись для скважины I120
I120	G	20	1	1*	WAT -1/
/

Рис. 6. Основная специфиация скважин

•Ключевое слово WELSPECS эквивалентно бурению скважины

•Свойства скважины как единого целого выбираются словом WELSPECS

•WELSPECS должно предшествовать другим ключевым словам касающихся пробуренной скважины.

•Скважины будет открыты в порядке котором они указаны в WELSPECS; это очередь автоматического бурения. Очередь бурения может также быть создана вручную, используя QDRILL.

•Максимальное число скважин бурящихся должно быть указано в секции RUNSPEC используя ключевое слово WELLDIMS.

Для внутреннего использования РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина в некоммерческих и образовательных целях

Стр 339

Бурение скваин: WELSPECS

Ключевое слово WELSPECS должно предшествовать любым другим данным для скважины. Это используется при запусках подбора истории и прогноза. Скважины пробуренные WELSPECS в течении подбора истории, не нуждаются в переуказании, если делать запуск на прогноз. Некоторые замечания на ключевые слова, не применяемые в процессе подбора истории, разъяснены там где это необходимо.

WELSPECS указывает I, J расположение устья скважины, ее имя и группу к которой она принадлежит. WELSPECS должно быть указано для каждой скважины и может быть установлено в начале SCHEDULE секции или еще во время когда скважина получает приток. Может содержать любое количество записей отделеных прямым слэшом. Дополнительный прямой слэш заканчивает ключевое слово WELSPECS. Запись содержит:

Имя скважины. Обязательно.

Должно быть не длиннее восьми символов и должно быть заключено в кавычки.

Имя группы которой соответствует скважина. Обязательно.

Должно быть не длинне чем восемь символов и должно быть заключено в кавычки. Имя группы FIELD имеется всегда и не может быть использовано здесь. При подборе истории пользователь часто заинтересован в индивидуальных дебитах скважин. Таким образом, имеется обычно потребность в только одной группе, содержащей все скважины. Если, однако, скважины были соединены в так называемые “супер-скважины”, должна быть создана иерархия, и дебиты фаз групп скважин согласованы с наблюдаемыми дебитами. В этом случае и при режиме прогноза где может быть комплесная иерархия, заметим, что нет групп содержащих группы скважин. Скважина может быть переопределена для различных групп в течении расчета заданием WELSPECS с различными именами групп.

I – Положение устья скважины. Обязательно.

J- положение устья скважины. Обязательно.

Для вертикальной скважины I и J положение устья скважины используется только для вывода данных. Для горизонтальных скважин I и J определяют расположение низа (пятки) скважины и определяют порядок, в котором располагаются

Для внутреннего использования РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина в некоммерческих и образовательных целях

Стр 340

соединения скважины. Это влияет на вычисление падения давления за счет трения вдоль трубы.

Исходное значение глубины замера BHP.

Это глубина на которой замерено BHP, может быть одной из двух:

•Расположена вблизи или на глубине участка перфорации.

•Устанавливается на глубине VFP кривой.

Если установлено по-умолчанию или задано отрицательное значение, устанавливается равной глубине центра самого верхнего подключенного блока.

Предпочтительные фазы скважины. Обязательно.

OIL или O

WATER или W

GAS или G

LIQ или L

Слово не нуждается в заключении в кавычки. Слово может быть сокращено, оставлена только первая буква. Предпочитаемая фаза влияет на вычисление продуктивности или приемистости скважины через подвижность. Дебит фазы для скважины имеющей одиночное подключение:

Qp = PI.∆P

EQ. 2

Qp =TwjMp∆P

EQ. 3

Qp =TwjMp(Pcell − Pbhp + ρgh)

EQ. 4

где Mp подвижность фазы, Tw проводимость между скважиной и подключенной ячейкой и ∆P депрессия. Депрессия состоит из давления в ячейке, забойного давления и поправки на изменение гидростатического давления между подключенной ячейкой и местом определения забойного давления. Знак p у дебита означает добычу (p) или нагнетание (i) фазы.

Подвижность для добывающей скважины.

Для добывающей скважины подвижность добываемой фазы:

Для внутреннего использования РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина в некоммерческих и образовательных целях

Стр 341

Mp = Krp

µp

EQ. 5

Подвижность для нагнетающей скважины

Для нагнетающих, подвижность может быть вычисленна одним из двух способов. По умолчанию:

Mp =	1 K			ro	+	K	rw	+	K
										rg
			µo			µw
	Bp								µg

EQ. 6

Где Mp подвижность фаз вытесняемых при нагнетании. Если это было вычисленно тем же самым способом что, и подвижность для добывающей скважины, тогда для примера, нагнетание воды в ячейку имеющую насышенность водой ниже критической водонасыщенности не могло происходить, так как подвижность воды будет нулевая.

Фактически, насышенность нагнетаемой фазой вблизи скважины будет высокой. Тогда наибольший перепад давления происходит вблизи скважины, и приемистость изменяется до тех пор пока блок сетки не перестанет обводнятся (т.е. пока его обводненность изменяется). Если блок сетки больше чем эта область, продуктивность будет вычисленна не верно, до тех пор пока весь блок не обводнится.

Ключевое слово COMPINJK позволяет пользователям обойти эту проблему, влияя на подвижность фазы через относительную проницаемость.

Это улучшает точность в случаях, где:

•Скважина нагнетает флюид с подвижностью значительно отличающейся от подвижности в блоке сетки.

•Блоки сетки большие.

•Скважина не подчиняется поперечному потоку.

Относительная проницаемость для нагнетаемой фазы - постоянное значение kr(p,*) до тех пор пока относительная проницаемость для других фаз выбранна нулевой. Подвижность для нагнетательной скважины в любом подключенном блоке

Mp = kr( p,*)

Bpµp

EQ. 7

Для внутреннего использования РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина в некоммерческих и образовательных целях

Стр 342

ЗАМЕЧАНИЕ. Нагнетательная скважина с фиксированным значением должна не разрешать поперечное течение потому, что это будет результат многофазного нагнетания. При этом ECLIPSE сбрасывает флажок поперечного течения в позиции 10 WELSPECS чтобы предотвратить это.

Радиус дренирования.

Используется для вычисления продуктивности и приемистости и также известнен как радиус Писмана. Мгновенное значение продуктивности или приемистости - PI выводится используя RPTSCHED.

ЗАМЕЧАНИЕ. PI выводимое в * .PRT и/или *.LOG файл действительно если радиус дренирования известен. В противном случае PI зависит от размеров ячейки.

Если эта единица выбрана равной нулю будет использоваться эквивалентный радиус давления подключенного блока сетки. Для нескольких соединений PI скважины:

PI = ∑TwjMpj

j

EQ. 8

Где индекс j относится к соединениям скважины. Вычисление проводимости соединения Twj описывается в Connection Specification: COMPDAT, p.350.

Если указан отрицательный радиус дренирования, то выводится потенциальный дебит скважины, который будет в отсутствии всех ограничений исключая BHP и THP.

Уравнения притока к скважине

Запускает специальное уравнение притока к скважине для модели течения свободного газа между скважиной и подключенными ячейками:

•	R-G	Уравнение Russell Goodrich
•	P-P	Уравнение псевдо-давления газа.

•STD или NO Стандатное уравнение притока используемое по умолчанию.

•GPP Обобщенное уравнение псевдо-давления (post-98a. Эта опция

может быть использована для газо-коденсатных скважин).

Эти слова должны быть заключены в кавычки; значимым является только первый символ. Значение этих слов – альтернативное вычисление потока между

Для внутреннего использования РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина в некоммерческих и образовательных целях

Стр 343

скважиной и ячейкой. Поток должен соответствовать режиму течения который будет в прискважинной области при высоких дебитах газа. Дифференциальное уравнение пьезопроводности (на котором основано моделирование) аппроксимируется в предположении низкой сжимаемости (это дает возможность линеаризовать уравнение. Примечание пер.) Однако это условие не выполняется при высоких скоростях и давлениях газа.

Инструкции для автоматической остановки скважины

•STOP Разрешает перетоки в скважине когда скважина закрыта на

поверхности.

•SHUT Запрещает перетоки в скважине, полностью изолирует скважину

от пласта. Используется по умолчанию.

Перетоки во время добычи

•

•

YES	Разрешает перетоки при добыче, используется по умолчанию.
NO	Запрещает перетоки.

PVT Таблица

Указавается PVT таблица используемая для вычисления свойств жидкости в стволе скважины. ECLIPSE рассматривает жидкость в стволе скважины как однородную смесь. Вычисляется гидростатический напор на уровне формации и пластовый дебит переводится в дебит в поверхностных условиях в зависимости от выбора объемного коэффициета. Если указано нулевое значение (которое используется по умолчанию) будет использовать PVT таблицу назначенную для самой нижней ячейки с которой соединяется скважина.

Способы вычисления плотности для гидростатического напора скважины

•SEG Вычисление плотности по сегментам. Плотность текущей смеси

вычисляется между каждой парой соседних соединений. В сравнении с другими способами, этот способ более точен для различных смесей жидкостей в различных соединениях но используется явная схема. Этот способ используется по умолчанию.

•AVG Вычисление средней плотности. Плотность текущей смеси однородна на

уровне формации и вычисляется неявно.

Для внутреннего использования РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина в некоммерческих и образовательных целях

Стр 344

Количество областей раздельным подсчетом запасов.

Ряд режимов управления скважиной, в которых скважина является подчиненной и управляется группой более высокого уровня иерархии, требует вычисления порового объема, для этого скважина должна быть назначена к определенной FIP области. Если указано нулевое значение (по умолчанию) будут использованы осредненые значения для месторождния. Если указано отрицательное значение берется FIP область смой нижней подключенной к скважине ячейки. Положительное значение – это и есть номер FIP области.

В течение подбора истории моделирование может быть запущено в режиме замены порового объема , т.е. заменяется объем всех добываемых жидкостей в пластовых условиях. Вычисление порового объема основано на FIP вычислении. Итак, чтобы вычислить поровый объем группы или месторождения, каждая скважина должна быть назначена к определенной FIP области. Также это необходимо для нагнетательных скважин для правильного определения замещаемого порового объема. Также смотрите секцию «Групповой контроль» .

Для внутреннего использования РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина в некоммерческих и образовательных целях

Стр 345

µ
P/ z
Q α P 2	P→m(P)	Q α P
	2000	3500	P
	Рис. 7. Приток газа к скважине

•В газовых скважинах существует ряд отличных режимов течения зависящих от забойного давления.

•По умолчанию ECLIPSE наиболее подходит для давления выше 3500 psia

•Для других режимов характеристики притока для свободного газа должны быть изменены.

•При низких давлениях используется уравнение противодавления.

•Уравнение Russell Goodrich есть уточненное уравнение противодавления.

•При промежуточных давлениях давление заменяется псевдодавлением m(P)

Для внутреннего использования РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина в некоммерческих и образовательных целях

Стр 346

Приток газа в скважину

Газовые скважины с низким давлением

Сжимаемость свободного газа представляется как:

Cg = P1 + 1z ∂∂Pz

EQ. 9

Где Z истинная сжимаемость газа. При давлении выше 2000 psia сжимаемость свободного газа зависит от давления:

Cg ≈ P1

EQ. 10

Где Cg измеряется в (psia)-1. При давлении 1000 psia сжимаемость газа имеет порядок 10-3 (psia)-1, которая на три порядка выше чем сжимаемость нефти или воды. Большинство программ симуляторов предполагают сжимаемость жидкости относительно небольшой и не работают для таких высоких сжимаемостей. ECLIPSE может учитывать этот эффект (сжимаемость) только для течения между скважиной и ячейкой путем использования закона Дарси в модифицированной форме для сжимаемых жидкостей (см. Г.И. Баренблатт «Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа» Решение задач нестационарной фильтрации газа стр. 131):

qg = C( P2res - P2BHP )

EQ. 11

Где qg дебит газа в поверхностных условиях, Pres среднее статическое давление на площади дренирования и Pbhp забойное давление. Коэффициент С содержит все остальные параметры включая вязкость газа, проницаемость, температуру, эффективную мощность пласта. Уравнение 11 не применимо для турбулентного режима течения в прискважинной области. Следующее модифицированное уравнение известно как уравнение для противодавления.

qg = C( P2res - P2BHP )n

EQ. 12

ЗАМЕЧАНИЕ. Все выше изложенное применяется только для течения между соединением скважины с пластом и ячейкой. Сильно сжимаемая жидкость в

Для внутреннего использования РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина в некоммерческих и образовательных целях

Стр 347

ячейках пласта не учитывается. Не удовлетворяющее закону Дарси течение (нелинейное) также не учитывается.

Уравнение Russel Goodrich

Russel Goodrich уравнение:

qs =

Tsckh

1

( Pres2

- P2BHP )

25152PscT

2µz

re

3

ln

−

+ S

4

rw

EQ. 13

Заметим что это уравнение имеет форму уравнения для противодавления при n=1

C =

T sc kh

1

1

252152 Psc T

2µz

re

-

3

+ S

ln

rw

4

EQ. 14

ECLIPSE использует упрощенную форму этого уравнения, которая имеет наибольшую погрешность при высоких депрессиях.

Псевдо-давление газа

Характеристика притока для газовых скважин может быть записана используя псевдо-давление. Это псевдо-давление (в Российской литературе псевдо-давление есть - функция Лейбензона, здесь же приведен аналог функции Лейбензона для газа. см. Г.И. Баренблатт «Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа» стр.141) определяется как:

m(p)= 2∫PP0 µPzdp

EQ. 15

Где

P = давление, psia

P0 = некоторое характерное нижнее давление, psia

µ = Вязкость при давлении P, cP

z = безразмерная сжимаемость при давлении P. В других подходах аппроксимируется как:

QαP

EQ. 16

Для внутреннего использования РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина в некоммерческих и образовательных целях

Стр 348