Математическое моделирование оптимизации добычи газа на этапе доразработки газовых месторождений

Abstract

На базе математической модели плановой фильтрации многокомпонентной смеси углеводородов сформулирована и решена задача оптимизации распределения расходов скважин с целью максимально быстрого извлечения газа из газовых месторождений. Разработан алгоритм, позволяющий оптимально управлять процессом разработки газового месторождения с учетом ограничений на дебиты определенных скважин, а также включения и выключения скважин на период ремонтных работ. Для его реализации создана программа компьютерного расчета для произвольного количества слоев, скважин и компонентов смеси. Эффективность изложенного подхода продемонстрирована на примере модельного газового месторождения. Показано, что за счет управления процессом выравнивания давления в "областях питания" для каждой из скважин уменьшается перепад давления внутри области. Как следствие, в оптимальном варианте возможно увеличение добычи газа более, чем на 6% за более короткий период времени.

На базі математичної моделі планової фільтрації багатокомпонентної суміші вуглеводів сформульовано й розв'язано задачу оптимізації розподілу витрат свердловин з метою максимально швидкого видобутку газу з газових родовищ. Розроблено алгоритм, який дозволяє оптимально керувати процесом розробки газового родовища з урахуванням обмежень на дебіти певних свердловин, а також увімкнення й вимкнення свердловин на період проведення ремонтних робіт. Для його реалізації створено програму комп'ютерного розрахунку для довільної кількості шарів, свердловин і компонентів суміші. Ефективність викладеного підходу продемонстровано на прикладі модельного газового родовища. Показано, що завдяки керуванню процесом вирівнювання тиску в "зонах живлення" для кожної свердловини зменшується перепад тиску всередині зони. Як наслідок, в оптимальному варіанті можливе збільшення видобутку газу більш, ніж на 6% за коротший проміжок часу.

On the base of mathematical model for 2D filtration of a multicomponent hydrocarbon mixture, the boundary problem for optimization of the flow rate distribution between wells is formulated and solved for the purpose of maximizing of gas recovery from natural gas reservoirs. An algorithm allowing the optimal operating of gas reservoir development is worked out with the allowance for restriction on the flow rates in certain wells, their inclusions and shutoffs for remedial maintenance. The corresponding computer code is written for operating with any number of layers, wells and mixture components. The efficiency of the proposed approach is illustrated by the example of a simulated gas reservoir. It is shown that pressure gradient decreases inside the area owing to control over pressure equalization in each wellbore "feeding zone". As a result, for the optimum variant it is possible to reach the 6% increase in gas recovery over the shorter time interval.