CC BY
53
УДК 622.691.24
Применение упрощенных газогидродинамических прокси-моделей для оперативных технологических расчетов газовых промыслов и подземных хранилищ
А.А. Михайловский
ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, с.п. Развилковское, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1 E-mail: A_Mikhailovsky@vniigaz.gazprom.ru
Тезисы. Рассмотрены области применения упрощенных газогидродинамических прокси-моделей газовых промыслов и подземных хранилищ (ПХГ) как единых технологических комплексов, а также моделей их отдельных составных частей - пластов, скважин, объектов внутрипромыслового транспорта и компримирования газа. Показано, что такие модели позволяют проводить адекватные уровню и сложности поставленных задач и объему достоверных исходных геолого-промысловых данных достаточно точные и приемлемые по трудозатратам оперативные расчеты, в которых учитываются наиболее значимые особенности технологических процессов на промыслах и ПХГ. Представлены прокси-модели зонального дренирования газовой залежи, движения газа в скважинах и объектах внутрипромыслового транспорта на ПХГ. Приведен пример применения разработанной программы «Компас», предназначенной для проведения оперативных технологических расчетов газовых промыслов и ПХГ. Сделан вывод, что газогидродинамические прокси-модели являются эффективным инструментом оперативных технологических расчетов газовых промыслов и ПХГ для решения задач проектирования, анализа, контроля и регулирования разработки месторождений и хранения газа в пластах-коллекторах, а также оценки геолого-технических мероприятий.
В практике проектирования, анализа, контроля и регулирования разработки месторождений и хранения газа в пластах-коллекторах, а также оценки геолого-технических мероприятий возникают задачи оперативного технологического расчета газовых промыслов и подземных хранилищ газа (ПХГ) [1-5]. При этом может рассматриваться эксплуатация как отдельных составных частей промысла или ПХГ - пластов, скважин, объектов внутрипромыслового транспорта и компримиро-вания газа, так и совместная их эксплуатация в едином технологическом комплексе. Газовые промыслы либо ПХГ рассматриваются также как единые технологические комплексы при обосновании уровней добычи газа или оптимизации размещения резервов газа и мощностей ПХГ в системе газоснабжения, в предпроектных расчетах, технологических схемах разработки месторождений или создания ПХГ, при обосновании режимов их эксплуатации.
Для решения подобных задач применение сложных детализированных (мелкомасштабных) газогидродинамических моделей - как дифференцированных, описывающих отдельные составные части, так и интегрированных, представляющих технологические комплексы в целом, - во многих случаях оказывается неэффективным, так как требует неоправданно больших трудозатрат и значительного вычислительного времени даже на современных ЭВМ. Более того, использование сложных интегрированных моделей при обосновании уровней добычи газа на месторождениях или размещения ПХГ в принципе не является рациональным.
Эффективным инструментом решения указанных задач служат укрупненные (крупномасштабные) газогидродинамические прокси-модели газового промысла и ПХГ или их составных частей. Такие модели позволяют проводить адекватные уровню и сложности поставленных задач и объему достоверных исходных геолого-промысловых данных достаточно точные и приемлемые по трудозатратам оперативные расчеты, в которых учитываются наиболее существенные особенности технологических процессов на газовых промыслах и ПХГ.
Ключевые слова:
газогидродинамическая прокси-модель, пласт, скважина, объекты внутрипромыслового транспорта газа,
оперативные
технологические
расчеты,
газовый промысел, ПХГ.
К основным особенностям технологических процессов на ПХГ и частично на месторождениях-регуляторах можно отнести сезонную цикличность, вероятностный характер, быстротечность, значительный диапазон изменения термобарических условий в скважинах и объектах обустройства, нестационарность и гистерезисность характеристик движения газа в пласте и скважинах. Сезонная цикличность технологических процессов на ПХГ характеризуется чередованием летнего сезона закачки газа, осеннего нейтрального периода, зимнего сезона отбора газа и весеннего нейтрального периода на протяжении многодесятилетней эксплуатации ПХГ. При этом продолжительность сезонов может составлять от трех до шести месяцев, а нейтральных периодов - от нескольких суток до нескольких месяцев. На месторождениях-регуляторах добыча газа осуществляется преимущественно в зимние периоды повышенного спроса на газ. Вероятностный характер технологических процессов на ПХГ и месторождениях-регуляторах обусловливается случайными изменениями погодных условий и многолетнего погодного режима, а также состояния систем газопотребления и газоснабжения.
Быстротечность процессов на ПХГ связана с высокими темпами изменения его производительности, накопления и истощения объемов газа в пласте. Так, производительность пиковых ПХГ может изменяться за несколько часов от нуля до нескольких десятков миллионов метров кубических в сутки или в обратном направлении, а закачиваемые и отбираемые в течение сезонов объемы газа могут достигать 50.. .60 % общего объема газа в пласте. Темпы изменения объемов газа в пласте ПХГ в ряде случаев более чем в 40.50 раз превышают обычные темпы разработки месторождений. Это приводит к значительному усилению неравномерности аккумулирования и дренирования неоднородных коллекторов и интенсивности внутрипластовых перетоков газа. При запаздывании пластовых перетоков газа в низкопроницаемых пропластках и зонах или на удаленных от скважин периферийных участках могут образовываться слабо дренируемые и обычно плохо контролируемые области.
Технологические процессы при циклической эксплуатации ПХГ могут характеризоваться значительным диапазоном знакопеременных изменений давлений, расходов
и температур в скважинах и объектах внутри-промыслового транспорта и компримирования газа. Указанные технологические особенности приводят к тому, что на ПХГ практически постоянно наблюдается нестационарность технологических процессов, протекающих в пласте, скважинах и объектах обустройства.
Кроме того многократно чередующаяся периодическая смена направлений газовых потоков на ПХГ в условиях проявления водонапорного режима в ряде случаев приводит к необходимости учета эффекта гистерезиса гидродинамических характеристик вытеснения и движения флюидов в пласте и скважинах. К числу таких характеристик можно отнести капиллярное давление, относительные фазовые проницаемости, коэффициенты растворения газа и разгазирования пластовой воды, приемистость и продуктивность скважин, структуру и гидродинамические параметры газожидкостных потоков в стволе скважин. Эффект гистерезиса может оказаться существенным при смене направления вытеснения газа вторгающейся в газовую залежь краевой водой на обратное направление вытеснения вторгшейся воды остаточным газом, который расширяется при снижении давления в обводненной области залежи.
Применение прокси-моделей особенно эффективно для оперативных расчетов ПХГ, так как для качественного учета указанных технологических особенностей требуется устанавливать малый шаг по времени - от нескольких часов до нескольких суток, в то время как в расчетах разработки месторождений достаточно шага в размере нескольких месяцев.
Прокси-модели пласта, скважин и объектов внутрипромыслового транспорта и комприми-рования газа могут строиться на основе относительно упрощенных - приближенных по полноте описания физических процессов, низкомерных и огрубленных по степени агрегирования - аналитических моделей (возможно, также в графическом или табулированном виде). Для построения таких моделей не требуется детальных сведений о геологическом строении пласта, газодинамических характеристиках движения газа в призабойных зонах пласта и лифтах скважин, объектах внутрипромыслового транспорта, а используются преимущественно первичные промысловые данные контроля их эксплуатации. Прокси-модели сравнительно просты в адаптации по данным истории разработки месторождения, хранения газа, эксплуатации
скважин и объектов внутрипромыслового транспорта. Адаптированные прокси-модели позволяют проводить достоверные прогнозные расчеты, особенно в тех случаях, когда сохраняются в основном сложившаяся система дренирования/аккумулирования газовой залежи и условия движения газа в скважинах и объектах внутрипромыслового транспорта.
В качестве прокси-моделей пласта, в которых учитываются наиболее характерные особенности неравномерного распределения давления, могут рассматриваться модификации балансовой модели газовой залежи - модель двухобъемного дренирования и модель зонального дренирования газовой залежи при газовом и водонапорном режимах [3]. Модель двухобъ-емного дренирования позволяет получать практически значимые результаты расчетов в условиях ограниченных данных о контроле слабо-дренируемых периферийных частей залежи и их состояния. Удовлетворительные результаты расчетов по изменению пластового давления в скважинах могут быть оперативно получены с использованием модели зонального дренирования газовой залежи. В этой модели может быть учтена двухобъемность дренирования не только газовой залежи в целом, но и отдельных зон, в которых имеются локальные слабодренируемые участки. С целью учета наиболее важных особенностей продвижения газа и воды в залежи может использоваться модель зональной газонасыщенности пласта при водонапорном режиме.
Рассмотрим прокси-модель зонального дренирования газовой залежи. Принцип построения такой модели основывается на разделении газоносного пласта на фиксируемое количество разно аккумулируемых/дренируемых зон с определенной схемой возможных межзональных перетоков газа. Разделение на зоны проводится по некоторым виртуальным границам, которые для крайних зон аппроксимируют контур залежи. В такой модели не требуется знания детального распределения фильтрационно-емкостных свойств пласта, а рассматриваются лишь зоны с относительно однородными, но разными свойствами. Таким способом учитываются основные черты геологического строения пласта, например, наличие разно проницаемых участков, про-пластков, блоков. При делении пласта на зоны учитываются также особенности дренирования залежи при реализованных размещении
эксплуатационных скважин и промысловой технологической схеме закачки и отбора газа. Масштабирование пласта возможно от удельных дренируемых поровых объемов в окрестности отдельных скважин до укрупненных зон, охватывающих группы рядом расположенных скважин. Такая модель позволяет учесть для каждой зоны разную приемистость/продуктивность окружающих зон и водоносной области, а также разнодебитность скважин.
В основу рассматриваемой модели положены уравнения материального баланса для каждой выделенной зоны с учетом межзональных перетоков газа:
í О Л т
= +Е ^пер.у , (!)
Л
1 Т
Р Т
ст пл
. г(Р)
.=1
где V, - объем газа в 1-й зоне в стандартных условиях; t - время; О, - газонасыщенный по-ровый объем 1-й зоны (1 = 1, 2, 3, ..., п; п - количество выделенных зон в газовой залежи); Р - среднее пластовое давление в 1 -й зоне; Тсг, Тпл - температура стандартная и пластовая соответственно; г (р) - коэффициент сжимаемости газа при пластовой температуре; ± а! - расход закачиваемого (+) / отбираемого (-) газа в 1-й зоне; дпер1. - расход перетока (приток (+) / отток (-)) газа между 1-й и соседней.-й зонами (/ = 1, 2, 3, ..., т; т - количество зон, соседних с -й зоной).
Под газонасыщенным поровым объемом -й зоны понимается некоторая условная величина, которая при равномерном аккумулировании/ дренировании этой зоны выражает зависимость среднего пластового давления от объема газа в ней, соответствующую реальному процессу.
В каждой выделяемой зоне газовой залежи могут находиться одна или несколько эксплуатационных скважин либо скважины могут отсутствовать. Если в ,-й зоне находятся несколько скважин, расход газа в ней определяется как суммарный расход по этим скважинам, т. е.
N
= ^ , где к = 1, 2, 3, ..., N N - количество
к=1
скважин в зоне.
В принимаемой схеме межзональных перетоков газа соседними считаются зоны, имеющие общие границы. Переток газа между -й и соседней.-й зонами определяется по следующей формуле:
а .. = С.. (Р2 - Р2),
^пер.у 1,. V . 1 />
где Су - коэффициент перетока газа (взаимосвязи) между соседними зонами. Коэффициент взаимосвязи между зонами выражается следующей формулой:
к1 + !
С^-, (3)
2ц Ьи
где к,, к - средние проницаемости соседних 1-й и]-й зон соответственно; ц - вязкость газа в пластовых условиях; 8у - площадь виртуальной контактной поверхности соседних зон; Ьу - расстояние между центрами соседних зон.
Система уравнений (1)-(3) достаточна в условиях проявления газового режима для решения прямых задач прогнозирования изменения пластового давления с заданными расходами газа по зонам при известных коэффициентах Су. Эта система уравнений также достаточна для решения обратных задач идентификации коэффициентов Су по истории пластового давления и расходов газа по зонам.
При водонапорном режиме газонасыщенные поровые объемы зон вследствие продвижения краевых вод являются переменными величинами и для них можно написать
—Г = • (4)
т
Для расхода оттесняемой/вторгающейся в зону краевой воды дв, можно использовать прокси-модель линейной зависимости расхода от разности между текущим средним давлением в рассматриваемой зоне и начальным гидростатическим давлением в пласте РГС, т.е.
= С«, (Р - Ргс), (5)
где Св, - коэффициент подвижности краевой воды в ,-й зоне.
Таким образом, при водонапорном режиме модель зонального дренирования газовой залежи описывается замкнутой системой уравнений (1)-(5). Подставляя уравнение (2) в уравнение (1) для пластового давления в ,-й зоне на момент времени t, можно написать
Ро) - ^
2(Р ^))
2 + 4£С„ (+ /П, +±Р?С,
з=1 ^ р (t - ы)) 1=1
(6)
1 Т
где принято / = ^Т" ■
2! С, „
ст пл
При определении пластового давления по формуле (6) может использоваться как явная, так и неявная схема расчета. При явной схеме перетоки газа между зонами определяются разницей давлений в начале каждого временного шага At, а давление находится для конечного момента времени на каждом шаге. При неявной схеме перетоки определяются разницей давлений для конечного момента времени временного интервала, для которого давление неизвестно и его необходимо определить. В этом случае проводятся итерационные расчеты. При явной схеме не требуется проведения итерационных расчетов, но для их устойчивости необходимы малые пошаговые интервалы времени, которые могут подбираться опытным путем.
В результате расчетов на модели зонального дренирования газовой залежи получаются массив значений О,, и зависимости изменения во времени величин р, V, для каждой зоны.
В практике технологических расчетов ПХГ для описания притока/оттока газа к/от скважине/-ы широко применяются прокси-модель в виде двучленного уравнения установившейся фильтрации и метод последовательной смены стационарных
состояний (МПССС). Движение газа по стволу скважин и в объектах внутрипромыслово-го транспорта - от устьев до узла коммерческого учета расхода газа или до точки врезки соединительного газопровода в магистральный газопровод - может представляться прокси-моделями гидравлических потерь давления с использованием МПССС.
В общем случае система уравнений, описывающих установившееся движение газа в скважинах и объектах внутрипромыслово-го транспорта ПХГ (рис. 1), имеет следующий вид (здесь и далее знак плюс принимается при закачке, знак минус - при отборе газа):
Прокси-модель КС для закачки и отбора газа может быть представлена следующей формулой расчета мощности (^КС) при адиабатическом сжатии газа:
р
Рг,
к -1
" к
-1
(14)
±( - Р2)=ЛЫ+Вкч1;
±( рД (в* )2- ?1к) = еА2;
—(Рпл.к — Ру.к ) _ Вшо..кЧк ; —(РГРП — Рл1л.к ) _ ВГРП кЧк ;
—(РКЛ РГРП ) ВКЛ ?КЛ ;
—(РУПГ РКЛ ) ВУПГ 1'ПХГ ; —(РМГ _ РСГ ) _ ВСГ ХГ '
(7)
(8) (9)
(10) (11) (12) (13)
где Ак и Вк - коэффициенты фильтрационного сопротивления для к-й скважины; 0к, Вшлк
где к - показатель адиабаты сжатия; £ - коэффициент, зависящий от состава газа и коэффициентов полезного действия компрессора и привода.
В прогнозных расчетах проектного количества скважин можно использовать прокси-модель «средней» скважины. Осреднение неоднородных газогидродинамических характеристик существующих скважин в какой-либо зоне залежи для прогнозируемых режимов их работы можно проводить известными методами, например взвешиванием по дебитам, соответствующим этим режимам, по следующим формулам:
N N
= Х( АкЯк)/ Т^к; к=1 к=1
в ср.1 = N ± (Вкч1)/С£як )2;
к =1 к =1
0ср,= N £ (6 кч1)/С£Як )2;
- коэффициенты гидравлического со- вша,ср,= N^1(ВШЛкЧ1)/(^Чк)2
Вг
противления в стволе, шлейфе, регулирующего устройства на газораспределительном пункте (ГРП) для к-й скважины соответственно; в* - поправка на вес столба газа в скважине; ВКЛ, ВУПГ, ВСГ - коэффициенты гидравлического сопротивления в коллекторе (КЛ), установке подготовки газа (УПГ), соединительном газо-
п
проводе (СГ) соответственно; qпxг = - расход газа на ПХГ; qКЛ - расход газа по коллектору (может включать расход по нескольким зонам пласта); Рск, Руко Ршлк - давления на забое, устье, ГРП со стороны шлейфа к-й скважины соответственно; РГРП - давление на ГРП со стороны коллектора; РКЛ - давление на УПГ со стороны коллектора; РУПГ - давление на УПГ со стороны компрессорной станции (КС); РСГ -давление на КС со стороны соединительного газопровода (СГ); РМГ - давление в магистральном газопроводе (МГ) в точке подключения СГ.
(15)
Для проведения оперативных технологических расчетов ПХГ разработана программа «Компас». Она позволяет также проводить оперативные технологические расчеты для газового промысла. В программе используются прокси-модели зонального дренирования газовой залежи и движения газа в скважинах и объектах внутрипромыслового транспорта (1)—(15).
Программа позволяет проводить следующие расчеты процесса отбора и закачки газа:
• при заданных темпах отбора или закачки газа определять изменение давления в пласте, а также значений забойного и устьевого давлений в каждой работающей и простаивающей скважине, на ГРП, УПГ, КС;
• определять технологический режим эксплуатации скважин и газового промысла или ПХГ в целом при различных технологических ограничениях (режимах работы).
мг
сг
КС УПГ
кл
ГРП
ШЛ Скважина
Р Р
ГРП шл
Рис. 1. Принципиальная схема движения газа в пласте, скважинах и объектах внутрипромыслового транспорта ПХГ
В программе рассматриваются три условия эксплуатации газового промысла или ПХГ:
1) задана суммарная производительность отбора или закачки газа в целом по газовому промыслу или ПХГ;
2) задано распределение дебитов при отборе и закачке газа по эксплуатационным скважинам или зонам залежи;
3) заданы изменения давления во времени на устьях каждой скважины, ГРП, КС.
При этом в течение сезонов отбора и закачки газа одно условие эксплуатации промысла или ПХГ может меняться на другое.
В программе на каждую скважину могут устанавливаться следующие технологические ограничения: максимально допустимый дебит при отборе или закачке, максимально допустимая депрессия при отборе и репрессия при закачке. Кроме того, задаются максимально и минимально допустимые значения давления соответственно при закачке и отборе на устье скважин, ГРП, КС. В расчетах по программе имеется возможность учесть изменение коэффициентов фильтрационного и гидравлических сопротивлений в течение сезонов.
Путем расчетов с использованием программы «Компас» можно определять «узкие» с точки зрения пропускной способности места технологической схемы движения газа в скважинах и объектах внутрипромыслово-го транспорта. Также с ее помощью удобно
проводить прогнозные расчеты следующих показателей технологического режима эксплуатации ПХГ и скважин в сезонах:
• изменения максимально возможной (индикаторная кривая) и рабочей (режимная кривая) производительности ПХГ;
• максимального суммарного объема закачки или отбора газа за сезон;
• изменения пластового давления в течение сезона;
• изменения количества работающих скважин;
• изменения режима работы газовых скважин.
В качестве примера применения программы «Компас» рассмотрим расчет показателей создания ПХГ и технологического режима эксплуатации в сезоне отбора. ПХГ создается в истощенном газовом месторождении в условиях проявления газового режима. Газовая залежь разбивается на 15 зон (рис. 2).
Предварительно решалась обратная задача идентификации параметров используемой модели зонального дренирования газовой залежи по данным разработки месторождения. Для каждой зоны на расчетные моменты времени определялись расходы газа по известным дебитам эксплуатационных скважин, расположенных в соответствующих зонах. По картам изобар (рис. 3) находились средние пластовые давления в зонах.
В результате адаптации модели по минимуму квадратичных отклонений расчетных пластовых давлений от средних давлений по зонам получены значения дренируемых газонасыщенных поровых объемов О, (табл. 1) и коэффициентов взаимосвязи зон С,, (табл. 2), которые
использовались для прогнозных расчетов создания и циклической эксплуатации ПХГ.
Изменение расчетных пластовых давлений по зонам на начало сезонов закачки и отбора газа по годам создания ПХГ представлено в табл. 3. Расчет изменения потенциально
Рис. 2. Зональная схема газовой залежи
ж-23 номер скважины 5,18 замеры пластового давления, МПа @ номер зоны изобара, МПа изогипса, м
Рис. 3. Карта изобар на конец разработки месторождения
Таблица 1
Дренируемые газонасыщенные моровые объемы
Номер зоны , Ц, тыс. м3
1 631,9
2 3333,0
3 3351,5
4 3229,1
5 221,8
6 2359,8
7 6244,9
8 6019,6
9 1461,9
10 1019,3
11 2884,6
12 3139,2
13 2182,5
14 1183,1
15 160,4
Таблица 2
Коэффициенты Сц взаимосвязи зон,
10-12 м3/(Пас)
с 1,2 51,9
с 2,3 34,06
с 3,4 206,63
с 4,5 51,16
С 6,1 301,13
с 1,8 315,11
с 8,9 144,55
с 9,10 1462,22
с 11,12 910,26
с 12,13 26,33
с 13,14 316,63
с 14,15 562,52
с1,6 26,33
с 2,1 214,95
с 3,8 2341,24
с 4,9 1300,89
с 5,10 31,24
с 6,11 519,56
с 1,12 1616,96
с 8,13 6984,39
с 9,14 2310,49
с 10,15 105,29
а ц
аб аТ
р
м
а
СП
а г
а р
о б
н
о
а н о
м
о м
(Я
И
«
и Vе Л
и
Н §
О
ю я
« {
и Vо § ^
^ 8
Ря Я
м Я « §
и о
В я К -о
х1
о4
Л
о
Й § §
$ I
I § ^ §
ю я
и
о
И К
яэ ж 8° % я ^ Н
о К п ДОМ Й &
С £
н о
с
р
ох „
В <3
"В
Я Н
(и ^
Л и
т
я я
ю
я
ч
возможной (индикаторная кривая) и рабочей (режимная кривая) су очной производи ель-нос и о бора газа ( абл. 4) в начале и середине сезона (до нарастающего отбора газа примерно 80 % от объема активного газа) выполнен при первом условии эксплуатации ПХГ, когда задана суммарная производительность. Заключительный период отбора рассчитан исходя из третьего условия - при заданном минимально допустимом давлении на ГРП.
Режим эксплуатации скважин (см. табл. 4) в начале и середине сезона определяется максимально допустимым дебитом. В заключительном периоде сезона режим эксплуатации скважин устанавливается по максимально допустимой депрессии. При этом минимальное расчетное давление на устье в конце сезона не выходит за технологические ограничения.
Таким образом, упрощенные газогидродинамические прокси-модели являются эффективным инструментом оперативных технологических расчетов газовых промыслов и ПХГ для решения задач проектирования, анализа, контроля и регулирования разработки месторождений и хранения газа в пластах-коллекторах, а также оценки геолого-технических мероприятий.
Список литературы
1. Бузинов С.Н. Оптимальный объем
и размещение подземных хранилищ газа по системам магистральных газопроводов: науч.-техн. обзор / С.Н. Бузинов, А.И. Киселев, Г.Ф. Меланифиди. - М.: ВНИИЭГазпром, 1972. - 41 с. - (Транспорт и хранение газа).
2. Левыкин Е.В. Технологическое проектирование хранения газа в водоносных пластах /
Е.В. Левыкин. - М.: Недра, 1973. - 208 с.
3. Михайловский А.А. Аналитический контроль объемов газа в пластах-коллекторах ПХГ /
А. А. Михайловский. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2013. - 250 с.
4. Гереш П. А. Применение зонного моделирования для анализа и прогнозирования разработки газовых залежей Западной Сибири на примере сеноманской залежи Уренгойского месторождения: обзорная. инф. / П.А. Гереш, А.С. Гацолаев, Г.М. Кузнецова
и др. // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. -М.: ВНИИЭГазпром, 1988. - Вып. 13.
5. Зиновьев В.В. Повышение надежности и безопасности эксплуатации подземных хранилищ газа / В.В. Зиновьев, К.С. Басниев, Б.В. Будзуляк и др. - М.: Недра-Бизнесцентр, 2005. - 391 с.
Application of simplified gas-hydrodynamic proxy models for real-time technological calculations aimed at gas fields and underground gas storages
A.A. Mikhaylovskiy
Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninsky district, Moscow Region, 142717, Russian Federation E-mail: A_Mikhailovsky@vniigaz.gazprom.ru
Abstract. Areas of application of simplified gas-hydrodynamic proxy models of gas fields and underground gas storages (UGS) as unified technological complexes, as well as models of their separate components such as formations, wells, objects of intrafield transport and compression facilities are considered. It is shown that such models provide accurate and labor-intensive real-time calculations of the most significant features of technological processes in the fields and UGSs. These calculations are adequate for the level and complexity of tasks and volume of reliable initial geological and commercial data. Proxy models of the zone drainage of the gas reservoir, the movement of gas in wells and facilities within the field transport at UGS are presented. An example of the developed "Compass" program application, which is intended for operative technological calculations of gas fields and UGS, is given. It is concluded that gas-hydrodynamic proxy models are effective in routine calculating of parameters for gas fields and UGS facilities in context of design, analysis, control and regulation of field development and reservoir gas storing. They also will be useful for quality rating of arranged geological and technical measures.
Keywords: gas-hydrodynamic proxy model, reservoir, well, objects within commercial gas transport, operational technological calculations, gas field, underground gas storage.
References
1. BUZINOV, S.N., A.I. KISELEV, G.F. MELANIFIDI. Optimal volume and location of underground gas storages along the systems of trunk gas pipelines [Optimalnyy obyem i razmeshcheniye podzemnykh khranilishch gaza po sistemam magistralnykh gazoprovodov]: scientific review. Moscow: VNIIEgazprom, 1972. In series: Transport and storage of gas [Transport i khraneniye gaza]. (Russ.).
2. LEVYKIN, Ye. V. Process design of gas storing in water-bearing beds [Tekhnologicheskoye proyektirovaniye khraneniya gaza v vodonosnykh plastakh]. Moscow: Nedra, 1973. (Russ.).
3. MIKHAYLOVSKIY, A.A. Analytic control of gas amounts in the reservoirs of underground gas storages [Analiticheskiy control obyemov gasa v plastakh-kollektorakh PKhG]. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2013. (Russ.).
4. GERSH, P.A., A.S. GATSOLAYEV, G.M. KUZNETSOVA et al. Application of zonal modeling for analysis and forecast of gas deposit development in Western Siberia by the example of the Cenomanian deposit of the Urengoy field [Primeneniye zonnogo modelirovaniya dlya analiza i prognozirovaniya razrabotki gazovykh zalezhey Zapadnoy Sibiri na primere senomanskoy zalezhi Urengoyskogo mestorozhdeniya]: review. Moscow: VNIIEgazprom, 1988. In series: Development and operation of gas and gas-condensate fields [Razrabotka i ekspluatatsiya gazovykh i gazokondensatnykh mestorozhdeniy], iss. 13. (Russ.).
5. ZINOVYEV, V.V., K.S. BASNIYEV, B.V. BUDZULYAK et al. Improvement of reliability and safety in operation of underground gas storages [Povysheniye nadezhnosti i bezopasnosti ekspluatatsii podzemnykh khranilishch gaza]. Moscow: Nedra-Biznestsentr, 2005. (Russ.).
