Моделирование добычи флюидов в общей наземной сети с использованием моделей уравнения состояния (eos) совместно с моделями черной нефти - заявка 2016133176 на патент на изобретение в РФ

1. Компьютеризованный способ моделирования добычи флюидов в системе с множеством продуктивных пластов и с общей наземной сетью, включающий в себя:
согласование данных о черной нефти с моделью уравнения состояния (EOS) для каждого из множества продуктивных пластов в системе с множеством продуктивных пластов, причем модель EOS каждого продуктивного пласта отображает различные компоненты флюида во указанном множестве продуктивных пластов;
преобразование данных о черной нефти в двухкомпонентную модель черной нефти для каждого из множества продуктивных пластов на основе соответствующей модели EOS, которая согласована с данными о черной нефти, относящимися к указанному продуктивному пласту;
моделирование добычи флюида в системе с множеством продуктивных пластов по меньшей мере для одной точки моделирования в общей наземной сети, частично на основе двухкомпонентной модели черной нефти каждого из множества продуктивных пластов;
определение того, являются ли флюиды, добытые во время моделирования в точке моделирования, смесями флюидами из различных продуктивных пластов в указанном множестве продуктивных пластов;
если определено, что флюиды в точке моделирования не смешиваются с флюидами, добытыми в различных продуктивных пластах во множестве продуктивных пластов, расчет характеристик флюидов с помощью двухкомпонентной модели черной нефти, соответствующей одному из множества продуктивных пластов, из которых добыты флюиды; и
если определено, что флюиды в точке моделирования смешиваются с флюидами, добытыми из различных продуктивных пластов:
связывание модели EOS для каждого из различных продуктивных пластов друг с другом и
расчет характеристик смешанных флюидов с помощью связанных моделей EOS различных продуктивных пластов.
2. Способ по п. 1, в котором компоненты различных флюидов, отображаемые моделью EOS для каждого продуктивного пласта, включают в себя по меньшей мере один тяжелый компонент флюида, являющийся индивидуальным для данного продуктивного пласта, и одну или большее количество таблиц, относящихся к черной нефти, согласованных с моделью EOS для каждого продуктивного пласта на основании индивидуального тяжелого компонента флюида продуктивного пласта.
3. Способ по п. 2, в котором различные компоненты флюидов дополнительно включают в себя по меньшей мере один легкий компонент флюида, являющийся общим для множества продуктивных пластов.
4. Способ по п. 3, в котором тяжелый компонент флюида является индивидуальным компонентом тяжелой нефти, а легкий компонент флюида является общим газовым компонентом.
5. Способ по п. 1, в котором точка моделирования соответствует одному или большему количеству перфораций скважин, расположенных в общей наземной сети.
6. Способ по п. 5, дополнительно включающий в себя рассредоточение флюидов, добытых во время моделирования в каждом из одного или большего количестве перфораций скважин, в общей модели EOS для множества продуктивных пластов, сообщающихся с перфорациями скважин.
7. Способ по п. 6, дополнительно включающий в себя выполнение расчетов баланса материалов с использованием по меньшей мере одной из двух моделей из числа двухкомпонентной модели черной нефти или общей модели EOS для каждого из множества продуктивных пластов во время моделирования.
8. Система моделирования добычи флюида в системе с множеством продуктивных пластов с общей наземной сетью, содержащая:
по меньшей мере один процессор и
связанную с процессором память с хранящимися в ней командами, которые при выполнении их процессором побуждают процессор к выполнению функций, включая функции для:
согласования данных о черной нефти с моделью уравнения состояния (EOS) для каждого из множества продуктивных пластов в системе с множеством продуктивных пластов, причем модель EOS каждого продуктивного пласта отображает различные компоненты флюида в указанном множестве продуктивных пластов;
преобразования данных о черной нефти в двухкомпонентную модель черной нефти для каждого из указанного множества продуктивных пластов на основе соответствующей модели EOS, которая согласована с данными о черной нефти, относящимися к продуктивному пласту;
моделирования добычи флюида в системе с множеством продуктивных пластов для по меньшей мере одной точки моделирования в общей наземной сети частично на основе двухкомпонентной модели черной нефти каждого из указанного множества продуктивных пластов;
определения того, являются ли флюиды, добытые во время моделирования в точке моделирования, смесями флюидами из различных продуктивных пластов во множестве продуктивных пластов;
если определено, что флюиды в точке моделирования не смешаны с флюидами, добытыми из различных продуктивных пластов в указанном множестве продуктивных пластов, расчета характеристик флюидов с помощью двухкомпонентной модели черной нефти, соответствующей одному из множества продуктивных пластов, из которых добыты флюиды; и
если определено, что флюиды в точке моделирования смешаны с флюидами, добытыми из различных продуктивных пластов:
связывания модели EOS для каждого из различных продуктивных пластов друг с другом и
расчета характеристик смешанных флюидов с помощью связанных моделей EOS различных продуктивных пластов.
9. Система по п. 8, в которой различные компоненты флюидов дополнительно включают в себя по меньшей мере один легкий компонент флюида, являющийся общим для указанного множества продуктивных пластов.
10. Система по п. 9, в которой тяжелый компонент флюида является индивидуальным компонентом тяжелой нефти, а легкий компонент флюида является общим газовым компонентом.
11. Система по п. 8, в которой точка моделирования соответствует одному или большему количеству перфораций скважин, расположенных в общей наземной сети.
12. Система по п. 11, в которой выполняемые процессором функции дополнительно включают в себя функции рассредоточения флюидов, добыча которых смоделирована в каждой из одного или большего количестве перфораций скважин, в общей модели EOS для множества продуктивных пластов, сообщающихся с указанной перфорацией скважин.
13. Система по п. 11, в которой выполняемые процессором функции дополнительно включают в себя выполнение расчетов баланса материалов с использованием по меньшей мере одной из двух моделей из числа двухкомпонентной модели черной нефти или общей модели EOS для каждого из указанного множества продуктивных пластов во время моделирования.
14. Компьютерочитаемый носитель данных, содержащий сохраняемые в нем команды, которые при исполнении их компьютером побуждают компьютер к выполнению множества функций, включая функции для:
согласования данных о черной нефти с моделью уравнения состояния (EOS) для каждого из множества продуктивных пластов в системе с множеством продуктивных пластов, причем модель EOS каждого продуктивного пласта отображает различные компоненты флюида в указанном множестве продуктивных пластов;
преобразования данных о черной нефти в двухкомпонентную модель черной нефти для каждого из указанного множества продуктивных пластов на основе соответствующей модели EOS, которая согласована с данными о черной нефти, относящимися к указанному продуктивному пласту;
моделирования добычи флюида в системе с множеством продуктивных пластов по меньшей мере для одной точки моделирования в общей наземной сети частично на основе двухкомпонентной модели черной нефти каждого из указанного множества продуктивных пластов;
определения того, являются ли флюиды, добытых во время моделирования в точке моделирования, смесями флюидов из различных продуктивных пластов в указанном множестве продуктивных пластов;
если определено, что флюиды в точке моделирования не смешаны с флюидами, добытыми в различных продуктивных пластах в указанном множестве продуктивных пластов, расчета характеристик флюидов с помощью двухкомпонентной модели черной нефти, соответствующей одному из указанного множества продуктивных пластов, из которых добыты флюиды; и
если определено, что флюиды в точке моделирования смешаны с флюидами, добытыми из различных продуктивных пластов:
связывания модели EOS для каждого из различных продуктивных пластов друг с другом и
расчета характеристик смешанных флюидов с помощью связанных моделей EOS различных продуктивных пластов.
15. Компьютерочитаемый носитель данных по п. 14, в котором данные о черной нефти связаны с температурой продуктивного пласта, и модель EOS, которая согласует данные о черной нефти, используется для определения характеристик черной нефти при других температурах в наземной сети.
16. Компьютерочитаемый носитель данных по п. 14, в котором различные компоненты флюидов дополнительно включают в себя по меньшей мере один легкий компонент флюида, который является общим для множества продуктивных пластов.
17. Компьютерочитаемый носитель данных по п. 16, в котором, в котором тяжелый компонент флюида является индивидуальным компонентом тяжелой нефти, а легкий компонент флюида является общим газовым компонентом.
18. Компьютерочитаемый носитель данных по п. 14, в котором точка моделирования соответствует одному или большему количеству перфораций скважин, расположенных в общей наземной сети.
19. Компьютерочитаемый носитель данных по п. 18, в котором выполняемые компьютером функции дополнительно включают в себя функции рассредоточения флюидов, добыча которых смоделирована в каждом из одного или большего количестве перфораций скважин, в общей модели EOS для множества продуктивных пластов, сообщающихся с указанной перфорацией скважин.
20. Компьютерочитаемый носитель данных по п. 19, в котором выполняемые процессором функции дополнительно включают в себя выполнение расчетов баланса материалов с использованием по меньшей мере одной из двух моделей из числа двухкомпонентной модели черной нефти или общей модели EOS для каждого из указанного множества продуктивных пластов во время моделирования.
Наверх