Моделирование технологических процессов в программном комплексе tNa­vigator

В работе рассмотрены вопросы моделирования технологических процессов при разработке месторождений углеводородов в программном комплексе «tNavigator» на примере симуляции гидравлического разрыва пласта и возможных зон гидратообразования. Актуальность моделирования связана с необходимостью повышения эффективности управления разработкой месторождений, снижения затрат и рисков в процессе добычи углеводородов, отмечено, что обеспечение математической экологической безопасности моделирование позволяет проверить работоспособность технологических решений по разработке сложно построенных залежей на цифровой 3D-гидродинамической модели. Обосновано, что модель позволяет оценить эффективность предложенного метода интенсификации притока, влияние конкретных параметров на успех разработки и провести сопоставление с другими решениями, в том числе создать прогнозную версию модели для планирования качественной разработки месторождения. Целью моделирования технологических процессов в программном комплексе «tNavigator», например, для определения возможных зон гидратообразования является построение равновесной кривой гидратообразования, задание логических выражений и создание специальных свойств. Для моделирования гидравлического разрыва пласта (ГРП) используют следующие методы: скинфактора, изменения коэффициента продуктивности перфорации, создания виртуальных перфораций и уменьшения сетки вокруг скважины. Метод скин-фактора применяется при малых трещинах менее размера ячеек. Трещина учитывается вскрытием выше- и нижележащих объектов моделирования, но не учитывает горизонтальную направленность трещины ГРП. Суть метода виртуальных перфораций – создание дополнительных виртуальных интервалов перфорации в ячейках, через которые проходит трещина. Коэффициенты проводимости перфораций вычисляются по полуэмпирическим зависимостям, учитывающим параметры ячейки и трещины. В программном комплексе «tNavigator» отсутствует функционал по определению и отображению в 3D-модели возможных зон гидратообразования. Для решения этой задачи было создано пользовательское свойство, в котором на языке программирования «Python» было задано логическое выражение, позволяющее определять необходимые зоны. В композиционной термической модели по заданному составу газа была построена равновесная кривая гидратообразования. В программном обеспечении «MS Excel 2010» была построена равновесная кривая гидратообразования по координатам, экспортированным из «tNavigator». Была определена зависимость равновесной температуры гидратообразования от равновесного давления гидратообразования, описываемая логарифмическим уравнением. С помощью «tNavigator» можно моделировать гидроразрыв пласта, технологию обработки призабойной зоны, методы увеличения не-фтегазоотдачи и другие мероприятия. Рассмотрены несколько методов моделирования ГРП: с помощью скин-фактора, создания виртуальных перфораций и уменьшения сетки вокруг сква-жины. Рассмотрена методология построения равновесной кривой гидратообразования в «tNavigator». Выполнен расчёт по определению уравнения, описывающего кривую гидратообразования. С помощью языка программирования «Python» были заданы логические выражения для определения зон возможного гидратообразования. Проведены расчеты на гидродинамической модели, основанной на реальных данных месторождения. Создана термическая композиционная гидродинамическая модель, позволяющая отслеживать распределение и изменение в процессе разработки пластовой температуры. Показана возможность прогнозирования и определения зон возможного гидратообразования при различных термобарических условиях и способах интенсификации притока к скважине. Некоторые преимущества использования «tNavigator»: высокая производительность расчёта на современной многоядерной, многопроцессорной технике, удобный графический интерфейс, под-держка любых форматов данных, ряд уникальных инструментов для моделирования геолого-технических мероприятий.

1. Мигунова С., Горянц И., Дирани Ф. Разработка нефтяных и газовых месторождений: методические указания к практическим занятиям. СПб.: Изд-во Санкт-Петербургский горный университет, 2022. 25 с.

2. Эйдинов Д. А. «tNavigator» – гидродинамический симулятор нового поколения // Наука о Земле. 2015. С. 62–69.

3. Моделирование месторождений нефти и газа на кластерах / К. Ю. Богачев, М. Ю. Михалева, А. Р. Миргасимов, Е. Ю. Попеленский // Суперкомпьютерные технологии в науке, образовании и промышленности. Выпуск V. Москва: МГУ, 2014. С. 61–68.

4. Моделирование месторождений и залежей нефти и газа для решения задач разведки и разработки / В. Ю. Керимов, Р. Н. Бахтизин, К. И. Данцова, И. М. Салихов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2018. № 5. С. 52–56. https://doi.org/10.24411/0131-4270-2018-10307.

5. Повышение эффективности и безопасности поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа на акватории Охотского моря / В. И. Богоявленский, В. Ю. Керимов, О. О. Ольховская, Р. Н. Мустаев // Территория Нефтегаз. 2016. № 10. С. 24–32.

6. Минханов И. Ф., Долгих С. А., Варфоломеев М. А. Разработка нефтяных и газовых месторождений: учеб. пособие для вузов. Казань: Изд-во Казанского федерального университета, 2019. 96 с.

7. Lavrenova E. A., Kerimov V. Yu., Panov Yu. P., Mustaev R. N., Serikova U. S. Breakthrough technologies in solving problems of geological exploration for oil and gas // SOCAR Proceedings Special Issue. 2022. No. 1. Р. 73–83.

8. Senin B. V., Leonchik M. I., Osherova N. A. The main results of geological exploration and prospects for the development of the raw material base of hydrocarbons in the waters of the Black Sea-Caspian region // Mineral resources of Russia. Economics and Management. 2018. No. 2. Р. 7–17.

9. Gasumov R. A., Gasumov E. R. Mathematical models for calculating filtration processes in gas condensate fields // On a new paradigm for the development of oil and gas geology: Proceedings of the International Scientific and Practical Conference. Kazan: Ikhlas Publishing House, 2020. P. 174–178.

10. Gasumov R. A., Gasumov E. R. Impact of injection of industrial liquid waste on hydrodynamic conditions of receiving horizon // Bulletin of the Tomsk Polytechnic University Geo Assets Engineering. 2025. V. 335(5). P 37–48. https://doi.org/10.18799/24131830/2025/5/4726.

11. Gasumov R. A., Gasumov E. R. Assessing the Hydrodynamic Performance of the Well-Reservoir System Formed at the Stage of Producing Reservoir Drilling // Geology and Geophysics of Southern Russia. 2023. No. 4. Р. 108–123. https://doi.org/10.46698/VNC.2023.58.47.009.

12. Gasumov R. A., Gasumov E. R. Mathematical model for injection of viscoelastic compositions into the productive formation // Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Аssets Engineering. 2023. V. 334. No. 03. Р. 218–228. https://doi.org/10.18799/24131830/2023/3/3791.

13. Gasumov R. A., Gasumov E. R., Veliev V. M., Gasumov V. A., Suleimanov G. S., Ibrahimova S. V. Develoment of a three-dimynsional geological model of the upper control horizons and near-surface sediments for investigation of the system of monitoring the tightness of the underground storage // Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Аssets Engineering. 2022. V. 333(6). Р. 86–95. https://doi.org/10.18799/24131830/2022/6/3739.

14. Eyvazov J. Sensitivity analysis of oil and gas production as a result of increasing the drainage area with changes in well parameters during different completion of wells // SOCAR Proceedings. 2022. No.2. Р. 19–22. https://doi.org/10.5510/OGP20220200669.

15. Prasun S., Kumar A. Drainage areas, shapes and reservoirs for wells in reservoirs with multiple fluid contacts / Constant Pressure Boundaries/ SPE -196184-MS. In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers. 2019, September. https://doi.org/10.2118/196184-ms.

16. Алиев З. С., Бондаренко В. В. Руководство по проектированию разработки газовых и газонефтяных месторождений. Печора: Печорское Время, 2013. 894 с.

17. Азиз Х., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. Москва–Ижевск: Институт компьютерных исследований. 2004. 416 с.

18. Елисеев П. И., Шорохов А. Н., Язьков А. В. Сравнительный анализ методик геомеханического моделирования гидравлического разрыва пласта // Экспозиция Нефть Газ. 2016. № 5(51). С. 21–24.

19. Аносова Е. П. Фильтрация флюида к скважине через радиальную трещину ГРП при постоянном расходе // Известия РАН. Механика жидкости газа и плазмы. 2023. № 2. С. 90–101.

20. К вопросу выбора длительности режимов при гидродинамических исследованиях скважин на установившихся режимах закачки в низкопроницаемых коллекторах / Г. Ф. Асалхузина, Г. Ф. Давлетбаев, И. Л. Хабибуллин, Р. Р. Ахметова // Вестник Тюменского 106 государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2020. Т. 6, №1(21). С. 135–149.

21. Моделирование процесса заводнения при наличии несплошности нефтяного пласта / В. И. Астафьев, И. А. Васильев, И. И. Киреев, С. А. Булгаков // Ашировские чтения. 2022. Т. 2, № 1(13). С. 107–116.

22. К оценке геометрических параметров трещины гидроразрыва пласта / В. А. Байков, Г. Т. Булгакова, А. М. Ильясов, Д. В. Кашапов // Известия РАН. Механика жидкости и газа. 2018. № 5 С. 64–75.

23. Давлетбаев А. Я., Мухаметова З. С. Моделирование фильтрации в низкопроницаемом пласте с двумя перпендикулярными техногенными трещинами гидроразрыва. // Инженернофизический журнал. 2017. Т. 90, № 3. С. 632–639.

24. Давлетбакова Л. А., Давлетбаев А. Я. Моделирование исследования методом установившихся режимов закачки между нагнетательной и добывающей скважинами с техногенной трещиной гидроразрыва // Вестник Башкирского университета. 2016. Т. 21, №4. С. 884–892.

25. Александров Г. С. Гидравлический разрыв пласта: сущность технологии, зарубежный и отечественный опыт применения // Научный Лидер. 2022. № 35 (80). URL: https://scilead.ru/article/2886-gidravlicheskij-razriv-plasta-sushchnost-tekh.

26. Яркеева Н. Р., Хазиев А. М. Применение гидроразрыва пласта для интенсификации притока нефти в скважинах // Нефтепромысловое дело. 2018. Т. 16. № 5. С. 30–36. https://doi.org/10.17122/ngdelo-2018-5-30-36.

27. Нургалиева А. А., Малышев В. Л. Подбор комплекса гидродинамических исследований скважин для достоверного прогноза параметров пласта на Вишневском месторождении // Нефтегазовое дело. 2020. № 4. С. 48–57.

28. Прокофьева А. С. Моделирование гидроразрыва пласта в гидродинамическом симуляторе // Вестник науки. 2023. № 5(62). Т. 2. С. 481–491. https://www.вестник-науки.рф/article/8158.

29. Бузников Н. А., Истомин В. А., Митницкий Р. А. Моделирование динамики движения ингибиторов гидратообразования в промысловых трубопроводах // Газовая промышленность. 2016. № 2. С. 94–98.

30. Kolchin A. V. Analysis of hydrate formation with the use of neural networks // SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 30 September-2 October, New Orleans, Louisiana, USA. 2013 (https://doi.org/10.2118/167618-STU).