Alexander V. Strekalov

В данной статье раскрывается понятие цифровой двойник газового промысла в контексте его применения для управления добычей. Рассматриваются проблемы реализации цифрового двойника на основе детерминированной физико-математической модели. Приводится описание основной системы уравнений и общие принципы ее построения. Предлагается инкапсулировать математические регуляторы для ограничения расходов потоков в ключевых элементах системы. The paper gives the definition of a digital twin of a gas field in terms of its applicability for the reservoir management process. The problems of realization of a digital twin based on the deterministic physico-mathematical model are considered. Basic system of equations is described, general principles of derivation of basic equations are presented. The authors suggest encapsulating mathematical regulators to limit the rate of flows in the key system elements

При разработке месторождений высоковязкой нефти геолого-физические условия оказывают определяющее влияние на выбор метода воздействия на пласт. В настоящее время для пластов ПК1-7 Русского газонефтяного месторождения изучаются химические методы воздействия. Моделирование химического воздействия для месторождений высоковязкой нефти требует применения детальных секторных моделей, в которых адекватно учитываются все ключевые физические процессы. Выполнено деление месторождения на характерные зоны, которые имеют существенные отличия по параметрам, критичным для моделирования соответствующей технологии. В каждой из зон построена секторная модель. С учетом лабораторных исследований сформирован набор данных для моделирования полимерного заводнения. В отсутствие собственных исследований предложена схема подготовки исходных данных для моделирования ASP. В частности, подготовлены ОФП в зависимости от капиллярного числа, что позволяет учесть комбинированное влияние любого сочетания компонентов и их концентраций. Выполнен значительный объем вычислительных экспериментов с закачкой растворов полимеров и ASP. Среди прочего рассмотрены вопросы оптимальных концентраций разных агентов, время начала и длительность их закачки в зависимости от геологических условий и степени обводнения скважин, подобрана оптимальная сетка скважин, выполнен анализ чувствительности и экономическая оценка. Закачка полимерных растворов приводит к снижению обводненности и приросту добычи нефти в сравнении с вариантом с закачкой воды. Прирост добычи сдерживается ограничением по забойному давлению — применение целевых концентраций приводит к отложенной во времени дополнительной добыче и снижению рентабельности, при этом фиксируется падение пластового давления из-за низкой компенсации закачкой. Предложена оптимальная схема реализации полимерного заводнения в данных условиях. ASP-заводнение показало технологическую эффективность для Русского месторождения в сравнении с закачкой воды/полимера. Однако в текущих экономических предпосылках метод нерентабелен.