Аннотация:Dorfman, M. B. Integrated model of the bottom-hole zone of a well / M. B. Dorfman, N. A. Eremin, D. A. Karelsky // Zolotukhin readings. Oil, Gas and Energy in the Arctic region : Proceedings of the International Scientific and Practical Conference, Arkhangelsk, April 20-21, 2023. – RUSSIA: Northern (Arctic) Federal University named after M.V. Lomonosov, 2023. – pp. 86-90. – EDN PGINGK. ISBN 978-5-261-01679-3Keywords: integrated model, bottom-hole zone of the well, simulation.An integrated model (IM) is a digital model of an oil or gas field, or part of it (formation, interlayers, fringes, etc.). The main components of an integrated model of the bottom–hole zone of a well (CCD) are the formation, the bottom-hole zone of the well and, in fact, the well itself. The CCD model can be supplemented with information about ground equipment, facilities, storage and pumping of hydrocarbons.The integrated model of the bottom-hole zone of the well is particularly relevant for complex fields, including those with oil rims, gas and gas condensate facilities. In order to predict production, search for optimal design solutions on complexly constructed sites, the integrated model of the bottom-hole zone of wells allows for the fullest consideration of the mutual influence of its components [1]. When constructing a CCD, it is necessary to take into account all available geological and commercial information as fully as possible. The use of such a CCD model will make it possible to obtain more detailed and accurate calculations of the technological parameters of the wells.When creating a bottom-hole zone of a producing well, it is necessary to carry out hydrodynamic calculations of the movement of fluids to the bottom of the producing well. Modern software packages can be used for these calculations. In this study, such software products as PVTP, MBAL and PROSPER reservoir behavior analysis package were used.Modeling of thermodynamic processes in the bottomhole zone was carried out using the PVTP software package. Using the PVTP software package, it is possible to simulate the phase state of fluids in the bottom-hole zone of a well. In the PVTP software package, it is possible to combine laboratory studies of the behavior of individual reservoir phases into a single system of behavior of multiphase fluids. The PVTP software package (Fig. 1) makes it possible to determine the properties of the fluid in the reservoir (saturation pressures, critical fluid parameters, etc.) and compile summary tables of its characteristics. At the same time, the data that will be displayed on the screen for viewing is displayed depending on the set calibration of reservoir parameters.Fig. 1. The working window of the PVTP software packageModeling of the bottom-hole zone of the well. To model the bottomhole zone of a well, the MBAL reservoir dynamics analysis software package is used. The arsenal of the MBAL software package contains analytical methods for analyzing the dynamics of the behavior of phases (oil, gas and water) in reservoir conditions. The MBAL software package is a kind of standard for modeling reservoir fluid flows at many hydrocarbon (HC) sites based on the implementation of the law of conservation of material balance [2]. The MBAL software package allows you to determine the volume of hydrocarbon reserves, identify effective mechanisms for oil and gas production, and justify the optimal development of hydrocarbon deposits. The MBAL software package contains a wide range of methods for adapting the model based on geological and field data, which makes it possible to use it both at the stage of exploration and at the stage of field development. The software of the MBAL package, due to its functionality, can be used to simulate dynamic processes occurring in hydrocarbon deposits, regardless of whether we have a hydrodynamic model of the reservoir or not. The MBAL software package (Fig. 2) can be used for: forecasting production dynamics, analyzing field development scenarios, analyzing production drop curves, modeling linear flooding processes, hydrocarbon production in dense rocks, fitting the CCD model according to new or corrected data, controlling fluid miscibility in the reservoir, etc. The MBAL package reduces the amount of geological and field data required for input, requiring only those parameters that are necessary for the selected method of calculating the dynamics of borehole production.Simulation of well operation. The PROSPER software package can be used to simulate the operation of the turbine. This package is intended for the design and optimization of wells in oil and gas fields. The PROSPER package significantly accelerates the process of creating models of wells, and allows you to adjust the functionality of each part of the integrated system (characteristics of pumping and compressor pipes, properties of reservoir fluids, etc.).In the PROSPER program, you can perform step-by-step modeling of pipelines, adjust the flow modes in the well, calculate the frequency of occluding plugs. The PROSPER software package can read the pressure drop in the well, as well as the fluid temperature along the borehole. With the help of the additional SPOT functionality built into the PROSPER package, the parameters of the well perforation can be calculated. The PROSPER package contains a model that takes into account the precipitation of condensate both in the bottom-hole zone of the well and along the wellbore.The PROSPER package itself is quite easy to use, and has a very simple interface. When building the model, the windows are filled from left to right (Fig. 2).Fig. 2. The working window of the PROSPER software packageInformation collection devices. To collect information, it is proposed to take fiber-optic sensors and communication channels in the same way as on digital wells. Optical fiber has an important quality when it comes to transmitting information, it instantly transmits all the changes recorded by sensors placed in the CCD. Due to which it will be possible to make decisions much faster. Fiber-optic sensors have a number of advantages over traditional electrical sensors, such as: low weight, high sensitivity, electromagnetic compatibility, the possibility of network interaction. Fiber-optic technologies are becoming more advanced and accessible every year [3]. In addition, they can measure parameters such as: deformation, pressure, electric and magnetic fields, vibration, pH, viscosity.The structure of the integrated model for the bottom-hole zone of the well is shown in Fig. 3.Fig. 3. The structure of the integrated model of the bottom-hole zone of the wellThe software products proposed in this paper were chosen because they are all compatible due to the fact that they were developed by the same company (Petroleum Experts), and are a series of integrated development modeling programs developed on the same digital platform, which allows them to interact correctly with each other. IM of the bottom-hole zone of the well allows to obtain more quickly the calculated characteristics of the fluid inflow into the CCD to the bottom of the producing well, and on their basis to carry out calculations of the technological parameters of the well operation. The integrated model of the bottom-hole zone of the well allows you to make effective decisions faster on the selection of geological and technical measures, calculation of the parameters of well production at various time intervals, etc. The disadvantage of this model is the cost of its creation and operation. However, in the long term, the integrated model of the bottom-hole zone of the well will be improved by saving time on making effective decisions on managing the operation of the well.Bibliographic list1. Varavva A.I., Apasov R.T., Badgutdinov R.R., etc. Hierarchy of integrated models. Application of integrated modeling of varying degrees of complexity at all stages of the life cycle of gas condensate projects. PRONEFT. Professionally about oil. 2022. –№7(2). – Pp. 41-51.2. Anastasov S.S. Analysis of existing software products for creating components of integrated models of oil and gas fields. // Collection of articles of the XXIV International Scientific and Practical Conference "Science and Innovation in the XXI century: current issues, discoveries and achievements". – Penza, 2021 – pp. 40-48.3. Kabibulatov A., Kusainova K.T., Fiber-optic sensors and their use in temperature measurement. // "Seifullin readings – 16: Youth science of a new formation – the future of Kazakhstan". – Kazakhstan: 2020. – Vol.I, Part 3 – pp.134–137.Дорфман, М. Б. Интегрированная модель призабойной зоны скважины / М. Б. Дорфман, Н. А. Еремин, Д. А. Корельский // Золотухинские чтения. Нефть, газ и энергетика в Арктическом регионе : Сборник материалов Международной научно-практической конференции, Архангельск, 20–21 апреля 2023 года. – RUS: Северный (Арктический) федеральный университет имени М.В. Ломоносова, 2023. – С. 86-90. – EDN PGINGK. ISBN 978-5-261-01679-3Ключевые слова: интегрированная модель, призабойная зона скважины, моделированиеИнтегрированная модель (ИМ) – это цифровая модель нефтяного или газового месторождения, или его части (пласта, прослоев, оторочки и т.д.). Основными компонентами интегрированной модели призабойной зоны скважины (ПЗС) являются пласт, призабойная зона скважины и, собственно, сама скважина. Модель ПЗС может быть дополнена информацией о наземном оборудовании, сооружениях, местах хранения и перекачки углеводородов.Интегрированная модель призабойной зоны скважины особо актуальна для сложно-построенных месторождений, в том числе, с нефтяными оторочка-ми, газовыми и газоконденсатными объектами. Для прогнозирования добычи, поиска оптимальных проектных решений на сложно-построенных месторождениях, интегрированная модель призабойной зоны скважин позволяет наиболее полно учитывать взаимовлияние ее компонентов [1]. При построении ИМ ПЗС необходимо наиболее полно учитывать всю имеющуюся геолого-промысловую информацию. Использование такой модели ПЗС позволит получать более обос-нованные и точные расчеты технологических параметров работы скважин.При создании ИМ призабойной зоны добывающей скважины необходимо проводить гидродинамические расчеты движения флюидов к забою добывающей скважины. Для этих расчетов можно использовать современные программные пакеты. В данном исследовании были использованы такие программные продукты как PVTP, пакет анализа динамики поведения пласта MBAL и PROSPER.Моделирование термодинамических процессов в призабойной зоне проводилось с использованием программного пакета PVTP. С помощью программного пакета PVTP можно моделировать фазовое состояние флюидов в призабойной зоне скважины. В программном пакете PVTP можно совмещать проведенные лабораторные исследования поведения отдельных пластовых фаз в единую систему поведения многофазных флюидов. Программный пакет PVTP (рис. 1) позволяет определять свойства жидкости, находящейся в пласте (давления насыщения, критические параметры флюидов и др.), и составлять сводные таблицы ее характеристик. При этом данные, которые будут выведены на экран для просмотра, отображаются в зависимости от заданной калибровки пластовых параметров.Рис. 1. Рабочее окно программного пакета PVTPМоделирование призабойной зоны скважины. Для моделирования призабойной зоны скважины используется программный пакет анализа динамики поведения пласта MBAL. Арсенал программного пакета MBAL содержит в себе аналитические методы для анализа динамики поведения фаз (нефти, газа и воды) в пластовых условиях. Программный пакет MBAL является своего рода стандартом для моделирования течений пластовых флюида на многих месторождений углеводородов (УВ) на основе выполнения закона сохранения материального баланса [2]. Программный пакет MBAL позволяет определить объем запасов углеводородов, выявить эффективные механизмы добычи нефти и газа, и обосновать оптимальную разработку месторождений углеводородов. Про-граммный пакет MBAL содержит широкий спектр методов адаптации модели по геолого-промысловым данным, что позволяет использовать его как на ста-дии разведки, так и на стадии разработки месторождения. Программное обес-печение пакета MBAL за счет своего функционала может использоваться для моделирования динамических процессов происходящих в залежи углеводородов вне зависимости есть у нас гидродинамическая модель пласта или нет. Про-граммный пакет MBAL (рис. 2) может применяться для: прогноза динамики добычи, анализа сценариев разработки месторождения, анализа кривых паде-ния добычи, моделирования процессов линейного заводнения, добычи УВ в плотных породах, подгонки модели ПЗС по новым или скорректированным данным, контроля смешиваемости флюидов в пласте и т.д. Пакет MBAL со-кращает количество необходимых для ввода геолого-промысловых данных, требуя только те параметры, которые необходимы для выбранного метода вы-числений динамики скважинной добычи.Моделирование работы скважины. Для моделирования работы скважины можно использовать программный пакет PROSPER. Этот пакет предназначен для проектирования и оптимизации скважин на месторождениях нефти и газа. Пакет PROSPER существенно ускоряет процесс создания моделей сква-жин, и позволяет корректировать в функционал каждой части интегрированной системы (характеристики насосно-компрессорных труб, свойства пластовых жидкостей и т.д.).В программе PROSPER можно производить поэтапное моделирование трубопроводов, настраивать режимы течения в скважине, рассчитывать частоту появления закупоривающих пробок. Программный пакет PROSPER может рас-считывать падение давления в скважине, а также температуру флюида по ство-лу скважины. С помощью дополнительного функционала SPOT, встроенного в пакет PROSPER, могут быть рассчитаны параметры перфорации скважины. В пакете PROSPER присутствует модель, учитывающая выпадение конденсата как в призабойной зоне скважине, так и по стволу скважины.Сам пакет PROSPER довольно прост в использовании, и обладает довольно простым интерфейсом. При построении модели заполняются окна слева на право (рис. 2).Рис. 2. Рабочее окно программного пакета PROSPERУстройства сбора информации. Для сбора информации предлагается взять аналогично как, и на цифровых скважинах, оптоволоконные сенсоры и каналы связи. Оптоволокно обладает важным качеством, если речь идет о пере-дачи информации, оно моментально передает все изменения, зафиксированные датчиками, размещенными в ПЗС. За счет чего можно будет принимать реше-ния намного быстрее. Оптоволоконные датчики обладают рядом преимуществ по сравнению с традиционными электрическими датчиками такими как: малый вес, высокую чувствительность, электромагнитную совместимость, возможность сетевого взаимодействия. Волоконно-оптические технологии становятся все более передовыми и доступными с каждым годом [3]. Помимо этого, они могут замерять такие параметры как: деформация, давление, электрические и магнитные поля, вибрацию, рН, вязкость.Структура интегрированной модели для призабойной зоны скважины представлена на рис. 3.Рис. 3. Структура интегрированной модели призабойной зоны скважиныПрограммные продукты, предложенные в данной работе, были выбраны, т.к. все они совместимы в силу того, что они были разработаны одной компани-ей (Petroleum Experts), и являются серией программ интегрированного модели-рования разработки, разработанных на одной цифровой платформе, что позволяет им корректно взаимодействовать друг с другом. ИМ призабойной зоны скважины позволяет более оперативно получать расчетные характеристики притока флюидов в ПЗС к забою добывающей скважине, и на их основе прово-дить расчеты технологических параметров работы скважины. Интегрированная модель призабойной зоны скважины позволяет быстрее принимать эффектив-ные решения по подбору геолого-технических мероприятий, расчету параметров добычи скважины в различных интервалах времени и т.д. Минусом данной модели является стоимость её создания и эксплуатации. Однако в долгосрочной перспективе интегрированная модель призабойной зоны скважины будет оку-паться за счет экономии времени на принятие эффективных решений по управ-лению работой скважины.Библиографический список1. Варавва А.И., Апасов Р.Т., Бадгутдинов Р.Р. и др. Иерархия интегрирован-ных моделей. Применение интегрированного моделирования различной степени сложности на всех этапах жизненного цикла газоконденсатных проектов. PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. 2022. –№7(2). – С. 41–51.2. Анастасов С.С. Анализ существующих программных продуктов для создания компонентов интегрированных моделей месторождений нефти и газа. // Сборник ста-тей XXIV Международной научно-практической конференции «Наука и инновации в XXI веке: актуальные вопросы, открытия и достижения». – Пенза, 2021 – С. 40–48.3. Кабибулатов А., Кусаинова К.Т., Оптоволоконные датчики и их использование при измерении температуры. // «Сейфуллинские чтения – 16: Молодежная наука новой формации – будущее Казахстана». – Казахстан: 2020. – Т.І, Ч.3 – С.134–137.
