1
Доступно поисковых запросов: 1 из 2
Следующий пробный период начнётся: 06 февраля 2023 в 11:02
Снять ограничение

ГОСТ Р 56449-2015

Месторождения газовые, газоконденсатные, нефтегазовые и нефтегазоконденсатные. Программное обеспечение для гидродинамического моделирования месторождений. Основные функциональные и технические требования
Действующий стандарт
Проверено:  29.01.2023

Информация

Название Месторождения газовые, газоконденсатные, нефтегазовые и нефтегазоконденсатные. Программное обеспечение для гидродинамического моделирования месторождений. Основные функциональные и технические требования
Название английское Gas, gas condensate, oil, gas and condensate deposits. Software for flow simulation of hydrocarbon fields. The main functional and technical requirements
Дата актуализации текста 01.01.2021
Дата актуализации описания 01.01.2021
Дата издания 30.11.2018
Дата введения в действие 01.05.2016
Область и условия применения Настоящий стандарт устанавливает требования к программному обеспечению для гидродинамического моделирования газовых, газоконденсатных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений. Положениями настоящего стандарта руководствуются субъекты хозяйственной деятельности: - использующие программное обеспечение для гидродинамического моделирования газовых, газоконденсатных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений; - разрабатывающие программное обеспечение для гидродинамического моделирования газовых, газоконденсатных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений
Опубликован Официальное издание. М.: Стандартинформ, 2018 год
Утверждён в Росстандарт

Расположение в каталоге ГОСТ


ГОСТ Р 56449-2015

     

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

МЕСТОРОЖДЕНИЯ ГАЗОВЫЕ, ГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ, НЕФТЕГАЗОВЫЕ И НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ

Программное обеспечение для гидродинамического моделирования месторождений. Основные функциональные и технические требования

Gas, gas condensate, oil, gas and condensate deposits. Software for flow simulation of hydrocarbon fields. Main functional and technical requirements

     

ОКС 35.080
ОКП 42 5400

Дата введения 2016-05-01

     

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Открытым акционерным обществом "Газпром" (ОАО "Газпром") и Обществом с ограниченной ответственностью "Газпром георесурс" (ООО "Газпром георесурс")

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 23 "Нефтяная и газовая промышленность"

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 15 июня 2015 г. N 670-ст

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

5 ПЕРЕИЗДАНИЕ. Декабрь 2018 г.


Правила применения настоящего стандарта установлены в статье 26 Федерального закона от 29 июня 2015 г. N 162-ФЗ "О стандартизации в Российской Федерации". Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе "Национальные стандарты", а официальный текст изменений и поправок - в ежемесячном информационном указателе "Национальные стандарты". В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты". Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.gost.ru)

     1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт устанавливает требования к программному обеспечению для гидродинамического моделирования газовых, газоконденсатных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений.

1.2 Положениями настоящего стандарта руководствуются субъекты хозяйственной деятельности:

- использующие программное обеспечение для гидродинамического моделирования газовых, газоконденсатных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений;

- разрабатывающие программное обеспечение для гидродинамического моделирования газовых, газоконденсатных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений.

     2 Нормативные ссылки


В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 8.417 Государственная система обеспечения единства измерений. Единицы величин

ГОСТ 19.105 Единая система программной документации. Общие требования к программным документам

ГОСТ 19.601 Единая система программной документации. Общие правила дублирования, учета и хранения

ГОСТ 19.603 Единая система программной документации. Общие правила внесения изменений

ГОСТ 2939 Газы. Условия для определения объема

ГОСТ 28195 Оценка качества программных средств. Общие положения

ГОСТ Р 8.645 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение работ по геологическому изучению, использованию и охране недр в Российской Федерации. Основные положения

ГОСТ Р 53712-2009 Месторождения нефтяные и газонефтяные. Программные средства для проектирования и оптимизации процесса разработки месторождений. Основные требования

ГОСТ Р ИСО/МЭК 9126 Информационная технология. Оценка программной продукции. Характеристики качества и руководства по их применению

ГОСТ Р ИСО/МЭК 12119 Информационная технология. Пакеты программ. Требования к качеству и тестирование

ГОСТ Р ИСО/МЭК 15910 Информационная технология. Процесс создания документации пользователя программного средства

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты" за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.

     3 Термины и определения


В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 адаптация параметра: Процесс минимизации отклонения расчетного значения параметра от его фактического значения.

3.2

адаптация цифровой геолого-фильтрационной модели: Физически обоснованное изменение параметров и структуры цифровой геолого-фильтрационной модели для максимально возможной сходимости фактических и модельных показателей разработки месторождения нефти и газа.

[ГОСТ Р 53554-2009, статья 2.69]

3.3 водоносный горизонт: Осадочная горная порода, представленная одним или несколькими переслаивающимися подземными слоями горных пород с различной степенью водопроницаемости, пустоты (поры, трещины) которых заполнены гравитационными водами.

3.4

газовый фактор: Отношение полученного количества нефтяного газа, приведенного к атмосферному давлению и температуре 20°С, к количеству полученной за то же время нефти при том же давлении и той же температуре.

[ГОСТ Р 53554-2009, статья 2.94]

3.5

гидродинамическая (фильтрационная) модель: Совокупность числовых динамических параметров, характеризующих моделируемое месторождение, сборные сети и управляющие воздействия на них в процессе разработки, а также математическое описание основных закономерностей процессов течения флюидов под влиянием этих воздействий.

[ГОСТ Р 53712-2009, пункт 3.12]

Примечание - В данном стандарте для разделения программного обеспечения (ПО) сборных сетей и ПО гидродинамического моделирования фильтрационная (гидродинамическая) модель рассмотрена до забоя скважин.

3.6

гидравлический разрыв пласта: Способ интенсификации работы эксплуатационных скважин и повышения нефтеотдачи пласта за счет развития в нем естественных или образования искусственных трещин путем создания на забое давления, превышающего предел прочности породы на разрыв.

[ГОСТ Р 53554-2009, статья 2.103]

3.7 давление насыщения: Давление, при достижении которого в процессе снижения давления начинается выделение газа из нефти.

3.8

дебит эксплуатационной скважины: Количество нефти и (или) газа, полученное из эксплуатационной скважины в единицу времени.

[ГОСТ Р 53554-2009, статья 2.113]

3.9 дифференциальная конденсация: Процесс образования жидкой фазы в газоконденсатной (многокомпонентной) смеси при ступенчатом выпуске из сосуда (бомбы PVT) паровой фазы (ступенчатом изменении давления) и неизменной температуре.

3.10

забойное давление: Давление флюида на забое буровой скважины при добыче нефти и газа.

[ГОСТ Р 53554-2009, статья 2.42]

Примечание - Давление на забое простаивающей (или временно остановленной) скважины называется пластовым давлением.

3.11 капиллярное давление: Разность значений давления на поверхности раздела фаз.

3.12 композиционная модель: Модель, в которой углеводородная пластовая система представлена в виде заданного количества компонент, каждый из которых характеризуется своими параметрами.

3.13 конденсатно-газовый фактор: Количество стабильного или нестабильного конденсата, выраженное в кубических метрах (в граммах), приходящееся на один кубический метр газа сепарации.

3.14 локальные измельчения: Разукрупнение геологической сетки с целью детализации выбранной области.

3.15 массив (проницаемости/песчанистости/пористости/связной водонасыщенности/остаточной нефтенасыщенности/остаточной газонасыщенности) данных о характере насыщения: Трехмерный массив значений (проницаемости/песчанистости/пористости/связной водонасыщенности/ остаточной нефтенасыщенности/остаточной газонасыщенности) данных о характере насыщения, заданных в каждой ячейке моделируемого объекта.

3.16

многозабойная скважина: Буровая скважина, имеющая ответвления от основного ствола в виде резко искривленных дополнительных стволов в пределах продуктивного пласта при разработке месторождений нефти и газа.

[ГОСТ Р 53554-2009, статья 2.38]

3.17 модель среды с двойной пористостью: Модель породы со смешанной пористостью с вводом в каждой точке пространства породы двух значений давления жидкости (газа): давления в трещинах и давления в поровых блоках, учитывающая обмен жидкостью (газом) между блоками и трещинами.

3.18 модель нелетучей нефти: Модель, в которой углеводородная система аппроксимирована двумя компонентами: нелетучим (нефтью) и летучим (газом).

3.19 неоднородность объекта: Изменение фильтрационно-емкостных свойств по площади и разрезу объекта.

3.20 непротиворечивость гидродинамической модели: Соответствие гидродинамической модели физическим представлениям о геологическом объекте и протекающих в нем фильтрационных процессах.

3.21 параллельные вычисления: Способ организации компьютерных вычислений, при котором в один и тот же момент времени могут выполняться одновременно несколько вычислительных операций, направленных на решение общей задачи.

3.22

призабойная зона: Участок продуктивного пласта, примыкающий к стволу буровой скважины, в пределах которого изменяются фильтрационные характеристики продуктивного пласта в период строительства, эксплуатации или ремонта буровой скважины.

[ГОСТ Р 53554-2009, статья 2.41]

3.23

программное обеспечение: Совокупность программ системы обработки информации и программных документов, необходимых для эксплуатации этих программ.

[ГОСТ 19781-90, статья 5.2]

3.24 сланцевый газ: Природный газ, добываемый из горючих сланцев и состоящий преимущественно из метана.

3.25

техническое обеспечение программного средства: Комплекс технических средств, используемых для реализации функциональных возможностей программного средства, включая средства ввода, обработки, визуализации, хранения и передачи данных.

[ГОСТ Р 53712-2009, пункт 3.11]

3.26

уравнение состояния природного газа: Уравнение, которое связывает фактор сжимаемости, температуру, плотность и молярные доли компонентов.

[ГОСТ 30319.0-96, пункт 3.5]

3.27

устьевое давление: Давление, измеренное в верхней точке буровой скважины.

[ГОСТ Р 53554-2009, статья 2.45]

3.28 фазовые превращения: Переход вещества из одной термодинамической фазы в другую при изменении внешних условий.

3.29 фазовое равновесие: Одновременное существование термодинамически равновесных фаз в многофазной системе.

     4 Сокращения


В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

ВНК - водонефтяной контакт;

ГВК - газоводяной контакт;

ГДМ - гидродинамическое моделирование;

ГДИ - гидродинамические исследования;

ГНК - газонефтяной контакт;

ГРП - гидравлический разрыв пласта;

ГС - горизонтальный ствол;

ГТМ - геолого-технические мероприятия;

ДКС - дожимная компрессорная станция;

КГФ - конденсатно-газовый фактор;

КРС - капитальный ремонт скважин;

НКТ - насосно-компрессорные трубы;

ОФП - относительные фазовые проницаемости;

ПАВ - поверхностно-активные вещества;

ПД - программная документация;

ПЗП - призабойная зона пласта;

ПО - программное обеспечение;

ПХГ - подземные хранилища газа;

УВ - углеводороды;

PVT - pressure volume temperature (давление объема температуры).

     5 Общие положения


ПО ГДМ применяют для прогнозирования технологических параметров разработки месторождений природных УВ на основе трехмерных гидродинамических (фильтрационных) моделей. ПО ГДМ должно обеспечивать воспроизведение основных физических процессов, происходящих при фильтрации нефти, газа и воды в поровых средах (коллекторах).

Для месторождений, имеющих фактическую историю разработки, ПО ГДМ должно обеспечивать возможность настройки (адаптации) гидродинамических моделей к истории разработки перед выполнением прогнозных расчетов [1].

     6 Исходные данные для программного обеспечения гидродинамического моделирования

6.1 Исходными данными для ПО ГДМ являются:

6.1.1 Статическая основа:

- геометрия гидродинамической сетки;

- массивы проницаемости (диагональные компоненты тензора проницаемости);

- массив песчанистости;

- массив пористости;

- массив связанной водонасыщенности;

- массив остаточной насыщенности углеводородными фазами (нефть, газ);

- массив начальных насыщенностей;

- массив гидродинамически изолированных сегментов модели (геометрические координаты нарушений пласта);

- массив порового объема;

- массив проводимостей;

- массив регионов подсчета запасов;

- массив регионов сжимаемости породы;

- массив регионов классов коллекторов;

- массив PVT-свойств флюида;

- отметки ГНК, ВНК или ГВК по месторождению в целом или по гидродинамически изолированным сегментам модели;

- значения начального пластового давления по месторождению в целом, или по гидродинамически изолированным сегментам модели, или в зависимости от абсолютной отметки;

- газовый и/или конденсатно-газовый фактор (или начальный компонентный состав) по месторождению в целом, или по гидродинамически изолированным сегментам модели, или в зависимости от абсолютной отметки;

- результаты оценки начальных запасов и подсчетных параметров.

6.1.2. Сжимаемость породы (в том числе в виде таблиц, описывающих нелинейные зависимости пористости и проницаемости от пластового давления).

6.1.3 Функции относительных фазовых проницаемостей.

6.1.4 Зависимости давления в системе нефть - газ и вода - нефть, газ - углеводородный конденсат, углеводородный конденсат - вода (газ - вода при отсутствии жидкой углеводородной фазы) от насыщенности или модель J-функции.

Примечание - J-функция является по своей сути нормированной величиной капиллярного давления. В качестве критериев нормирования выступают силы поверхностного натяжения между флюидами и фильтрационно-емкостные свойства матрицы:

,                                                              (1)


где - капиллярное давление (функция ), Па;

- водонасыщенность, д.ед.;

- натяжение на границе раздела фаз, дин/см;

- угол смачивания (краевой угол смачивания), градус;

k - проницаемость, определенная по образцу керна, мД;

m - пористость, определенная по образцу керна, д.ед.

6.1.5 Параметры модели, учитывающей изменение ОФП в системе нефть-газ (углеводородный конденсат - газ) при высоких скоростях фильтрации.

6.1.6 Параметры модели Форхгеймера, описывающей квадратичную зависимость градиента давления от скорости потока.

Примечание - При больших потоках флюида зависимость градиента давления от скорости течения переходит из линейной, описанной законом Дарси, в квадратичную модель Форхгеймера.

,                                                              (2)


где - вязкость, Па·с;

K - проницаемость, мД;

- плотность, кг/м;

v - средняя скорость потока, м/с;

в уравнении - обратная длина (1/м).

Модель Форхгеймера необходима в зонах с большими скоростями потоков, например около скважин.

6.1.7 PVT-свойства нефти и газа в виде:

- компонентного состава и свойств компонентов (критические параметры, коэффициенты бинарного взаимодействия и т.д.);

- таблиц, описывающих изменение плотности, вязкости, и объемных коэффициентов давления для разных значений газового фактора или КГФ, а также зависимость давления насыщения или начала конденсации от значения газового фактора или КГФ.

6.1.8 Свойства пластовой и закачиваемой воды.

6.1.9 Данные по скважинам:

- траектории скважин;

- интервалы перфорации скважин в измеренных или абсолютных глубинах;

- даты проведения перфорации, изоляции, дополнительной перфорации.

6.1.10 Данные о конструкциях скважин: диаметр скважины, диаметр и глубина спуска НКТ, устройства контроля притока и т.д.

6.1.11 Данные о проведенных ГРП, КРС и других ГТМ.

6.1.12 История разработки:

- дебиты газа, нефти, конденсата и воды по добывающим скважинам и/или группам добывающих скважин;

- расходы газа и воды по нагнетательным скважинам и/или группам нагнетательных скважин;

- забойные и устьевые давления по скважинам.

6.2 Единицы измерения исходных данных

Исходные данные для ПО ГДМ измеряют в системе СИ в соответствии с ГОСТ 8.417 и ГОСТ Р 8.645.

     7 Функциональные требования к программному обеспечению гидродинамического моделирования

7.1 Импорт, подготовка и проверка исходных данных, перечисленных в разделе 6.

7.2 Создание численной модели пластового флюида

7.2.1 Моделирование следующих лабораторных экспериментов:

- однократная сепарация;

- ступенчатая сепарация;

- дифференциальное разгазирование;

- контактная конденсация (исследование при постоянной массе);

- дифференциальная конденсация;

- определение давления насыщения;

- однократный расчет фазового равновесия.

7.2.2 Создание таблиц, описывающих изменение плотности, вязкости и объемных коэффициентов от давления для разных значений газового фактора или КГФ, а также зависимость давления насыщения или начала конденсации от значения газового фактора или КГФ при пластовой температуре.

7.2.3 Настройка параметров уравнения состояния по результатам лабораторных PVT-экспериментов, в том числе с использованием процедуры многомерной регрессии.

7.2.4 Возможность использования различных уравнений состояния.

Примечание - Как правило, используют уравнения состояния Пенга-Робинсона, Соаве-Редлиха-Квонга, Зюдкевича-Йоффе, описание приведено в приложении А.

7.3 Задание начального состояния модели заключается:

- в расчете равновесного начального состояния модели, в том числе с возможностью задания куба начальной водонасыщенности и последующей модификацией капиллярных давлений;

- прямом задании неравновесного начального состояния модели.

7.4 Задание условий на границах расчетной области, в том числе в рамках моделей водоносных горизонтов Фетковича и Картера-Трейси.

Примечание - Методы определения водоносного пласта Фетковича и Картера-Трейси приведены в приложении Б.

7.5 Запись перетоков флюидов между областями (регионами) модели с возможностью последующего отдельного моделирования каждого региона (сектора) с учетом записанных ранее перетоков.

7.6 Оценка начальных и текущих (остаточных) запасов УВ.

7.7 Контроль непротиворечивости модели.

7.8 Адаптация модели к истории разработки за счет изменения тех параметров модели, которые неизвестны или известны с существенной погрешностью.

7.9 Выполнение прогнозных расчетов для различных вариантов эксплуатации месторождения, учитывающих:

- время, в течение которого осуществляют прогнозирование;

- предполагаемый график бурения, места расположения скважин, типы скважин и интервалы заканчивания;

- предполагаемый график перевода скважин на другие объекты и зарезки боковых стволов;

- планируемую модернизацию систем сбора, подготовки и нагнетания;

- технологические ограничения на добычу нефти, воды и газа;

- технологические ограничения на нагнетание воды и газа;

- ограничения на промысловый газовый фактор (для отдельных скважин, групп скважин и месторождения);

- ограничения на обводненность продукции (для отдельных скважин, групп скважин и месторождения);

- минимальный экономический дебит нефти, конденсата или газа;

- максимальный дебит нефти или газа по скважинам (если применим);

- ограничения на суммарный уровень добычи нефти газа или воды;

- ограничения по минимальному и максимальному давлению на устье скважин.

7.10 Параллельные вычисления - это:

- ускорение гидродинамических расчетов за счет использования параллельных процессоров;

Закупки не найдены
Свободные
Р
Заблокированные
Р
Роль в компании Пользователь

Для продолжения необходимо войти в систему

После входа Вам также будет доступно:
  • Автоматическая проверка недействующих стандартов в закупке
  • Создание шаблона поиска
  • Добавление закупок в Избранное