Научтруд
Войти

ЛАБОРАТОРНЫЕ ДАННЫЕ, НЕОБХОДИМЫЕ ДЛЯ МОДЕЛИРОВАНИЯ ГАЗОКОНДЕНCАТНОЙ СИСТЕМЫ

Научный труд разместил:
Iakinf
18 августа 2020
Автор: Ахмеров В. О.

УДК 624

ЛАБОРАТОРНЫЕ ДАННЫЕ, НЕОБХОДИМЫЕ ДЛЯ МОДЕЛИРОВАНИЯ

ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ СИСТЕМЫ

LABORATORY DATA REQUIRED FOR GAS CONDENSATE SYSTEM

MODELING

Ахмеров В.О., студент магистратуры, Институт геологии и нефтегазодобычи ФГБОУ ВО «Тюменский индустриальный университет», г. Тюмень, Россия, vladislav_ahmerov@mail.ru

V.O. Akhmerov, master student, Institute of geology and oil and gas production FSBEI HE «Industrial University of Tyumen», Tyumen, Russia, vladislav_ahmerov@mail.ru

Аннотация: статья посвящена обзору видов моделей пластовых флюидов и лабораторных данных, необходимых для создания модели газоконденсатной системы.

Summary: The article reviews the types of reservoir fluid models and laboratory data required to create a gas condensate system model.

Обоснование компонентного состава и PVT-свойств газового конденсата является одним из важнейших условий повышения достоверности подсчета запасов и эффективности проектирования разработки газоконденсатных месторождений. Одним из сложных и актуальных вопросов является обоснование свойств пластовых флюидов данных месторождений.

Зная физико-химические свойства (PVT-свойства) флюидов, а также информацию об их составе и фазовых состояниях, можно определить:

• возможные объёмы добычи;

• возможные сроки эксплуатации месторождения;

• оптимальные стратегии управления разработкой месторождения. Основные PVT-свойства пластовых флюидов (плотность, вязкость,

объёмный коэффициент, растворимость) в общем случае являются функциями давления и температуры и определяются в ходе лабораторных исследований проб пластовых флюидов.

Результаты лабораторных исследований PVT-свойств флюидов необходимы для:

1. Подсчета запасов газового конденсата и газа.

Начальные геологические запасы стабильного конденсата Qk0, тыс. т, подсчитывают умножением начальных геологических запасов пластового газа в залежи Qг0, млн. м , на потенциальное содержание конденсата в пластовом газе Пплс5+высш по формуле 1.

QkO=QгO * Пплс5+высш С1)

где рг0 — начальные геологические запасы свободного газа, млн. м ; Пплс5+высш — начальное потенциальное содержание конденсата в

пластовом газе с точностью до одного знака после запятой, г/м ;

Начальное потенциальное содержание стабильного конденсата П, г/м (формула 2), складывается из содержаний ^цы^ в сыром конденсате К и

3

отсепарированном газе L из расчета на 1 м пластового газа согласно ГОСТ Р 54389

П = К + Ь (2) где К — содержания С5+высш в нестабильном конденсате; Ь — содержания С5+высш в отсепарированном газе.

2. Извлекаемые запасы газового конденсата и газа. Начальные извлекаемые запасы конденсата находятся по формуле 3

Qк.извл=CrO* КИК (3)

где рк0 — начальные геологические запасы конденсата, тыс. т; КИК — коэффициент извлечения конденсата. Коэффициент извлечения конденсата находится по формуле 4.

КИК = ^^ (4)

где П — начальное потенциальное содержание конденсата с точностью до одного знака после запятой, г/м3;

Чп.пл. — пластовые потери конденсата, г/м3.

Пластовые потери конденсата определяют экспериментальным путем на РУТ-установках. Извлекаемые запасы конденсата являются потенциально извлекаемыми при полном извлечении газа за бесконечно долгий срок эксплуатации месторождения в режиме истощения.

Одним из требований к геологической информации, необходимой для подсчета запасов газа и газового конденсата объемным методом является проведение лабораторных исследований керна, позволяющих получить сведения о макро- и микроструктуре, литологическом составе, насыщении, физических, химических и иных свойствах пород, слагающих разрез скважины;

3. Проектирование разработки и гидродинамическое моделирование. В формуле 5 представлено уравнение притока к газовой скважине

_ п*к*Н Тст Р1*Рг /^ч

Оат =-*-* — (5)

Тпл*Рат гп—+С1+С2

где к - проницаемость, м2;

^ - вязкость флюида, сПз; И - толщина пласта;

ъ - поправки на сжимаемость реальных газов;

Тст и Тпл - стандартная и пластовая температуры соответственно, С; Рат - атмосферное давление;

Рк и Рс - давления на контуре и на забое скважины соответственно; Як и гс - радиусы контура питания и скважины соответственно. Коэффициенты ^ и ъ

На данный момент используется три основных вида моделей пластовых флюидов:

• модель «нелетучей» нефти (модель black oil);

• модель «летучей» нефти;

• многофазная многокомпонентная (композиционная) модель.

В гидродинамических симуляторах для описания процессов трёхфазной фильтрации широко используется изотермическая модель «нелетучей» нефти (модель black oil), предложенная в 1936 году М. Маскетом и М. Миресом.

Данная модель характеризуется следующими положениями:

• система содержит три фазы: водяную (w), нефтяную (о), газовую

• система содержит три компонента: водяной (W), жидкий углеводородный (нефтяной) (О),

• газообразный углеводородный (газовый) (G);

• водяная и любая углеводородная (нефтяная или газовая) фазы не смешиваются и не обмениваются массами друг с другом;

• газовый компонент может находиться как в свободном состоянии, так и быть растворённым в нефтяной фазе (в обобщённой модели газовый компонент предполагается растворимым также и в водяной фазе);

• нефтяной и водяной компоненты не могут растворяться в газовой фазе;

• флюиды в пласте находятся при постоянной температуре и в состоянии термодинамического равновесия (т. е. растворение газового компонента в нефтяной фазе или его выделение из нефтяной фазы происходит мгновенно).

На рисунке 1 отображён график изолиний, характеризующих данную модель

Нелетучая нефть

Ппаст

Температура

Рисунок 1. График изолиний, характеризующих модель «black oil»

В модели «нелетучей» нефти предполагается, что нефтяной компонент не может быть растворим в газовой фазе. Если допустить, что нефтяной компонент в качестве паров нефти может присутствовать в газовой фазе, тогда можно использовать модель «летучей» нефти, для которой характерны следующие положения:

• Газовый фактор 350-600 м /м ;

• Разное расстояние между изолиниями (рисунок 2);

• Для летучей нефти Tc должна быть больше Tres;

• Boi > 2 м3/м3;

• API плотность > 40o (<820 кг/м3);

• При добыче плотность увеличивается, так как Pres становится меньше Pb.

Летучая нефть Пласт Крит ^

Температура

Рисунок 2. График изолиний, характеризующих модель «летучей»

нефти

В моделях «нелетучей» и «летучей» нефти рассматриваются два углеводородных компонента. В общем случае каждая фаза может представляться множеством компонентом и обмениваться массой с другими фазами. В композиционной модели предполагается:

• система содержит Ис компонентов;

• система содержит Ир фаз (обычно Ир <3);

• флюиды в пласте находятся при постоянной температуре. Получить дифференциальные уравнения для такой модели просто,

решить — чрезвычайно сложно.

Закон сохранения для компонента с = {1, . . . , Ис}, который может присутствовать в Ир фазах, запишем в терминах концентрации компонента. Массовую долю компонента с в фазе р определяется по формуле 6:

_ шс,Р _ рс/рс*у£рс У С&Р Шр рр * 7р ( )

где тс,р - масса компонента с в фазе р; тр = X с т с, р— масса фазы р;

р™ - плотность компонента с фазы р в поверхностных условиях;

- объём, занимаемый компонентом с фазы р в поверхностных

условиях;

- плотность фазы в пластовых условиях; Кр - объём, занимаемый фазой р в пластовых условиях. Массовая концентрация компонента с в фазе р вычисляется по формуле

7:

юС,р =^г = Рр* Ус,р (7)

Тогда, закон сохранения для компонента с = {1, . . . , ./V с} имеет вид формулы 8:

— (( £ р юС р 5р) = -V * Е р юср ^р + I р юС, р 9р (8) где др — объём в пластовых условиях фазы р, добываемой/нагнетаемой за счёт работы скважин из единичного объёма пласта в единицу времени.

Также для каждой фазы р = {и, о , д} справедлив закон Дарси (формула

9):

ир = -^(урр-ррд (9)

Подставляя выражения (6), (7) в уравнения 8), получим формулу 10:

— ( ( Ер ю с, р 5р) = V * Ер ^ррУ с , р ( Vрр - ррд V Ь) + Ер р р ус,р

Число неизвестных в композиционной модели можно определить по таблице 1, а число уравнений в уравнениях 8 и 9 по таблице 2.

Таблица 1

Неизвестная переменная Количество

Ус,р NN

5 »-&р N

итого NN+2 N

Таблица 2

Уравнение Количество

закон сохранения компонента N

выражение для капиллярных скачков давлений N„-1

уравнение состояния NN1)

ограничение для фаз (X с у с,р = 1) N

ограничение для насыщенностей 1

итого NN + 2

На практике обычно пренебрегают взаимодействием водяной фазы с углеводородными фазами. В частности, предполагают, что водяная фаза содержит только один водяной компонент, который не присутствует в углеводородных фазах. В таком случае композиционная модель будет содержать N с = N к + 1 уравнений неразрывности и N к уравнений состояний, где N к — количество углеводородных компонентов.

Литература

1. Баренблатт Г. И., Ентов В. М., Рыжик В. М. Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа. — М.: Недра, 1972. — 288 с.
2. Кричлоу Г. Б. Современная разработка нефтяных месторождений — проблемы моделирования. Пер. с англ. — М.: Недра, 1979. — 303 с. — Пер. изд. США, 1977.

(оригинал: Crichlow H. B. Modern Reservoir Engineering — A Simulation Approach. New Jersey: Prentice-Hall, Inc., 1977.)

3. Азиз Х., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем: Пер. с англ. — М.: Недра, 1982. — 407 с.
4. ГОСТ Р 56676-2015 Проектирование разработки и освоение газовых и газоконденсатных месторождений. Подсчет запасов газа и газового конденсата объемным методом. Основные технические требования (Переиздание).

© Ахмеров В.О. , Столыпинский вестник 2/2020

модель флюида газоконденсатная система композиционная модель газовый конденсат fluid model gas condensate system composite model gas condensate