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:
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
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.
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;
_ 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
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
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
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.
(оригинал: Crichlow H. B. Modern Reservoir Engineering — A Simulation Approach. New Jersey: Prentice-Hall, Inc., 1977.)
© Ахмеров В.О. , Столыпинский вестник 2/2020