Научно обоснованный инженерный метод определения компонентного состава и pvt свойств пластовых углеводородных смесей при неполной исходной информации

14.11.2016
Источник: Журнал «PROнефть»

В инженерной практике актуальной является задача создания PVT-моделей, адекватно воспроизводящих свойства пластовых углеводородных смесей. Эти модели используются при проектировании и мониторинге процесса разработки с применением современных гидродинамических симуляторов, основанных как на моделях нефти типа Black oil, так и композиционных. Использование композиционных моделей особенно актуально при прогнозировании разработки месторождений с реализацией газовых методов повышения углеводородоотдачи пластов.

Исходной информацией для построения термодинамических моделей пластовых углеводородных смесей являются результаты промысловых и лабораторных исследований их представительных проб. Для создания PVT-моделей, основанных на использовании уравнений состояния и фундаментальных принципов термодинамики многокомпонентных систем при расчете фазового равновесия, требуется знание компонентного состава пластовой смеси.

На практике приходится сталкиваться с отсутствием данных о компонентном составе пластовой нефти, а в случае газоконденсатонефтяных залежей — с отсутствием сведений о составе и свойствах газа газовой шапки, в том числе о потенциальном содержании стабильного конденсата (C5+).

Целью работы являются описание научно-методического подхода к идентификации компонентного состава пластовой нефти и свободного газа газовой шапки, а также воспроизведение основных PVT свойств пластовой нефти и оценка свойств газовой шапки двухфазной залежи при ограниченной исходной информации.

Идентификация состава пластовой нефти

Обычно компонентный состав пластовой нефти известен из технических отчетов, содержащих результаты лабораторных исследований PVT свойств. Он определяется численной рекомбинацией компонентного состава растворенного газа и сепарированной нефти. Такой расчет может быть проведен с использованием результатов однократного разгазирования (стандартной сепарации) либо ступенчатой сепарации. Для него необходима информация как о компонентном составе растворенного газа и сепарированной нефти, так и о газовом факторе на ступенях сепарации и молярной массе сепарированной нефти. При отсутствии сведений о молекулярной массе ее величина может быть оценена с помощью корреляций [1] или по таблице Катца и Фирузабади, расширенной Витсоном [2].

Формула для расчета состава пластовой нефти в общем случае выглядит следующим образом:

где zi, xi — мольная доля i-го компонента соответственно в пластовой и сепарированной нефти; yi s — мольная доля i-го компонента в составе газа сепарации на s-й ступени сепарации; Ts, Гs — соответственно температура (K) и газовый фактор (м3/т) на s-й ступени сепарации; Мс.н — молярная масса сепарированной нефти, кг/кмоль; Тст = 293,15 К — температура при стандартных условиях; νm = 0,02404 м3 — молярный объем газа при стандартных условиях; k — число ступеней сепарации.

В формуле (1) учитывается, что объем газа на ступени сепарации измерен при температуре на этой ступени.

Для определения состава пластовой нефти по данным однократного разгазирования (стандартной сепарации) из формулы (1) получаем следующее выражение:

где Г — газосодержание пластовой нефти, полученное при однократном разгазировании, м3/т, yi — мольная доля i-го компонента газа сепарации при однократном разгазировании.

При отсутствии данных о газосодержании пластовой нефти его величина может быть оценена по одной из корреляций, используемых в инженерной практике [3]. При этом, поскольку рассматривается двухфазная залежь, пластовая нефть предполагается предельно насыщенной (давление насыщения равно пластовому).

Рассмотрим случай восстановления состава пластовой нефти при отсутствии данных о компонентном составе сепарированной нефти.

Сепарированная нефть находится в термодинамическом равновесии с газом последней ступени сепарации (рабочие давление р и температура Т соответствуют стандартным условиям: соответственно 0,1013 МПа и 20 °C). Поскольку рабочее давление на ступени равно атмосферному, распределение компонентов между паровой и жидкой фазами подчиняется закону Рауля [4]

где psi — давление насыщенного пара чистого i-го компонента при рабочей температуре.

Давление насыщенных паров i-го компонента смеси можно рассчитать по формуле Вильсона [5]. В этом случае мольная доля i-го компонента сепарированной нефти определяется по уравнению

где pci, Tci, wi — соответственно критическое давление (МПа), критическая температура (К) и ацентрический фактор i-го компонента.

Обычно в газе сепарации содержатся углеводородные компоненты до гексанов (C6) включительно и отсутствуют более тяжелые углеводородные компоненты (С7+). Поэтому в сепарированной нефти можно рассчитать мольные доли всех неуглеводородных и углеводородных компонентов до C6 по формуле (4), а мольная доля остатка (C7+) определяется исходя из того, что сумма мольных долей всех компонентов фазы равняется 1.

Проверка метода идентификации состава дегазированной нефти

Проиллюстрируем возможность применения предложенного метода определения компонентного состава сепарированной нефти по данным о компонентном составе газа последней ступени сепарации. Для этого сравним результаты расчета компонентного состава сепарированной нефти по формуле (4) с лабораторными данными о компонентном составе сепарированной нефти, полученными хроматографическим методом, для месторождений ОАО «Газпром нефть» (табл. 1). Сравнение данных лабораторных исследований и рассчитанных по формуле (4) (см. табл. 1) показывает, что предложенный метод определения компонентного состава сепарированной нефти может использоваться на практике при отсутствии результатов лабораторных исследований.

Таблица 1

Примечание. В числителе приведены расчетные значения параметра, в знаменателе — экспериментальные.

Пример идентификации компонентного состава пластовой нефти при неполной исходной информации

В качестве примера рассмотрим применение описанного выше метода для идентификации компонентного состава пластовой нефти одного из газоконденсатонефтяных месторождений. По результатам двухступенчатой сепарации пластовой нефти при известных термобарических условиях на ступенях определяются компонентный состав выделившегося газа и газовый фактор на каждой ступени сепарации, а также плотность сепарированной нефти (табл. 2).

Вначале по формуле (4) рассчитывается компонентный состав сепарированной нефти xi с использованием данных о компонентном составе газа, выделившегося на второй ступени сепарации yi2. При этом необходимые свойства чистых компонент, входящих в состав газа сепарации, известны и приведены в работе [6] или специализированных программных комплексах. Далее определяется молярная масса сепарированной нефти по данным о ее плотности и с использованием таблицы Катца и Фирузабади или корреляции. После этого вычисляется молярная масса остатка по правилу аддитивности

где Mi — молярная масса i-го компонента; xC7+ — мольная доля остатка (С7+); N— число компонентов смеси.

На основе данных о молярной массе фракции С7+ можно оценить ее критические свойства с использованием корреляций, например, Кеслера — Ли [7]. Затем по формуле (1) с использованием данных о молярной массе сепарированной нефти, а также газовом факторе, температуре и компонентном составе выделившегося газа на ступенях сепарации с помощью численной рекомбинации определяется состав пластовой нефти (см. табл. 2).

Таблица 2

*Рассчитана с использованием таблицы Катца и Фирузабади.

Воспроизведение PVT свойств пластовой нефти

На основе идентифицированного компонентного состава пластовой нефти была создана ее PVT-модель, которая настраивалась на воспроизведение результатов экспериментальных исследований. Для корректного воспроизведения результатов дифференциального разгазирования пластовой нефти фракция C7+ была разделена на пять псевдокомпонентов с помощью метода гамма-распределения [2]. Основой для адаптации PVT-модели являлась поэтапная процедура, описанная в работе [8]. С ее использованием можно с высокой точностью воспроизвести значения подсчетных параметров (газосодержания и объемного коэффициента пластовой нефти, плотности сепарированной нефти), а также давления насыщения и вязкости нефти при пластовой температуре.

После настройки пятнадцатикомпонентной модели пластовой нефти для практического использования при композиционном моделировании процесса разработки была проведена группировка компонентов (CO2, C1+N2, C2—C4, C5—C10, C11+). Компонент СO2 не группировался с другими, так как предполагалась его закачка в пласт для повышения углеводородоотдачи. В результате для проектирования разработки была получена пятикомпонентная модель. Как видно из табл. 3, погрешность расчета не превысила 5 % для основных PVT свойств системы.

Свободный газ (газовая шапка)

Для оценки компонентного состава газа газовой шапки использованы фундаментальные физические положения о том, что на газонефтяном контакте (ГНК) пластовая нефть и свободный газ находятся в термодинамическом равновесии, поэтому давление насыщения нефти и давление начала ретроградной конденсации пластового газа равны пластовому.

В качестве искомого состава свободного газа приняты результаты расчета равновесной газовой фазы при определении давления насыщения нефти при пластовой температуре с использованием ее пятнадцатикомпонентной PVT-модели. Получено следующее мольное содержание компонентов пластового газа, %: N2 — 5,39; СO2 — 36,42; С1 — 47,04; С2 — 2,98; С3 — 2,08; iС4 — 0,28, nC4 — 0,79; iC5 — 0,24; nC5 — 0,33; C6 — 0,50, C7-C10 — 2,11; C11-C14 — 1,15; C15-C22 — 0,55; C23-C32 — 0,11; C33+ — 0,03. На рис. 1 представлены фазовые диаграммы газа газовой шапки и пластовой нефти. Точка пересечения фазовых диаграмм соответствует пластовым термобарическим условиям. Приведенный состав равновесного газа позволил с помощью термодинамической модели оценить основные параметры пластовой газоконденсатной системы (свободного газа), приведенные ниже.

Таблица 3

Примечание. 1. Пластовая температура в эксперименте и расчете составляла 144,4 °С, пластовое давление — 37,02 МПа, что было равно давлению насыщения. 2. В числителе приведены параметры при двухступенчатой сепарации, в знаменателе — при дифференциальном разгазировании при пластовой температуре.

Рис.1 Фазовые диаграммы свободного газа (1) и пластовой нефти (2)

Давление начала ретроградной конденсации, МПа....................................37,02

Z-фактор в пластовых условиях .............0,992

Потенциальное содержание стабильного конденсата (C5+), г/м3 сухого газа.................................................316,9

Конденсатогазовый фактор при р = 4,1 МПа и T = 30 °С, cм33 .........378,3

Плотность стабильного конденсата, кг/м3......................................799,5

Молярная масса стабильного конденсата, кг/кмоль...............................146,9


На основе применения созданной PVT-модели газоконденсатной смеси газовой шапки двухфазной залежи при моделировании процесса истощения при постоянном объеме (CVD-тест) были получены зависимости некоторых параметров газа газовой шапки от давления (рис. 2).

Рис. 2. Зависимость потенциального содержания стабильного конденсата (С5+) в пластовом газе газовой шапки (а), потерь насыщенного конденсата по результатам PVT-моделирования (б) и коэффициента извлечения конденсата (в) от давления

Для использования PVT-модели пластовой газоконденсатной смеси газовой шапки двухфазной залежи при композиционном моделировании была проведена следующая группировка компонентов: N2-C1, CO2, C2-C4, C5-C10, C11-C14, C15-C32, C33+. Полученная семикомпонентная PVT-модель была адаптирована к результатам расчета пятнадцатикомпонентной PVT-модели с использованием алгоритма, приведенного в работе [9].

Выводы

1. Предложенный метод позволяет при ограниченной исходной информации о PVT свойствах пластовой нефти двухфазной залежи восстановить ее компонентный состав и построить адекватную PVT-модель.

2. На основе термодинамического моделирования с использованием адекватной модели пластовой нефти двухфазной залежи можно идентифицировать компонентный состав и оценить PVT свойства свободного газа.

3. PVT-модели пластовой нефти и свободного газа могут применяться для гидродинамического моделирования процесса разработки с использованием как композиционной модели, так и модели типа Black oil.

4. Разработанный метод основан на фундаментальных положениях термодинамики многокомпонентных систем и может служить надежной теоретической основой не только для проектирования и мониторинга разработки залежей, но и определения параметров пластовых углеводородных флюидов при неполной исходной информации.

Список литературы

1. Schneider D.F. Select the Right Hydrocarbon Molecular Weight Correlation// Stratus Engineering. Inc. PMB 339.
— 1998. — 20 p.

2. Whitson C.H., Brule M.R. Phase behavior// SPE Monograph. — V. 20. — 2000. — 233 p.

3. Методика расчета газосодержания пластовой нефти при давлении ниже давления насыщения / М.М. Хасанов, А.И. Брусиловский, Р.А. Хабибулин [и др.] // Нефтяное хозяйство. — 2014. — № 12. — С. 56–59.

4. Брусиловский А.И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. — М.: Грааль,
2002. — 575 с.

5. Wilson G.M. A Modified Redlich — Kwong equation of state, Application to general physical data calculation//Meeting, Cleveland. — 1969. — 15 p.

6. Pedersen K.S., Christensen P.L. Phase Behavior of Petroleum Reservoir Fluids. — New York: CRC Press,
2007. — 407 p.

7. Rodriguez I., Hamouda A.A. An approach for characterization and lumping of plus fractions of heavy oil// SPE 117446. — 2006.

8. Брусиловский А.И., Нугаева А.Н., Хватова И.Е. Рациональный подход к формированию моделей пластовых нефтей для гидродинамических расчетов при проектировании и мониторинге разработки месторождений // Вестник ЦКР Роснедра. — 2009. — № 4. — С. 48–56.

9. Ющенко Т.С, Брусиловский А.И. Эффективный метод построения и адаптации PVT-моделей пластовых флюидов газоконденсатных месторождений и газовых шапок нефтегазоконденсатных залежей // Нефтяное хозяйство.
— 2015. — № 1. — С. 56–60.


Авторы статьи:  А.И. Брусиловский, д.т.н. (Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)), Т.С. Ющенко (Московский физико-технический институт (государственный университет))
Источник:  Журнал «PROнефть»

Возврат к списку