«Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса»

Анализ влияния способов объединения компонентов на фазовый состав природной углеводородной системы

УДК: 544.015.4
DOI: -

Авторы:

¹ Тюменский государственный университет, Тюмень, Россия

Ключевые слова: газоконденсатные месторождения, фазовое состояние, углеводородная система, валидация, псевдокомпонент, объединение компонентов, объемная доля жидкой фазы, погрешность

Аннотация:

Вовлечение в разработку газоконденсатных месторождений требует моделирования фазового состояния пластовой углеводородной системы для прогнозирования режимов добычи с минимизацией ретроградных процессов. Ранее разработанный авторами алгоритм такого расчета учитывает минерализацию пластовой воды и отыскание всех корней уравнения материального баланса, но еще не проверен на корректность с использованием реальных данных. Кроме того, не был проведен анализ влияния способов выделения псевдокомпонентов на мольные доли. Целью работы является анализ влияния различных способов объединения компонентов на результаты расчета фазового состояния углеводородной системы. Впервые показано, что выделение псевдокомпонентов с преимущественным нахождением углеводородных компонентов в одном агрегатном состоянии позволяет повысить точность прогнозирования мольных долей компонентов. Объектом исследования является состав пластовой углеводородной системы. Рассчитана зависимость объемной доли жидкой фазы от пластового давления. Проведена валидация модели с погрешностью 3 %. Определено, что выделение псевдокомпонентов следует осуществлять так, чтобы в пластовых условиях в одну фракцию попадали близкие по молярной массе углеводороды в одном агрегатном состоянии.

Список литературы:

1. Совершенствование подходов к расчету PVT-свойств пластовых флюидов нефтегазовых, нефтегазоконденсатных и газоконденсатных залежей месторождений на территории деятельности ООО "РН-Пурнефтегаз" / Т.А. Ишмуратов, А.И. Хамидуллина, Р.Р. Исламов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 12. – С. 92–96. – DOI: 10.24887/0028-2448-2021-12-92-96
2. Опыт применения технологий одновременно-раздельной эксплуатации скважин на месторождениях СП "Вьетсовпетро" / Д.И. Варламов, Е.Н. Грищенко, С.В. Баранова, А.А. Баранов // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 7. – С. 58–64. – DOI: 10.24887/0028-2448-2023-7-58-64
3. Трудноизвлекаемые запасы нефти и газа в газовой части нефтегазоконденсатных и газоконденсатных месторождений на поздних стадиях разработки (на примере Оренбургского и Вуктыльского нефтегазоконденсатных месторождений) / А.Н. Дмитриевский, Н.А. Скибицкая, Н.А. Гафаров [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2023. – № 11(383). – С. 24–31. – DOI: 10.33285/2413-5011-2023-11(383)-24-31
4. Data Integration Process from Oil Characterization and PVT Modeling to Reservoir Simulation for the East Cat Canyon Heavy Oil Field in California / G. Moog, T. O'Sullivan, O. Castellanos-Diaz, M.A. Verlaan // SPE Western Regional Meeting, Bakersfield, California, USA, April 20–22, 2021. – DOI: 10.2118/200810-MS
5. Eikeland K.M., Hansen H. Dry Gas Reinjection in a Strong Waterdrive Gas/Condensate Field Increases Condensate Recovery – Case Study: The Sleipner Øst Ty Field, South Viking Graben, Norwegian North Sea // SPE Reservoir Evaluation and Engineering. – 2009. – Vol. 12, Issue 2. – P. 281–296. – DOI: 10.2118/110309-PA
6. Петренко Н.Н., Бондаренко М.А., Петренко В.И. Оценка масштабов ретроградной конденсации в гигантском газоконденсатном месторождении // Наука. Инновации. Технологии. – 2013. – № 2. – С. 99–106.
7. Моделирование свойств углеводородов в залежи со значительной дифференциацией вязкости и плотности нефти по геологическому разрезу / Е.А. Рейтблат, Е.В. Рожина, А.И. Комягин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 8. – С. 82–85. – DOI: 10.24887/0028-2448-2022-8-82-85
8. Опыт создания и сопровождения моделей лифта скважин подгазовых зон нефтяных оторочек на примере Новопортовского НГКМ и Тазовского НГКМ / А.И. Варавва, Р.Т. Апасов, Г.Т. Апасов [и др.] // SPE Russian Petroleum Technology Conference, Москва, 26–29 окт. 2020 г. – DOI: 10.2118/201962-MS
9. Ogbeiwi P., Stephen K.D. Optimizing the Value of a CO2 Water-Alternating-Gas Injection Project under Geological and Economic Uncertainties // SPE Journal. – 2024. – Vol. 29, Issue 6. – P. 3348–3368. – DOI: 10.2118/219458-PA
10. Дизайн водогазового воздействия: пути достижения смешиваемости, инструменты и методы анализа, оценка эффективности / К. Федоров, Т. Поспелова, А. Кобяшев [и др.] // SPE-196758-RU, Москва, 15–17 окт. 2020 г.
11. Evaluation of PVT Comparisons and GOR Prediction Based on Advanced Mud Gas Data: A Case Study from Snorre Field / P.F.B. Caldas, G. Kirkman, F. Ungar, Yang Tao // Petrophysics. – 2024. – Vol. 65, No. 4. – P. 532–547. – DOI: 10.30632/pjv65n4-2024a8
12. Ющенко Т.С., Брусиловский А.И. Моделирование PVT-свойств природных газоконденсатных смесей с учетом наличия остаточной воды в коллекторе // SPE-176728-RU, Москва, 26–28 окт. 2020 г.
13. Trengove R.D., Hann J.H., Skates J.R. The Impact of PVT Data Quality on Hydrocarbon Recovery Predictions // SPE Asia-Pacific Conference, Perth, Western Australia, Nov. 4–7, 1991. – DOI: 10.2118/22988-MS
14. Garcia C.A., Villa J.R. Pressure and PVT Uncertainty in Material Balance Calculations // SPE 10th Latin American & Caribbean Petroleum Engineering Conference, Buenos Aires, April 15–18, 2007. – DOI: 10.2118/107907-MS
15. Cornelisse P.M.W. Integrated PVT Modeling for Gas Condensate Systems // Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference, Abu Dhabi, UAE, Nov. 10–13, 2014. – DOI: 10.2118/172163-MS
16. Reservoir Fluid Analysis Using PVT Express / I.A. Khan, K. McAndrews, J.P. Jose [et al.] // 12th Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference, Abu Dhabi, UAE, November 2006. – DOI: 10.2118/101219-MS
17. Representation of Phase Behavior and PVT Workflow for DME Enhanced Water-Flooding Express / J.A. Groot, A. Chernetsky, P.M Te Riele [et al.] // SPE EOR Conference at Oil and Gas West Asia, Muscat, Oman, March 21–23, 2016. – DOI: 10.2118/179771-MS
18. Абдразакова Л.Т., Гильманов А.Я., Шевелев А.П. Методика расчета фазового поведения природной углеводородной системы с учетом минерализации пластовой воды // Наука. Инновации. Технологии. – 2025. – № 1. – С. 117–136. – DOI: 10.37493/2308-4758.2025.1.5
19. Брусиловский А.И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. – М.: Грааль, 2002. – 575 с.
20. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта. – М.: Недра, 1971. – 312 с.
21. Ющенко Т.С., Брусиловский А.И. Эффективный инженерный метод создания адекватной PVT-модели смеси природного газа и конденсата с использованием уравнения состояния // SPE-171238-RU, Москва, 14–16 окт. 2014.
22. Varotsis N., Garanis V., Nighswander J. Quality Assurance Tool for PVT Simulator Predictions // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. – 2002. – Vol. 5, Issue 6. – DOI: 10.2118/68235-MS