«Автоматизация и информатизация ТЭК»

Влияние неопределенности исходных данных на оценку возможности гидратообразования в пласте при эксплуатации скважины

УДК: 622.279+519.6+510.644.4
DOI: 10.33285/0132-2222-2021-12(581)-35-42

Авторы:

¹ РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, г. Москва, Россия

Ключевые слова: гидратообразование, призабойная зона пласта, неопределенность исходных данных, устойчивость результатов моделирования, теория нечетких множеств

Аннотация:

В статье рассматривается проблема оценки влияния неопределенности исходных данных при анализе возможности образования газовых гидратов в призабойной зоне пласта. Оценка риска гидратообразования проводится на основе моделирования неизотермического процесса фильтрации газа и сравнения полученных термобарических условий в призабойной зоне пласта с равновесными условиями гидратообразования. В качестве математической модели используется система дифференциальных уравнений в частных производных, основанная на уравнениях неразрывности, баланса энергии, состояния газа и закона Дарси. Решение системы уравнений может быть получено конечно-разностными методами. Коэффициенты системы уравнений определяются на основе параметров пласта и газа: проницаемости, пористости пласта, теплоемкости и теплопроводности газа, коэффициентов динамической вязкости газа, сжимаемости газа. Определение их точных значений представляет значительные трудности. Предлагается описание неопределенности исходных параметров в терминах теории нечетких множеств. В статье приведены примеры функций принадлежности для пористости и проницаемости, построены поля распределения температуры и давления в призабойной зоне вдоль радиальной координаты, показано, как определить значения функций принадлежности, позволяющие оценить степень риска гидратообразования для каждой точки призабойной зоны пласта. В статье проведено исследование чувствительности модели к погрешности методов расчета коэффициента сжимаемости газа. Представлены графики, показывающие изменения значения давления и температуры по радиальной координате в призабойной зоне с учетом допустимой погрешности при расчете коэффициента сжимаемости газа, а также отклонение, возникающее при замене итерационной процедуры расчета коэффициента сжимаемости упрощенной зависимостью. Сделан вывод, что способ вычисления коэффициента сжимаемости достаточно слабо влияет на результаты расчета давления, однако для температуры этим влиянием нельзя пренебрегать.

Список литературы:

1. Гидратообразование в призабойной зоне пласта при освоении туронских залежей Западной Сибири / В.А. Истомин, П.А. Моисейкин, В.Н. Абрашов [и др.] // Вести газовой науки. – 2013. – № 5. – С. 99–104.
2. Чарный И.А. Подземная гидрогазомеханика. – М.: Гостоптехиздат, 1963. – 396 с.
3. Чекалюк Э.Б. Термодинамика нефтяного пласта. – М.: Недра, 1965. – 240 с.
4. Пономарев А.И., Зарипова К.Р. Численное моделирование неизотермической нестационарной фильтрации газа для различных постановок задачи // Нефтегазовое дело: электрон. науч. журнал. – 2013. – № 3. – С. 228–262.
5. Бородин С.Л. Численный алгоритм решения задачи одномерной радиальной неизотермической фильтрации газа // Вестн. Тюменского гос. ун-та. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. – 2015. – № 4. – C. 58–68.
6. Мусакаев Н.Г., Бородин С.Л. Оценка возможности гидратообразования в пласте при добыче газа // Нефть и газ Западной Сибири: материалы междунар. науч.-техн. конф., посвященной 90-летию со дня рождения А.Н. Косухина, Тюмень, 15–16 окт. 2015 г. – Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, 2015. – С. 284–290.
7. Каневская Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. – Ижевск: Ин-т компьютерных технологий, 2002. – 140 с.
8. Zadeh L.A. The concept of a linguistic variable and its application to approximate reasoning // Information Sciences. – 1975. – Vol. 8, Issue. 3. – P. 199–249.
9. Иткин В.Ю., Кочуева О.Н. Методы нечеткой логики в задачах нефтегазовой отрасли: учеб. пособие. – М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2021.
10. Кочуева О.Н., Иткин В.Ю. Прогнозирование стабильности водонефтяных эмульсий на основе методов нечеткой логики // Современная наука: актуальные проблемы теории и практики. Сер. Естественные и технические науки. – 2019. – № 3-2. – С. 67–69.
11. Кочуева О.Н., Зайнетдинова Л.Г. Аппроксимация зависимости коэффициента гидравлического сопротивления от числа Рейнольдса с применением аппарата нечетких множеств // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – 2020. – № 4(561). – С. 68–71. – DOI: 10.33285/0132-2222-2020-4(561)-68-71
12. Prediction of Hydrate Phase Equilibrium Conditions for Different Gas Mixtures / D. Sadeq, S. Iglauer, M. Lebedev, A. Barifcani // SPE Conference Proceedings Offshore Technology Conference Asia. – Kuala Lumpur, Malaysia, 20–23 March 2018.
13. Modeling of Gas Hydrate Equilibrium Conditions in Porous Media / Ma Qinglan, Chen Litao, Mu Qiuyan [et al.] // SPE Proceedings of the Twenty-second (2012) International Offshore and Polar Engineering Conference Rhodes. – Greece, 17–22 June 2012.
14. Salufu S., Nwakwo P. New Empirical Correlation for Predicting Hydrate Formation Conditions // SPE Nigeria Annual International Conference and Exhibition held in Lagos. – Nigeria, 5–7 August 2013.
15. Chavoshi S., Safamirzaei M., Shariati F.P. Evaluation of Empirical Correlations for Predicting Gas Hydrate Formation Temperature // Gas Processing J. – 2018. – Vol. 6, No 2. – Р. 15–36. – DOI: http://dx.doi.org/10.22108/gpj.2018.112052.1036
16. Шостак Н.А., Запорожец Е.П. Расчеты гидратных процессов. – Краснодар: Изд. Дом–Юг, 2018. – 204 с.
17. Латонов В.В., Гуревич Г.Р. Расчет коэффициента сжимаемости природного газа // Газовая пром-сть. – 1969. – № 2. – C. 7–9.
18. Kareem L.A., Iwalewa T.M., Al-Marhoun M. New explicit correlation for the compressibility factor of natural gas: linearized z-factor isotherms // J. of Petroleum Exploration and Production Technology. – 2016. – № 6. – Р. 481–492.
19. Al-Fatlawi O., Hossain M., Osborne J. Determination of best possible correlation for gas compressibility factor to accurately predict the initial gas reserves in gas-hydrocarbon reservoirs // International J. of Hydrogen Energy. – 2017. – Vol. 42, Issue 40. – P. 25492–25508.
20. Azizi N., Behbahani R.M. Predicting the compressibility factor of natural gas // Petroleum Science and Technology. – 2017. – Vol. 35, Issue 7. – P. 696–702.
21. Ekechukwu G.K., Orodu O.D. Novel mathematical correlation for accurate prediction of gas compressibility factor // Natural Gas Industry B. – 2019. – Vol. 6, Issue 6. – P. 629–638.
22. Hemmati-Sarapardeh A., Soltanian M.R. Modeling natural gas compressibility factor using a hybrid group method of data handling // Engineering Applications of Computational Fluid Mechanics. – 2020. – Vol 14, No 1. – P. 27–37.
23. ГОСТ 30319.3-2015. Газ природный. Методы расчета физических свойств. Вычисление физических свойств на основе данных о компонентном составе. – М.: Стандартинформ, 2016. – 38 с.