pvt модель нефти что это

Влияние настройки pvt-моделей нефти на расчетное значение минимального давления смешивания при проектировании газовых мун

Авторы статьи, на основе многовариантных настроек PVT-моделей, делают вывод о степени влияния параметров уравнения состояния на расчетное значение ММР.

Влияние настройки pvt-моделей нефти на расчетное значение минимального давления смешивания при проектировании газовых мун

На текущем этапе развития нефтяного инжиниринга существует множество методик создания моделей флюидов и настройки уравнения состояния на экспериментальные данные. Наличие множества способов создания адекватных PVT-моделей дает возможность, варьируя различные параметры, получить равнозначные результаты моделирования с определенной допустимой погрешностью с точки зрения отклонений от экспериментальных данных. Модели флюидов, настроенные с одинаковой точностью на данные экспериментов, показывают значительное отличие между расчетным и замеренным минимальным давлением смешивания (minimum miscibility pressure-ММР) газа в нефти. Авторы статьи, на основе многовариантных настроек PVT-моделей, делают вывод о степени влияния параметров уравнения состояния на расчетное значение ММР, а также представляют рекомендации для создания моделей флюидов, которые более корректно будут описывать процессы термодинамики при выполнении расчетов на композиционных гидродинамических моделях.

Fred I. Stalkup в работе [1] обращает внимание на тот факт, что настроенная на эксперимент PVT-модель не является уникальной. Несколько уравнений состояния с различными параметрами могут показывать равновероятные результаты. Тем не менее они могут давать различные расчетные значения ММР по сравнению с экспериментом и корреляциями[1].
Abbas Firoozabadi и Aziz Khalid в работе [2] пришли к следующим результатам и выводам:

1) Настроенная PVT-модель актуальна лишь в окрестностях значений близким к давлению насыщения;

2) Чем больше разница между значениями рассчитанного минимального давления смешивания и давления насыщения, тем выше переоценка расчетного ММР по сравнению с экспериментальным;

3) Предложенная корректировка:

Исходная разбивка углеводородных компонентов представляла собой пластовую смесь с компонентами от С₁ до С₁₁₊, азот и диоксид углерода. Компоненты нефти при использовании в термодинамическом симуляторе группировались с целью облегчения настройки на эксперимент с контролем по отсутствию отклонений от начальной фазовой диаграммы. Изобутан и н-бутан группировались в компоненту C₄₊, изопентан и н-пентан – в компоненту С₅₊, компоненты С₇-С₁₀ – как С₇₊

Алгоритм определения оптимальных параметров уравнения состояния

Настройка термодинамической модели производилась в несколько этапов:

1) Модель смеси настраивалась на газосодержание по тесту многоступенчатой сепарации. Настройка производилась путем вариации молекулярной массы тяжелой плюс-фракции.

2) Далее подбирались параметры под результаты дифференциального разгазирования – плотность, объемный коэффициент нефти, газосодержание. Для адаптации модели под эксперимент варьировались такие параметры уравнения состояния, как бинарные коэффициенты взаимодействия, шифт-параметр, ацентрический фактор, коэффициенты Ω_а и Ω_b.

3) Происходила настройка на эксперимент по определению вязкости пластовой нефти.

4) Определение ММР путем математического моделирования физического эксперимента.

Однако качественно настроенные уравнения состояния на основные исследования не гарантируют удовлетворительную настройку минимального давления смешивания. С целью верификации параметров, наиболее значительно влияющих на расчетное значение минимального давления смешивания, был проведен анализ чувствительности путем многовариантных настроек PVT-модели. По результатам была построена торнадо-диаграмма (рис. 1), из которой видно, что минимальное давление смешивания наиболее чувствительно к значениям молекулярной массы плюс-фракции и ацентрического фактора.

РИС. 1. Торнадо-диаграмма (анализ чувствительности на основные параметры уравнения состояния)

На основе анализа чувствительности производился пересмотр стратегии настройки модели – при условии завышения расчетного значения ММР по сравнению с экспериментальным, производилось уменьшение молекулярной массы тяжелого компонента, а при условии занижения, наоборот, увеличение. Так как значение молекулярной массы влияет на газосодержание нефти, донастройка содержания газа до экспериментальных значений производилась путем вариации шифт-параметра и бинарных коэффициентов взаимодействия. Экспериментальное значение ММР было получено в результате проведения slim-tube теста, при котором в заполненную пластовой нефтью трубку с песком нагнетался в пластовых условиях газ объемом, равным 1,2 порового объема трубки. При определенном давлении, равном минимальному давлению смешивания (ММР), закачиваемый флюид становится смешиваемым с пластовой нефтью [3].

Суммарно было создано 30 различных PVT-моделей флюида для обоих вариантов проб с различными значениями молекулярной массы и ацентрического фактора для компонента С₁₁₊. На следующем этапе оценивалось расчетное значение ММР и сравнивалось с экспериментальным. На рис. 2 и 3 представлены графики зависимости ММР от ацентрического фактора и молекулярной массы для ближневосточной и нефти месторождения в Северном море.

Основываясь на результатах анализа определена область наиболее оптимальных значений параметров уравнения состояния с точки зрения корректности и непротиворечивости основным законам термодинамики. Предпочтительное значение ацентрического фактора (1,1-1,4) для нефти месторождения на Ближнем Востоке и (0,8-1,5) для нефти месторождения в Северном море. Не менее важным является контроль значений молекулярной массы компонента С₁₁₊. Необходим такой подбор молекулярной массы, чтобы добиться соответствия плотности нефти.

Рис. 2. 3D-график зависимости ММР от ацентрического фактора и молекулярной массы: а) для ближневосточной нефти, б) для нефти из месторождения в Северном море

РИС. 3. 2D-график зависимости ММР от ацентрического фактора и молекулярной массы: а) для ближневосточной нефти, б) для нефти из месторождения в Северном море

1. На основе многовариантных настроек PVT-моделей сделан вывод о степени влияния параметров уравнения состояния на расчетное значение ММР, определяемого из slim-tube теста, выделены наиболее влияющие параметры.

2. Значение молекулярной массы тяжелой плюс-фракции (в текущей постановке задачи компонента С₁₁₊) существенно влияет не только на газосодержание на стадии настройки, но и на экспериментальное значение ММР.

3. Разработанные рекомендации позволят создавать модели флюидов, которые более корректно будут описывать процессы термодинамики при выполнении расчетов на композиционных гидродинамических моделях.

Главнов Николай Григорьевич,
начальник управления, ООО «Газпромнефть-НТЦ»

Мухаметзянов Искандер Зинурович,
Ведущий специалист, ООО «Газпромнефть-НТЦ»

1. Stalkup, F. I., & Yuan, H. (2005, January 1). Effect of EOS Characterization on Predicted Miscibility Pressure. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/95332-MS.

2. Firoozabadi, A., & Khalid, A. (1986, November 1). Analysis and Correlation of Nitrogen and Lean-Gas Miscibility Pressure(includes associated paper 16463 ). Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/13669-PA.

3. Петраков А.М., Егоров Ю.А., Лебедев И.А., Старковский В.А. Методические особенности проведения экспериментальных исследований по вытеснению нефти газовыми и водогазовым воздействием // Нефтяное хозяйство. –. 2016. – № 2. – С. 60-63.

Источник

Физико-химические свойства пластовых флюидов

Физико-химические свойства пластовых флюидов.

PVT-свойства является акронимом для Pressure (давление), Volume (объём), Temperature (температура) являющихся свойствами веществ, в частности пластовых флюидов. Для определения этих свойств проводят термодинамические исследования.

Термодинамические исследования для газоконденсатов в настоящее время регламентируются «Инструкцией по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин», утвержденной Министерством газовой промышленности СССР 14.06.1978 г. К настоящему времени данный документ безнадежно устарел и этот факт полностью осознан инженерным сообществом.

Содержание

Применение PVT

Свойства пластовых флюидов необходимы для проектирования разработки месторождения:

Согласно закону Дарси, невозможно правильно рассчитать продуктивность скважины, не зная свойств флюидов.

В разных месторождениях залегают разные типы нефти. Они отличаются друг от друга по цвету, плотности, газосодержанию и т.д. Газы могут иметь различную удельную плотность и содержать различные объемы примесей. Необходим лабораторный анализ полученных надлежащим образом образцов флюидов с каждого месторождения. Более простой метод: определить хотя бы некоторые ключевые параметры и использовать корреляции.

Свойства нефти

Определение свойств пластовых флюидов

Основные эксперименты PVT для пластовой нефти:

Основные эксперименты PVT для пластового газа (газоконденсата):

Оборудование для изучения PVT свойств пластовых флюидов

Основные производители установок

Источник

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

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:

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, м 3 /т, y_i — мольная доля 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 компонента при рабочей температуре.

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

где pci, Tci, wi — соответственно критическое давление (МПа), критическая температура (К) и ацентрический фактор 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 x_i с использованием данных о компонентном составе газа, выделившегося на второй ступени сепарации y_i2. 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 M_i — молярная масса компонента; x_C7+ — 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

Потенциальное содержание стабильного конденсата (C5+), г/м 3 сухого газа. 316,9

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 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.

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.

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.

Источник