МОДЕЛИРОВАНИЕ НЕРАВНОВЕСНОГО ФАЗОВОГО ПОВЕДЕНИЯ ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ Лобанова Ольга Андреевна

Содержание к диссертации

Введение

Глава 1. Обзор предшествующих исследований. существующие модели учета неравновесногофазового поведения 12

1.1 Изменение свойств и фазового поведения углеводородных смесей при наличии пористой среды .12

1.2 Экспериментальные исследования неравновесного фазового поведения углеводородных флюидов 17

1.3 Проявление неравновесного фазового поведения при разработке месторождений углеводородов

1.4. Модели неравновесного фазового поведения .30

1.5. Учет неравновесного фазового поведения в модели нелетучей нефти .36

1.6. Композиционное моделирование фильтрации углеводородных флюидов в равновесном приближении .37

1.7. Обзор существующих моделей многокомпонентной фильтрации, учитывающих неравновесное фазовое поведение углеводородов.44

Выводы к главе 1 .52

Глава 2. Модель неравновесного фазового поведения углеводородов при многокомпонентной фильтрации . 53

2.1. Формулировка модели неравновесных фазовых превращений 53

2.2. Алгоритм метода последовательных приближений для модели неравновесных фазовых превращений 60

2.3. Алгоритм метода Ньютона для модели неравновесных фазовых превращений 66

2.4. Особенности реализации алгоритмов расчетов для модели неравновесных фазовых превращений .68

Выводы к главе 2 70

Глава 3. Метод учета неравновесного фазового поведения углеводородов при моделировании многокомпонентной фильтрации нефти и газа 71

3.1. Обоснование метода расчета интенсивности межфазного потока компонента 73

3.2. Реализация метода в рамках существующих алгоритмов многокомпонентного моделирования 75

3.3. Влияние параметра скорости релаксации Я на фазовое поведение нефтяной и газоконденсатной смесей 76

3.4. Влияние начальной доли второй фазы на неравновесное фазовое поведение нефтяной и газоконденсатной смесей 79

3.5. Моделирование процесса релаксации долей и составов фаз к равновесным 82

Выводы к главе 3 84

Глава 4. Влияние масштабного фактора на проявление неравновесного фазового поведения. ремасштабирование композиционных моделей 85

4.1. Моделирование фазового поведения углеводородных смесей на ячейках различного масштаба 85

4.2. Метод ремасштабирования параметров фазового поведения системы для композиционной гидродинамической модели 91

Выводы к главе 4 95

Глава 5. Моделирование неравновесной динамики конденсатоотдачи газоконденсатных месторождений на поздней стадии разработки (на примере вуктыльского НГКМ) 96

5.1. Моделирование равновесного процесса истощения при постоянном объеме (CVD) 97

5.2. Газоконденсатная характеристика Вуктыльского НГКМ

5.3. Моделирование неравновесного процесса истощения при постоянном объеме (NCVD) .101

5.4. Моделирование динамики содержания конденсата в пластовой смеси Вуктыльского НГКМ .102

Выводы к главе 5 .111

Заключение .113

Основные результаты и выводы 115

Список литературы

• Проявление неравновесного фазового поведения при разработке месторождений углеводородов
• Алгоритм метода последовательных приближений для модели неравновесных фазовых превращений
• Влияние начальной доли второй фазы на неравновесное фазовое поведение нефтяной и газоконденсатной смесей
• Метод ремасштабирования параметров фазового поведения системы для композиционной гидродинамической модели

Введение к работе

Актуальность тематики исследований

В настоящее время для расчета течения флюидов в природных пластах при процессах разработки залежей нефти и газа, сопровождающихся интенсивным межфазным массообменом, применяются модели многофазной многокомпонентной фильтрации (композиционные модели). Традиционным для таких моделей является предположение равновесного фазового поведения углеводородной системы. Считается, что характерное время релаксации термодинамических параметров значительно меньше характерного времени переходных гидродинамических процессов при фильтрации. Модель равновесных фазовых превращений позволяет достаточно точно описывать процессы, протекающие в нефтяных и газоконденсатных месторождениях при появлении в углеводородной смеси второй фазы. Это происходит, например, при разработке нефтяных месторождений в режиме истощения.

В то же время, в России и в мире имеется немалое число нефтяных месторождений, которые длительное время разрабатывались в режиме истощения, что привело к формированию значительного объема свободной газовой фазы. Подобные залежи нередко переходят в категорию проблемных и характеризуются низкими текущими значениями коэффициента извлечения нефти (КИН), а также отсутствием надежных технологических решений по их эффективной доразработке. В качестве примеров можно привести Талинскую площадь Красноленинского месторождения, залежь в юрских отложениях Новогоднего месторождения и др. Моделирование разработки такого рода месторождений при последующем повышении давления, например, путем закачки воды требует применения неравновесных гидродинамических моделей.

Еще одной актуальной проблемой является учет фазовых превращений углеводородов при разработке газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления с помощью обратной закачки газа (сайклинг-процесс). В этом случае также требуется применение неравновесных композиционных гидродинамических моделей. Кроме того, неравновесные фазовые превращения отмечаются на поздней стадии истощения газоконденсатных залежей, в области пластовых давлений ниже

давления максимальной конденсации. Примером такого объекта является Вуктыльское месторождение.

В настоящее время учет неравновесных фазовых превращений углеводородных флюидов осуществляется только в специализированных математических моделях фильтрации, разработанных для некоторых частных случаев.

Таким образом, актуальной является задача учета неравновесного фазового поведения при моделировании фильтрации углеводородных флюидов. Вместе с тем, для возможности широкого практического применения необходимо создание методов и алгоритмов, позволяющих учитывать неравновесные процессы в рамках расширения моделей, применяемых в стандартных пакетах гидродинамического моделирования.

Цель работы

Целью работы является создание методов и алгоритмов моделирования процессов с неравновесными фазовыми превращениями при разработке месторождений углеводородов.

Основные задачи исследования

Анализ и обобщение особенностей неравновесных
процессов в углеводородных смесях по экспериментальным
данным.

Разработка метода расчета долей и составов сосуществующих неравновесных фаз при различных давлениях и составах углеводородных смесей.

Создание метода учета неравновесных фазовых превращений при многокомпонентном моделировании фильтрации углеводородов с возможностью реализации в виде расширения для стандартных пакетов гидродинамического моделирования без принципиального изменения вычислительных алгоритмов.

Разработка, программная реализация и апробация на
примерах реальных нефтяной и газоконденсатной смесей
алгоритма расчета динамических процессов с неравновесными
фазовыми превращениями.

Создание метода ремасштабирования, позволяющего
корректно воспроизводить результаты моделирования фазового
поведения, полученные на моделях с мелкой сеткой, на
крупномасштабной модели.

Разработка, программная реализация и апробация на
примере Вуктыльского газоконденсатного месторождения
алгоритма математического моделирования процесса

неравновесного истощения при постоянном объеме (non-equilibrium CVD, NCVD).

Научная новизна

1. Впервые предложен метод вычисления долей и составов сосуществующих неравновесных углеводородных фаз при известном давлении, температуре и общем составе смеси для моделирования неравновесной многокомпонентной фильтрации углеводородов с учетом взаимосвязи термодинамической и гидродинамической подзадач.

2. Разработан алгоритм расчета динамики долей и составов сосуществующих углеводородных фаз при неравновесных процессах.

3. Впервые теоретически обоснована взаимосвязь неравновесных эффектов при фазовых превращениях в углеводородных смесях с масштабом моделирования.

4. Предложен метод ремасштабирования параметров модели фазовых превращений, обеспечивающий корректное воспроизведение результатов моделирования при укрупнении масштаба.

5. Впервые сформулирована задача и разработан алгоритм математического моделирования неравновесного процесса истощения при постоянном объеме для описания динамики конденсатоотдачи газоконденсатных месторождений при давлении ниже давления максимальной конденсации.

Практическая значимость

6. Разработанные метод и алгоритм расчета динамики долей и составов сосуществующих углеводородных фаз при неравновесных процессах позволяет физически согласованно адаптировать гидродинамическую модель к фактическим данным разработки месторождений в условиях проявления неравновесного фазового поведения.

7. Предложенные методы и алгоритмы могут быть использованы для учета неравновесных эффектов в рамках расширения стандартных реализаций численных моделей многокомпонентной фильтрации, что позволяет интегрировать их в

существующие программные комплексы без принципиального изменения вычислительного ядра.

3. Алгоритм расчета неравновесного процесса истощения при постоянном объеме позволяет корректно прогнозировать динамику конденсатоотдачи газоконденсатных залежей в области низких давлений, что подтверждается воспроизведением фактических данных разработки Вуктыльского месторождения.

4. Метод ремасштабирования параметров модели фазового поведения углеводородов позволяет сократить временные и вычислительные затраты при моделировании многокомпонентной фильтрации.

5. Учет неравновесного фазового поведения углеводородов позволяет корректно прогнозировать показатели доразработки залежей легкой нефти после разгазирования, таких как залежь шеркалинской свиты Талинской площади Красноленинского месторождения, залежь в юрских отложениях Новогоднего месторождения и др.

Защищаемые положения

1. Метод и алгоритм расчета динамики долей и составов сосуществующих углеводородных фаз при неравновесных процессах.

2. Обоснование необходимости применения неравновесной модели и метод ремасштабирования модели фазового поведения при укрупнении масштаба описания фильтрации углеводородных флюидов.

3. Постановка задачи и алгоритм математического моделирования процесса неравновесного истощения при постоянном объеме.

Внедрение результатов исследований

Результаты исследований автора использованы при
разработке опции учета неравновесного фазового поведения в
рамках композиционного моделирования и опции ограничения
скорости растворения газа / испарения конденсата в модели
нелетучей нефти (black oil) в коммерческом гидродинамическом
симуляторе tNavigator компании Rock Flow Dynamics.
Выполненный в работе анализ особенностей неравновесных
процессов в углеводородных смесях нашел применение для
обоснования возможности доразработки Талинского

месторождения путем растворения выделившегося из нефти газа.

Апробация работы

Основные результаты исследований доложены на следующих конференциях и семинарах.

VIII Всероссийская научно - техническая конференция “Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России” (Москва, РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 1 - 3 февраля 2010 г.).

III научно-практическая молодежная конференция «Новые технологии в газовой отрасли: опыт и преемственность» (п. Развилка, Моск. обл., ООО “Газпром ВНИИГАЗ”, 13-14 октября 2011 г.).

Всероссийская конференция с международным участием “Фундаментальные проблемы разработки месторождений нефти и газа” (Москва, ИПНГ РАН, 14-17 ноября 2011 г.).

IX Всероссийская научно-техническая конференция “Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России” (Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 30.01-01.02.2012 г.).

IV Международный научный симпозиум "Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов" (Москва, ВНИИнефть, 18-19 сентября 2013 г.)

SPE Russian Petroleum Technology Conference, 26-28 October 2015, Moscow, Russia.

15^th European Conference on the Mathematics of Oil Recovery (ECMOR XV), 29 August - 1 September 2016, Amsterdam, The Netherlands.

Научные семинары ИПНГ РАН и конференции молодых ученых ИПНГ РАН, 2011-2016 гг.

Публикации

По результатам исследований опубликовано 16 научных работ, в том числе 4 без соавторов и 8 статей в изданиях, входящих в перечень рекомендованных изданий ВАК РФ.

Благодарности

Автор глубоко признательна д.т.н. И.М. Индрупскому за научное руководство, проф., д.т.н. С.Н. Закирову и д.т.н. Э.С. Закирову за ценные консультации и полезные советы по улучшению работы, проф., д.т.н. А.И. Брусиловскому за обсуждение идей работы и бесценный монографический труд, ставший у автора настольным. Большое значение при работе над диссертацией имели предоставленные материалы и консультации

к.ф.-м.н. Е.Е. Городецкого и сотрудников лаборатории фазовых
переходов и критических явлений ИПНГ РАН, обсуждение
отдельных рассмотренных в работе вопросов с к.ф.-м.н.
О.Ю. Баталиным, результаты независимой апробации

разработанных алгоритмов В.Р. Зубовым. Всем им автор выражает свою признательность. Автор также глубоко и искренне благодарна всем сотрудникам лаборатории газонефтеконденсатоотдачи пластов ИПНГ РАН за внимание, помощь и поддержку в ходе работы над диссертацией.

Проявление неравновесного фазового поведения при разработке месторождений углеводородов

В экспериментальной работе [76] изучено фазовое поведение рекомбинированных образцов газоконденсатных смесей в присутствии пористой среды. Увеличение площади удельной поверхности пористой среды и содержания тяжелых компонентов приводит к усилению влияния пористой среды на фазовые превращения, а рост температуры – к уменьшению ее влияния. Однако необходимо отметить, что эксперименты были проведены на сухих насыпных моделях без учета влияния остаточной воды, присутствующей в реальных породах.

Среди работ, также подтверждающих существенное влияние пористой среды на фазовое поведение углеводородов, можно отметить публикацию [1]. При сравнении результатов фазовых превращений в пористой среде и бомбе pVT авторы приходят к выводу, что разница в количестве добываемого конденсата при расчетах в реальных условиях составит 20% по сравнению с данными бомбы pVT. Кроме того, авторы отмечают существенное влияние наличия остаточной воды в пористой среде на количество испарившегося конденсата.

Результаты экспериментальных исследований влияния остаточной воды на конденсатоотдачу в бомбе pVT и в пористой среде, приведенные в работе [78], также свидетельствуют о его значимости. Наличие воды приводит к росту потерь конденсата в обоих случаях, но динамика снижения конденсатоотдачи в свободном объеме и в пористой среде различна.

Причиной этой особенности, по мнению автора статьи, является образование за счет испарения воды смеси с более высокими критическими параметрами. Как следствие, повышается давление начала конденсации и интенсифицируется динамика ретроградной конденсации. Кроме того, возрастание содержания воды в виде жидкой фазы приводит к изменению фазового соотношения жидкость–газ и интенсификации процесса ретроградной конденсации за счет частичной потери тяжелых углеводородных компонентов, обладающих хорошей растворимостью в воде. В то же время вода (при небольшой водонасыщенности до 10%) препятствует адсорбции углеводородов поверхностью породы, ослабляя влияние пористой среды на процесс ретроградной конденсации системы.

Авторы работы [67] также указывают на влияние пористой среды на процессы сорбции углеводородов и, как следствие, изменение содержания в добываемом газе этана, пропана, бутана и других газообразных компонентов. По результатам проведенных ими экспериментов в зависимости от характеристик пористой среды и диапазона изменения давления разница может составлять десятки процентов. Эксперименты проводились на сухих кернах без учета влияния остаточной воды.

Для оценки роли остаточной воды и жидких углеводородов авторы провели ряд экспериментов, аналогичных экспериментам на сухих кернах, которые показали значительное влияние содержания декана на состав газовой смеси. В то же время влияние воды оказалось неоднозначным. При наличии декана присутствие остаточной воды не изменяет влияния пористой среды на компонентный состав газовой смеси. А в опытах без декана влияние пористой среды, насыщенной водой, отсутствовало [66].

В книге [22] авторами отмечается влияние остаточной воды, наличия в пласте рассеянных жидких углеводородов и коллекторских свойств пласта на процессы фазовых превращений при закачке в пласт сухого газа. В то же время авторы отмечают, что водонасыщенность до 15% не влияет на фазовое поведение газоконденсатной системы. Это объясняется снижением интенсивности сорбционных процессов при наличии воды. Авторы также указывают на недостаточную изученность данного вопроса.

В работе [53] авторы делают вывод о значимом влиянии пористой среды на давление насыщения нефтей, однако экспериментальные исследования проводились на моделях без остаточной воды. Авторы отмечают, что остаточная вода, особенно в гидрофильных породах, где она покрывает значительную часть поверхности и занимает часть мелких пор, может значительно снизить влияние адсорбции углеводородных компонентов породой на изменение фазовой диаграммы смеси. В то же время, хотя в природных условиях сухие не содержащие остаточной воды коллектора отсутствуют, они могут возникнуть в результате техногенного воздействия, например, при тепловых методах разработки.

С другой стороны, во многих публикациях влияние пористой среды на фазовые переходы углеводородных смесей признается несущественным. В работе [110] авторами проведено теоретическое исследование влияния пористой среды на критические параметры газоконденсатной смеси и результаты экспериментов по ретроградной конденсации газоконденсатных смесей, выполненных на моделях пористых сред, составленных из стеклянных и металлических шариков. Хотя авторы считают влияние пористой среды несущественным, этот результат можно объяснить тем, что адсорбция компонентов смеси не учитывалась, а влияние поверхностного натяжения в газоконденсатной смеси при выпадении конденсата невелико, так как конденсат и газ имеют близкие свойства.

В работе [14] проведен ряд экспериментов по истощению бинарных углеводородных метан-гептановых смесей без учета остаточной воды. Эксперименты показали отсутствие влияния пористой среды на процессы фазовых превращений. Авторы обосновывают выбор метан-гептановых смесей в качестве моделей реальных газоконденсатных смесей соответствием молекулярных весов метана и гептана молекулярным весам сухого газа и стабильного конденсата. Однако отсутствие промежуточных компонентов в смеси могло оказать существенное влияние на аналогичное фазовое поведение смеси в поровом пространстве и бомбе pVT.

В связи с противоречивостью результатов экспериментальных исследований влияния пористой среды на термодинамические свойства природных нефтей и газов, внимания заслуживают работы А.Ю. Намиота [58, 61], в которых возможное влияние различных факторов рассматривается на основе общих представлений физической химии.

Алгоритм метода последовательных приближений для модели неравновесных фазовых превращений

Вычислительные алгоритмы существующих пакетов композиционного моделирования фильтрации основаны на решении системы уравнений неразрывности для компонентов, записанной в форме, аналогичной (1.11).

Как отмечено в главе 1, опубликованные модели многокомпонентной фильтрации с учетом неравновесного фазового моделирования предполагают решение системы уравнений неразрывности для компонентов, записанных раздельно для каждой из сосуществующих фаз. Эта особенность препятствует использованию моделей с учетом неравновесных фазовых превращений в коммерческих пакетах моделирования, так как требуется значительное изменение вычислительных модулей для решения фильтрационной подзадачи.

В то же время в практике разработки месторождений углеводородов проявление неравновесного фазового поведения встречается достаточно часто [9, 44, 77], что создает значительные затруднения при адаптации модели разработки к фактическим данным. В этой связи задача моделирования неравновесного фазового поведения углеводородных флюидов на основе записи уравнений неразрывности в виде, аналогичном (1.11), является весьма актуальной.

Особенности неравновесного композиционного моделирования рассмотрим на примере задачи о двухфазной (нефть-газ) многокомпонентной фильтрации с фазовыми превращениями в однородном одномерном круговом пласте с непроницаемой внешней границей. Наличие в пласте неподвижной остаточной воды учитывается при определении пористости, насыщенности и фазовой проницаемости. Отметим, что особенности предлагаемой модели не связаны с конкретной постановкой задачи и допускают прямое обобщение на случай многомерной фильтрации с подвижной водной фазой.

Большинство рассмотренных в главе 1 моделей многокомпонентной фильтрации с учетом неравновесных фазовых превращений основаны на записи уравнений неразрывности для каждого компонента смеси с учетом закона Дарси раздельно для каждой из сосуществующих фаз. При этом в уравнения вводится дополнительное слагаемое, отвечающее за переход массы данного компонента из одной фазы в другую: д г — у j г дг { «т/ дг к dt kvpv др} у J н [ЬуРууЛ = coiL_v, / = 1,...,W, (21) m д kLpL dpL л [SLpLxij = -coiL_y, / = 1,...,W, (2.2) 1 д r dr\ pL dr J к dt где (oiL_v - интенсивность межфазного диффузионного потока z-го компонента (из жидкой фазы в паровую). В результате удваивается размерность системы уравнений с соответствующим ростом вычислительных затрат и требований по объему памяти. Кроме того, такая реализация требует существенной корректировки вычислительного ядра существующих программ моделирования многокомпонентной фильтрации. В работе [48] нами предложен более удобный для практической реализации метод. В неравновесном случае сохраняется запись системы уравнений неразрывности в форме (1.11). Эксперименты, описанные в главе 1, показывают, что неравновесное фазовое поведение при фильтрации углеводородов отвечает принципу локального равновесия [68]. Для таких процессов гипотеза Онзагера [101] устанавливает линейную связь между обобщенными потоками W и обобщенными силами F: к W = y Z F., / =1,iV, (2.3) 7=1 где by - элементы матрицы феноменологических (кинетических) коэффициентов. Тогда интенсивность межфазного потока компонента coiL_v может быть рассчитана пропорционально разности его химических потенциалов в фазах, что можно рассматривать как частный случай уравнения Онзагера в предположении несущественного влияния перекрестных зависимостей: i,L-v = С(МІ,Ь - НІ у), і = 1,...,N, (2.4) где МІ v = RTln fi v + Mi , (2.5) MI,L =RTlnfiL + juf (2.6) - химические потенциалы z-го компонента смеси в паровой и жидкой фазах соответственно, а коэффициент С является некоторой функцией коэффициента диффузии, свойств пласта (например, пористости, проницаемости) и гидродинамических переменных (например, насыщенностей). Введение нормированной интенсивности межфазного потока компонента соотношением OH,L-V =i,L-v /CRT позволяет получить систему для расчета неравновесных долей и составов фаз, которая является обобщением равновесной системы (1.15): lnfi,L-lnfi,V=G i,L-V, i=1,N xtL + у у - zi =0, і = 1,N N (2.7) 2 У І 1 = 0 LW=1 Однако применение данного подхода для композиционного моделирования с учетом неравновесных фазовых превращений в практическом плане затруднено удвоением числа и изменением вида уравнений неразрывности для компонентов по сравнению с равновесным случаем. Эту проблему можно разрешить, вернувшись к записи уравнений неразрывности в форме (1.11). Однако при этом поток z-го компонента coiL_v явным образом в уравнении не присутствует, из-за чего становится невозможным применение системы (2.7) для расчета долей L, V и составов фаз хг, yt.

Предлагаемый альтернативный подход, состоящий в последовательном решении в итерационном цикле уравнений неразрывности (1.11) и расчете потоков coiL_v по формуле (2.4), разрешает указанную проблему.

Пусть на некотором шаге для каждого компонента смеси решены гидродинамические уравнения (уравнения неразрывности) (1.11). Это означает, что можно вычислить левые части уравнений (2.1), (2.2). Вычитая (2.2) из (2.1), получим

Влияние начальной доли второй фазы на неравновесное фазовое поведение нефтяной и газоконденсатной смесей

Описанный выше метод задания межфазных потоков компонентов может быть использован в рамках программных пакетов композиционного моделирования без принципиального изменения вычислительных алгоритмов [46]. Наиболее распространенная, в том числе в коммерческих пакетах, реализация алгоритма многокомпонентного моделирования предполагает совместное решение на каждом шаге двух систем уравнений -гидродинамической и термодинамической (так называемый flash-алгоритм) подзадач. При использовании предложенного метода внесение изменений в гидродинамическую подзадачу не требуется. В термодинамической подзадаче нахождение интенсивностей потоков компонентов через межфазную границу и вычисление неравновесных составов фаз требует корректировки flash-алгоритма в соответствии с формулами (2.7) и (3.1). При этом для решения неравновесной термодинамической подзадачи требуется незначительный объем дополнительной памяти для хранения значений коэффициентов распределения Kt (и опционально молярной доли паровой фазы V) с прошлого временного слоя и определения по ним 1] 1 и yj 1. Однако и в большинстве современных реализаций равновесного flash-алгоритма эти значения хранятся для использования в качестве начальных приближений для расчетов на новом временном шаге. Поэтому решение по неравновесному flash-алгоритму не приводит к существенному увеличению требований по памяти и вычислительных затрат по сравнению с равновесным вариантом.

С практической точки зрения важно, что метод (3.1) позволяет регулировать скорость релаксации системы за счет единого для всех компонентов параметра Я, что делает более контролируемым и надежным процесс адаптации модели к фактическим данным разработки месторождения. При этом сама величина Я в конкретной реализации может задаваться как константой, так и функцией пространственной координаты или текущих параметров пласта, например, пористости или водонасыщенности.

В данном параграфе рассматривается влияние параметра X на расчетное фазовое поведение углеводородной системы и возможность адаптации гидродинамической модели к фактическим данным разработки с применением описанного метода задания интенсивностей межфазных потоков компонентов. С целью иллюстрации произведено моделирование неравновесного фазового поведения реальных нефтяной и газоконденсатной смесей.

Компонентный состав нефтяной смеси (в мол. %): N2 - 0,77; CO2 - 2,60; H2S - 16,20; CH4 - 42,23; C2H6 - 8,47; C3H8 - 5,21; /-C4H10 - 1,00; и-C4H10 3

2,34; C5+ - 21,18. Плотность фракции C5+ - 0,80 г/см , молярная масса - 158 г/моль. Пластовая температура - 380,15 K. Расчетное давление насыщения -19,9 МПа.

На рис. 11 приведены графики зависимости мольной доли паровой фазы V от давления для различных значений X при скорости повышения давления 1/30 МПа/ч. Давлению насыщения соответствует нулевое значение V. Кривая 1 отвечает равновесному расчету. Кривые 2-7 характеризуют неравновесный процесс повышения давления, которому предшествовало его равновесное снижение до 10,3 МПа. При разработке месторождений это соответствует, например, интенсивной закачке воды в пласт после истощения с разгазированием нефти.

Значение параметра X влияет на степень отклонения кривой от равновесной и, соответственно, на величину неравновесного давления насыщения при данном темпе изменения давления. В предельном случае, при нулевом X (линия 2), сохраняется фазовое состояние, имевшее место на начало неравновесного процесса. Рис. 11. Доля паровой фазы V нефтяной смеси как функция давления при скорости роста давления 1/30 МПа/ч и различных значениях коэффициента (1/ч): 1 – = (равновесный расчет); 2 – = 0; 3 – = 0,0005; 4 – = 0,002; 5 – = 0,005; 6 – = 0,01; 7 – = 0,1.

Аналогичные расчеты были проведены для реальной газоконденсатной системы в областях давлений, соответствующих прямым и ретроградным процессам. Компонентный состав газоконденсатной смеси (в мол. %): N2 – 1,38; CO2 – 6,46; H2S – 3,65; CH4 – 73,7; C2H6 – 6,73; C3H8 – 2,89; i-C4H10 – 0,68; n-C4H10 – 1,34; C5+ – 3,17. Плотность фракции C5+ – 0,85 г/см3, молярная масса – 160 г/моль. Пластовая температура – 357 K. Расчетное давление начала конденсации – 29,9 МПа, давление максимальной конденсации – 20 МПа.

На рис. 12 представлены графики зависимости мольной доли жидкой фазы L от давления в области ретроградных процессов (выше давления максимальной конденсации). В этом случае равновесным является снижение давления с появлением и ростом доли жидкой фазы (конденсата), а неравновесным – обратное повышение давления. Это соответствует реализации процесса закачки в пласт агента нагнетания (например, сухого газа) после начального периода истощения газоконденсатной залежи до давления ниже давления начала конденсации.

Метод ремасштабирования параметров фазового поведения системы для композиционной гидродинамической модели

Необходимость учета неравновесного фазового поведения при разработке месторождений углеводородов обусловлена, как показано выше, несовпадением фактических показателей разработки с расчетными, получаемыми на основе равновесных моделей. Одним из примеров такого рода является динамика конденсатоотдачи на поздней стадии разработки газоконденсатных месторождений.

В настоящее время большинство газоконденсатных месторождений в нашей стране и мире разрабатываются в режиме истощения пластовой энергии [74]. Для оценки динамики конденсатоотдачи в этом случае чаще всего пользуются кривыми содержания стабильного конденсата в пластовом газе, определяемыми по данным исследования рекомбинированных проб пластовой газоконденсатной смеси в лабораторных условиях. Соответствующий эксперимент носит название дифференциальной конденсации [13]. До последнего времени данный подход использовался и для оценки величины коэффициента извлечения конденсата (КИК) при утверждении извлекаемых запасов.

Более корректный подход к определению прогнозной конечной величины конденсатоотдачи и ее динамики состоит в проведении технологических расчетов на 3D газогидродинамической модели. Однако и в этом случае неявно используется та же экспериментальная кривая дифференциальной конденсации, т.к. она является одной из ключевых для настройки pVT-модели пластовой углеводородной смеси.

В современной отечественной и зарубежной практике экспериментальных исследований процесса дифференциальной конденсации получила распространение методика исследования на истощение при постоянном объеме (constant volume depletion, CVD) [13, 116]. В отличие от классического процесса дифференциальной конденсации, при CVD происходит поэтапный отбор газа, а не его непрерывный выпуск при неизменном объеме рабочей камеры. В дальнейшем тексте, в силу не принципиальных для данной работы отличий двух процессов, эти понятия используются как синонимы.

На поздней стадии разработки газоконденсатного месторождения в режиме истощения давление снижается ниже так называемого давления максимальной конденсации. Это означает, что процесс ретроградной конденсации (роста доли жидкой углеводородной фазы в системе) сменяется процессом прямого испарения (снижения ее доли). При моделировании дифференциальной конденсации в лабораторных условиях осуществляют интенсивное перемешивание фаз в бомбе pVT, поэтому получаемая кривая динамики конденсатосодержания пластового газа соответствует равновесному протеканию процесса. Однако в главе 1 показано, что достоверное описание реальных процессов в углеводородных смесях, протекающих в направлении снижения доли второй, ранее выделившейся фазы, требует применения неравновесных моделей. Поэтому для достоверного воспроизведения фактических данных требуется применение алгоритма расчета неравновесного процесса истощения при постоянном объеме.

При использовании процесса дифференциальной конденсации/CVD для моделирования истощения газоконденсатного месторождения предполагается, что выпавшая в пласте жидкая фаза (сырой конденсат) неподвижна. Из пласта отбирают только газовую фазу, вследствие чего происходит снижение давления. При этом температура и объем, занимаемый пластовой смесью, остаются неизменными. Из-за отбора газовой фазы изменяется не только давление, но и общий состав смеси. Методика экспериментального исследования равновесного процесса CVD заключается в поэтапном снижении давления за счет увеличения объема рабочей камеры, установления фазового равновесия и последующего выпуска газовой фазы при фиксированном давлении до тех пор, пока объем рабочей камеры не станет равным первоначальному. Затем этап повторяют.

Математическое моделирование данного процесса основано на применении аппарата уравнений состояния и условий термодинамического равновесия между паровой и жидкой фазами, основанных на классических положениях термодинамики многокомпонентных смесей.