Тематический рубрикатор статей

Георесурсы T.24.№3.2022
Стр.
Скачать статью

Поэтапный подход к созданию и адаптации PVT-моделей пластовых углеводородных систем на основе уравнения состояния

Т.С. Ющенко, А.И. Брусиловский

Оригинальная статья

DOI https://doi.org/10.18599/grs.2022.3.14

164-181
rus.

open access

Under a Creative Commons license
Целью работы является разработка единого поэтапного подхода по созданию и адаптации PVT-моделей пластовых углеводородных систем на основе трехпараметрического кубического уравнения состояния для достоверного моделирования PVT-свойств пластовых флюидов (пластовой нефти и пластового газа) при проектировании и мониторинге разработки месторождений, расчете многофазного течения в скважинах и промысловых трубопроводах, а также при бассейновом моделировании. 

Предлагаемый авторами подход позволяет с высокой точностью адаптировать PVT-модель как пластовой нефти, так и пластовой газоконденсатной системы на экспериментальные данные с помощью поэтапной процедуры, где на каждом шаге с помощью изменения одного из параметров уравнения состояния настраивается одно из PVT-свойств углеводородной системы. Возможна алгоритмизация и автоматизированное применение данного подхода в специализированных программных продуктах.

Для PVT-модели пластовой нефти предлагаемый авторами подход позволяет с высокой точностью воспроизвести значения давления насыщения, объемного коэффициента, газосодержания пластовой нефти, динамику изменения изотермического коэффициента сжимаемости и динамической вязкости пластовой нефти от давления при пластовой температуре, а также плотность сепарированной нефти. Для PVT-модели пластовой газоконденсатной системы разработанный подход позволяет с высокой точностью воспроизвести давление начала ретроградной конденсации, Z-фактор пластового газа, потенциальное содержание стабильного конденсата в пластовом газе, динамику изменения потерь насыщенного конденсата и динамической вязкости фаз от давления при пластовой температуре, а также плотность стабильного конденсата и конденсатогазовый фактор.
 
Созданная, на основе предлагаемого в статье подхода, корректная PVT-модель может применяться как в композиционном гидродинамическом моделировании, так и в моделях типа «черная нефть». 

Применение разработанного подхода проиллюстрировано на примерах 8 различных месторождений пластовой нефти и газоконденсатных систем различных регионов России.
 
PVT-модель, фазовое равновесие, пластовые углеводородные системы, методы адаптации, PVT-свойства, математическое моделирование 
 
  • Брусиловский А.И. (2002) .Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. М: Грааль, 575 с.
  • Брусиловский А.И. (2011). Методология и результаты применения кубических уравнений состояния для моделирования термодинамических свойств природных углеводородных систем. Вести газовой науки, с. 150-165.
  • Ефимов А.Д., Токарев Д.К., Фатеев Д.Г., Козубовский А.Г. (2012). Адаптационная схема создания адекватных моделей газоконденсатных систем (на примере ачимовских отложений Уренгойского НГКМ). Территория Нефтегаз, 12, с. 46.
  • Щебетов А.В., Галкин М.В. (2009). Оценка качества и моделирования газоконденсатных исследований в условиях неопределенности исходных данных. Газовая промышленность, 9, с. 40.
  • Ahmed T. (2007). Equations of State and PVT Analysis: Applications for Improved Reservoir Modeling. Gulf Publishing Company, 557 p.
  • Al-Meshari A.A., McCain W.D. (2005). New Strategic Method to Tune Equation-of-State for Compositional Simulation. SPE-106332, 13 p. https://doi.org/10.2118/106332-MS
  • API (2003). Sampling Petroleu-m Reservoir Fluids. Washington: API Recommended Practice 44, Second Edition, 49 p.
  • Brusilovsky A.I. (1992). Mathematical Simulation of Phase Behavior of Natural Multicomponent Systems at High Pressures with an Equation of State. SPE-20180-PA, 7(01), pp. 117–122. https://doi.org/10.2118/20180-PA
  • Brusilovsky A.I., Nugaeva A.N. (2008). New Method of Systemic Substantination of Reservoir Crude Oil properties in Calculation of reserves and field development design. SPE-117391-MS, 11 p, https://doi.org/10.2118/117391-MS
  • Cavett R.H. (1962) Physical Data for Distillation Calculations-Vapor-Liquid Equilibria. Proc. 27th API Meeting, San Francisco, p. 351.
  • Christensen P.L. (1999). Regression to Experimental PVT Data. Journal of Canadian Petroleum Technology, 38, p. 1. https://doi.org/10.2118/99-13-52
  • Coats K.H., Thomas L.K., Pierson R.G (1995). Compositional and Black oil Reservoir Simulation. SPE Res Eval & Eng, 1(04), pp. 372-379. http://dx.doi.org/10.2118/50990-PA
  • Coats K.H., Smart G.T. (1986). Application of a Regression-Based EOS PVT Program to Laboratory Data. SPERE, 5, p. 277. https://doi.org/10.2118/11197-PA
  • Dodson C.R., Goodwill D., Mayer E.H. (1953). Application of Laboratory PVT Data to Reservoir Engineering Problems. Transactions of AIME, 198, pp. 287-298. https://doi.org/10.2118/953287-G
  • Fahim F.A., Al-Sahhaf T.A. (2009). Fundamentals of Petroleum Refining. Oxford, UK: Elsevier, 516 p.
  • Fateev D.G., Nesterenko A.N. (2014). Unification of Approaches in the Study of the Characteristics of Gas-Condensate Systems. SPE-171249-MS, https://doi.org/10.2118/171249-MS 
  • Hosein R., Dawe R.A. (2014). A Parametric Methodology in tuning the Peng-Robinson (PR) Equation of State for Gas Condensate Systems. Petroleum Science and Technology, 32, pp. 662-672. https://doi.org/10.1080/10916466.2011.603011
  • Ibeh S.U., Chubueze S.E. (2016). PVT Analysis: Validity Checks and EOS Tuning Techniques for Retrograde Gas Condensate Reservoirs. SPE-184314-MS. https://doi.org/10.2118/184314-MS
  • Jhavery B.S., Youngren G.K. (1988). Three-parameter modification of the Peng – Robinson equation of state to improve volumetric predictions. SPE Reservoir Engineering, 3, p. 1033. https://doi.org/10.2118/13118-PA
  • Joergensen M., Stenby E.H. (1995). Optimization of pseudo-component selection for compositional studies of reservoir fluids. SPE- 30789, 11 p. https://doi.org/10.2118/30789-MS
  • Katz D.L., Firoozabadi A. (1978) Predicting Phase Behavior of Condensate/Crude-Oil Systems Using Methane Interaction Coefficients. JPT, 11, p. 1649. https://doi.org/10.2118/6721-PA
  • Kesler M.G., Lee B.I. (1976). Improve Predictions of Enthalpy of Fractions. Hydro. Proc, 55, p. 153.
  • Kurosh A.G. (1972). Higher algebra. Trans. from the Russ. Moscow: Mir, 430 p.
  • Lee B.I., Kesler M.G. (1975). A Generalized Thermodynamic Correlation Based on Three-Parameter Corresponding States. AlCh J, 1, p. 510. https://doi.org/10.1002/aic.690210313
  • Lobanova O.A., Indrupskiy I.M., Yushchenko T.S. (2016). Modeling Non-Equilibrium Dynamics of Condensate Recovery for Mature Gas-Condensate Fields. SPE-181977, 14 p. https://doi.org/10.2118/181977-MS
  • Lohrenz J., Bray B.G., Clark C.R. (1964). Calculating Viscosities of Reservoir Fluids from Their Compositions. JPT, October, pp. 1171-1176. https://doi.org/10.2118/915-PA
  • Majidi M., Azari V., Karimi F. (2021). Tuning of Peng-Robinson Equation of State for Simulation of Oil Compositional Change During EOR Processes. 82nd EAGE Annual Conference & Exhibition, 2021, p.p 1-5. https://doi.org/10.3997/2214-4609.202011960
  • Mashayekhi L., Assareh M., Kasiri N. (2019). An Effective EOS Based Modeling Procedure for Minimum Miscibility Pressure in Miscible Gas Injection. Journal of Petroleum Science and Technology, 9(2), pp. 70-88.
  • Merrill R.C., Hartman K.J. (1994). A comparison of equation of state Tuning Methods. SPE-28589-MS. https://doi.org/10.2118/28589-MS
  • McCain W.D. (2017). The properties of petroleum fluids. PennWell, 576 p.
  • Michelsen M.L., Mollerup J. (2007). Thermodynamic Models: Fundamentals and Computational Aspects. Denmark: Tie-Line Publications, 382 p.
  • Naji H.S. (2010). Characterizing Pure and Undefined Petroleum Components. International Journal of Engineering & Technology, 10(2), pp. 39-68.
  • Pedersen K.S., Cristensen P.L. (2007). Phase Behavior of Petroleum Reservoir Fluids. N.Y.: CRC Press, 407 p. https://doi.org/10.1201/9781420018257
  • Pedersen K.S., Fredenslund А., Thomassen P. (1989). Properties of Oils and Natural Gases. Denmark: Petroleum Geology and Engineering, 252 p.
  • Pedersen K.S., Fredenslund A. (1987). An Improved Corresponding states model for the Prediction of Oil and Gas Viscosities and Thermal Conductivities. Chem. Eng. Sci, 42, p. 182. https://doi.org/10.1016/0009-2509(87)80225-7
  • Peng D.Y., Robinson D.B. (1976). A new Two-Constant Equation of state. Ind. Eng. Chem. Fundam, 15, p. 59. https://doi.org/10.1021/i160057a011
  • Peneloux A., Rauzy E., Freze R. (1982). A consistent volume correction for Redlich – Kwong – Soave volumes. Fluid Phase Equilibria, 8, p. 7. https://doi.org/10.1016/0378-3812(82)80002-2
  • Poling B.E., Prausnitz M., O’Connell J.P (2000). The properties of gases and Liquids. Fifth Edition. McGRAW – Hil, 768 p.
  • Rafael A. Aguilar Zurita, McCain W.D. Jr. (2002). An efficient tuning strategy to calibrate cubic EOS for compositional simulation. SPE-77382.https://doi.org/10.2118/77382-MS
  • Riazi M.R., Al-Sahhaf T.A. (1996). Physical Properties of Heavy Petroleum Fractions and Crude Oils. Fluid Phase Equilibria, 117, p. 217. https://doi.org/10.1016/0378-3812(95)02956-7
  • Riazi, M.R., Daubert, T.E. (1980). Simplify Property Predictions. Hydro.Proc., 115 p.
  • Rodriguez I., Hamouda A.A. (2010). An approach for characterization and lumping of plus fractions of heavy oil. SPE-117446. https://doi.org/10.2118/117446-PA 
  • Schebetov A., Rimoldi A., Piana M. (2010). Quality Check of Gas-Condensate Pvt Studies and Eos Modelling Under Input Data Uncertainty. SPE-133258-MS. https://doi.org/10.2118/133258-MS
  • Soave G.S. (1972). Equilibrium Constants from a Modified Redlich-Kwong equation of state. Chem. Eng. Sci., 27, p. 1197. https://doi.org/10.1016/0009-2509(72)80096-4
  • Stamataki S., Magoulas S., Tassios D. (1990). Prediction of Phase Behavior and Physico-chemical Properties of HT-HP Reservoir Fluids. SPE-37294. https://doi.org/10.2118/37294-MS.
  • Whatson K.M., Nelson E.F., Murphy G.B. (1935). Characterization of Petroleum Fractions. Ind. Eng. Chem., 27, p. 1460. https://doi.org/10.1021/ie50312a018
  • Whitson C.H., Andersen T.F., Soreide I. (1989). C7+ Charactereziation of Related Equilibrium Fluids using the Gamma Distribution. Advances in Thermodynamics, 1, p. 35. https://doi.org/10.1007/978-1-4899-0771-4_3
  • Whitson C.H. (1983). Characterizing hydrocarbon plus fractions. SPE Journal, August, pp. 683-694. https://doi.org/10.2118/12233-PA
  • Whitson C.H., Brule M.R. (2000). Phase behavior. Texas: SPE Henry L. Doherty series, 235 p. https://doi.org/10.2118/9781555630874
  • Whitson C.H., Fevang O. (1996). Modeling Gas-condensate Well Deliverability. SPE-30714, 9 p. http://dx.doi.org/10.2118/30714-PA
  • Whitson C.H., Torp S.B. (1983). Evaluating Constant-Volume Depletion Data. JPT, pp. 610-620.
  • Yushchenko T.S., Brusilovsky A.I. (2014). Efficient Engineering Method for Creating Adequate PVT-model of Natural Gas Condensate Mixture Using Equation of State. SPE-171238, 18 p. https://doi.org/10.2118/171238-MS
  • Yushchenko T.S., Brusilovsky A.I. (2016). Mathematical modeling of gas-condensate mixture PVT-properties including presence of brine in reservoir. Fluid Phase Equilibria, 409, pp. 37-48. https://doi.org/10.1016/j.fluid.2015.09.029
  •  
Тарас Сергеевич Ющенко – кандидат физ.-мат. наук, старший научный сотрудник, Институт проблем нефти и газа РАН
Россия, 119333, Москва, ул. Губкина, д. 3
 
Александр Иосифович Брусиловский – доктор тех. наук, профессор, ведущий эксперт, ООО «Газпромнефть НТЦ»
Россия, 190000, Санкт-Петербург, наб. Реки Мойки, Д. 75-79, Литер Д
 

Для цитирования:

Ющенко Т.С., Брусиловский А.И. (2022). Поэтапный подход к созданию и адаптации PVT-моделей пластовых углеводородных систем на основе уравнения состояния. Георесурсы, 24(3), c. 164–181. DOI: https://doi.org/10.18599/grs.2022.3.14 

For citation:

Yushchenko T.S., Brusilovsky A.I. (2022). A step-by-step approach to creating and tuning PVT-models of reservoir hydrocarbon systems based on the state equation. Georesursy = Georesources, 24(3), pp. 164–181. DOI: https://doi.org/10.18599/grs.2022.3.14

© 2024 Коллектив авторов