Тематический рубрикатор статей

Георесурсы Т.20.№4.2018
Стр.
Скачать статью

Моделирование изменения компонентного состава в залежах со значительным этажом продуктивности и градиентом температуры

А.В. Яшин, И.М. Индрупский, О.А. Лобанова

Оригинальная статья

DOI https://doi.org/10.18599/grs.2018.4.336-343

336-343
rus.
eng.

open access

Under a Creative Commons license

В работе сопоставлены три подхода к моделированию распределения начального компонентного состава в залежах углеводородов: с учетом термодиффузии; с учетом переменной температуры, но без учета термодиффузии; под действием только гравитационных сил. Для расчета давления и компонентного состава смеси реализован алгоритм численного решения термодинамических уравнений методом Ньютона. Расчеты проведены на примере основной газоконденсатной залежи Вуктыльского месторождения с этажом газоносности 1350 м.
Результаты расчетов на основе реализованных численных алгоритмов показали, что во всех вариантах расчетов преобладающим является влияние гравитационного поля. С глубиной концентрация легких компонентов уменьшается, концентрация более тяжелых углеводородов увеличивается. Чем выше молекулярная масса компонента, тем сильнее увеличивается содержание с глубиной. Закономерно изменяются и значения начального пластового давления.
В то же время, термодиффузия оказывает существенное влияние на распределение по глубине состава и начального пластового давления. В рассматриваемом случае термодиффузия усиливает влияние гравитационного поля и приводит к выражено нелинейным зависимостям для концентраций компонентов. При поинтервальном учете изменения температуры полученное распределение состава от глубины слабо отличается от изотермического случая.
Удовлетворительного согласия результатов расчетов с оценкой распределения компонентного состава по данным эксплуатации скважин добиться не удалось ни для одного из алгоритмов. Физические механизмы, обуславливающие распределение начального состава в объеме основной залежи Вуктыльского месторождения, требуют дополнительного анализа. Ранее, несмотря на длительную историю разработки залежи, данная проблема решалась только на основе анализа промысловой информации.

 

углеводородная смесь, геотермальный градиент, термодиффузия, компонентный состав, начальный состав, газоконденсатная залежь, Вуктыльское месторождение

 

  • Брусиловский А.И. (2002). Фазовые приращения при разработке месторождений нефти и газа. Москва: Грааль, 575 с.
  • Долгушин Н.В. (2007). Методология изучения газоконденсатной характеристики нефтегазоконденсатных месторождений с высоким содержанием конденсата и большим этажом газоносности. Дис. док. тех. наук. Ухта: СЕВЕРНИПИГАЗ, 400 с.
  • Намиот А.Ю. (1954). Различие свойств нефти в пределах нефтеносной залежи. Исследования в области физики пласта. Тр. ВНИИ,  3,с. 41-60.
  • Дополнение к проекту разработки Вуктыльского НГКМ (2014). Отчёт о научно-исследовательской работе. Ухта, Газпром ВНИИГАЗ.
  • Belery P., Da Silva F.V. (1990). Gravity and thermal diffusion in hydrocarbon reservoirs. Paper presented at the Third Chalk Research Program, June 11-12, Copenhagen, Denmark.
  • Haase R. (1990). Thermodynamics of irreversible processes. New York: Dover.
  • Kempers L.J.T.M. (1989). A thermodynamic theory of the Soret effect in a multicomponent liquid. The Journal of Chemical Physics, 90(11), pp. 6541‑6548. https://doi.org/10.1063/1.456321
  • Kesler M.G., Lee B.I. (1976). Improve prediction of enthalpy of fractions.  Hydrocarbon processing 55, pp. 153-158.
  • Pedersen K.S., Hjermstad H.P. (2006). Modeling of large hydrocarbon compositional gradient. SPE paper 101275 presented at the 2006 Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference, Abu Dhabi, U.A.E. https://doi.org/10.2118/101275-MS
  • Pedersen K.S., Lindeloff N. (2003). Simulations of compositional gradients in hydrocarbon reservoirs under the influence of a temperature gradient. SPE paper 84364 presented at the SPE ATCE, Denver, USA. https://doi.org/10.2118/84364-MS
  • Reid R.C., Prausnitz J.M., Poling B.E. (1987). The properties of gases and liquids. New York: McGrawHill.
  • Whitson C.H., Belery P. (1994). Compositional gradients in petroleum reservoirs. Paper presented at University of Tulsa Centennial Petroleum Engineering Symposium, Tulsa, Oklahoma, USA. https://doi.org/10.2118/28000-MS
  •  

Антон Витальевич Яшин
Институт проблем нефти и газа РАН
Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) им. И.М. Губкина
Россия, 119333, Москва, ул. Губкина, д. 3

Илья Михайлович Индрупский
Институт проблем нефти и газа РАН
Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) им. И.М. Губкина
Россия, 119333, Москва, ул. Губкина, д. 3

Ольга Андреевна Лобанова
Институт проблем нефти и газа РАН
Россия, 119333, Москва, ул. Губкина, д. 3

 

Для цитирования:

Яшин А.В., Индрупский И.М., Лобанова О.А. (2018). Моделирование изменения компонентного состава в залежах со значительным этажом продуктивности и градиентом температуры. Георесурсы, 20(4), Ч.1, c. 336-343. DOI: https://doi.org/10.18599/grs.2018.4.336-343

For citation:

Yashin A.V., Indrupskiy I.M., Lobanova O.A. (2018). Simulation of composition changes in reservoirs with large hydrocarbon columns and temperature gradient. Georesursy = Georesources, 20(4), Part 1, pp. 336‑343. DOI: https://doi.org/10.18599/grs.2018.4.336-343

© 2024 Коллектив авторов