CC BY
13TECHNICAL SCIENCES
АНАЛИЗ МЕТОДОВ КОНТРОЛЯ ПРИ ВЫБОРЕ РЕЖИМОВ РАЗРАБОТКИ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Богопольский В. О.
доцент кафедры «Нефтегазовая инженерия», Азербайджанский Государственный университет
нефти и промышленности, г. Баку, Азербайджан
Абдуллаев Т.Г.
магистрант кафедры «Нефтегазовая инженерия», Азербайджанский Государственный университет нефти и промышленности, г. Баку, Азербайджан
ANALYSIS OF CONTROL METHODS WHEN CHOOSING THE MODES OF DEVELOPMENT OF
GAS CONDENSATE FIELDS
Boqopolskiy V.,
Associate Professor at the Department of Oil and Gas Engineering in Azerbaijan State Oil and Industry
University, Baku, Azerbaijan Abdullayev T.
magister, Department of Oil and Gas Engineering in Azerbaijan State Oil and Industry University,
Baku, Azerbaijan DOI: 10.5281/zenodo.7560356
АННОТАЦИЯ
В статье рассматриваются анализ методов контроля, при выборе разработки газоконденсатных месторождений.
Исходное состояние газоконденсатных залежей однофазное. Когда пластовые условия находятся на фазовой диаграмме между критической точкой пласта и критической температурой, он становится многофазным. Это отличает его от других источников энергии, делая его надежным для использования человеком.
Используя трехмерную композиционную модель района N, это исследование направлено на оценку дебита газоконденсатного коллектора. Модель пластового и флюидного давления, объема и температуры (PVT) разделена на две основные части: исследования пластового моделирования и PVT-модель. Используя трехмерную композиционную модель месторождения N, моделирование запускает ряд сценариев разработки, чтобы максимизировать добычу из целевого коллектора.
Чтобы максимизировать нефтеотдачу из газоконденсатных коллекторов, результаты этого исследования позволили по-новому взглянуть на необходимость проведения тщательной PVT-характеристики флюида и значимость оценки различных стратегий оптимизации коллектора.
ABSTRACT
The article discusses the analysis of control methods when choosing the development of gas condensate fields.
The initial state of gas condensate deposits is single-phase. When the reservoir conditions are on the phase diagram between the critical point of the reservoir and the critical temperature, it becomes multiphase. This distinguishes it from other energy sources, making it reliable for human use.
Using a 3D compositional model of region N, this study aims to estimate the flow rate of a gas condensate reservoir. The reservoir and fluid pressure, volume, and temperature (PVT) model is divided into two main parts: reservoir simulation studies and PVT model. Using a 3D compositional model of the N field, the simulation runs a series of development scenarios to maximize production from the target reservoir. Two vertical and horizontal wells were drilled to estimate the production rate of a gas condensate reservoir under two development methods -natural depletion and gas cycle to maintain reservoir pressure. Hydrocarbon recovery was maximized throughout the development of the gas condensate reservoir by maintaining a higher reservoir pressure through the gas cycle. Due to the higher cash flow and impact of injection costs on the profitability of the project, gas cycling with vertical wells has proven to be economically viable, according to the net present value (NPV) economic estimates of the various production methods reviewed in the article.
To maximize oil recovery from gas condensate reservoirs, the results of this study provide new insights into the need for thorough PVT fluid characterization and the value of evaluating various reservoir optimization strategies.
Ключевые слова: газовый конденсат, моделирование коллектора, методы разработки коллектора, анализ чистой приведенной стоимости, композиционная характеристика флюида.
Keywords: gas condensate, reservoir modeling, reservoir development methods, net present value analysis, compositional fluid characterization.
В связи с быстрым ростом населения и экономическим развитием спрос на ископаемое топливо во всем мире резко возрастает. Нефтяные корпорации ищут способы сократить расходы и повысить производительность.
Газоконденсатные коллекторы считаются необходимым источником припасов углеводородов, и они были идентифицированы как образ коллектора с более трудным течением и термодинамическим поведением. Присутствие на плоскости как газа, например и конденсата различает газоконденсат-ные коллекторы. Соответствие газа и конденсата в коллекторах колеблется от 3 до 150 тыс. кубических футов/млн куб.
Залежи газоконденсата обнаруживаются чаще иных природных ресурсов при больших давлениях и температурах на больших глубинах при разведке. По причине высочайшего давления и температуры трудные органические соединения распадаются скорее.
В итоге, чем глубже залегают органические материалы, тем выше возможность их перевоплощения в газ или же газовый конденсат [1].
При выявлении газоконденсатной залежи давление как правило выше или же вблизи к критичному. Пластовое давление в начале выше кривой точек росы, собственно, что показывает на то, что пласт располагается в газообразном состоянии, и лишь только в данной точке есть однофазовый газ. Однако по мере добычи наблюдается снижение изотермического давления и образование жидкой углеводородной фазы, в которой образуется конденсат, т. е. когда забойное давление в существующей фонтанирующей скважине падает ниже точки росы пластовой жидкости. Скопление конденсата имеет тенденцию к образованию жидкой фазы вокруг ствола скважины. Это приводит к снижению эффективной проницаемости газа в ствол скважины. Низкая производительность, связанная с накоплением конденсата, может быть существенной.
Целью исследования является оптимизация разработки нового газоконденсатного месторождения посредством интегрированных исследований динамического моделирования резервуара, которые будут включать выполнение нескольких сценариев разработки с целью максимального извлечения нефти из газоконденсатной залежи и обеспечение добываемого газа для поддержания давления.
Для достижения вышеупомянутой цели в статье рассматриваются следующие задачи:
1. Создание модели типичного газоконден-сатного динамического коллектора в месторождения N.
2. Оценивается влияние геометрического и гармонического распределения средней проницаемости на извлечение конденсата.
3. Определяются количество скважин, необходимых для выполнения плана добычи.
4. Оцениваются альтернативы поддержания давления закачки газа и их влияние на добычу.
Физическое поведение газового конденсата
Газовый конденсат - жидкая смесь высококи-пящих углеводородов различного строения, выделяемые из природного газа при добыче на газокон-денсатных месторождениях.
Физическое состояние зависит от состава, пластовой температуры и давления.
Когда пластовая температура превышает кри-кондентерм, а поверхностные условия и условия переноса выходят за пределы двухфазной оболочки, пластовый флюид классифицируется как сухой газ. Когда пластовая температура повыше критичной температуры, но ниже крикондентермы, флюид имеет возможность представлять собой газовый конденсат. Когда пластовая температура падает ниже критического значения, флюид дает собой нефть, которая имеет возможность быть или летучей, или мазутом [(Rajeev, 2003)]. В нефти больше тяжелых углеводородов, в то время как в газовых конденсатах больше промежуточных соединений (С2-С6). Зависимость температура-давление для пластовых флюидов изображена на рис. 1 1 .
Эти типы флюидов используются по-разному при анализе резервуара, поэтому важно определить правильный тип флюида на ранней стадии эксплуатации резервуара. При определении и количественной оценке типа флюида лабораторный анализ является основным методом, но информация о добыче, такая как газовый фактор начальной добычи (ГФ), цвет жидкости в резервуаре и плотность жидкости в резервуаре, также являются полезными индикаторами.
Сосуществование жидкости и пара, двух фаз, наиболее часто встречающихся в полевых условиях, обычно находится в центре внимания исследований в области разработки месторождений нефти и природного газа. Огибающая давление-температура ф^) является одной из наиболее полезных визуализаций фазового поведения.
Каждая оболочка представляет собой термодинамический барьер, разделяющий двухфазное и однофазное состояния.
4000
3SOO
ЭООО
2ЬОО
2 ООО
1SOO
lOOO
SOO
Точка насыщения или Однофазные газовые
резервуары с растворенным газом Точка росы U-, резервуары
О
а. Г4!
• ш 1 2
« о.
Критичес I // 1
с» . кая точка
✓_ 1
си
/ 1 / ÏB- \ 1 1
/ & ;
w
rf1»» У /
<3^ iAi
•в
so
100
150 200 2»
Пластовая температура, Р
Рисунок 1 Фазовая диаграмма пластовых флюидов.
зоо
3SO
Диаграммы P-T, как показано на рис. 1, помогают визуализировать каналы добычи флюидов из пласта на поверхность и формулировать оптимальные схемы и стратегии добычи. Эти диаграммы имеют решающее значение, поскольку они могут показать, как пластовые флюиды изменяются, когда они покидают пласт и достигают поверхности во время добычи. Пластовые флюиды подразделяются на пять групп в зависимости от того, где они находятся на фазовой диаграмме по отношению к исходным условиям пластового давления и температуры ТС):
• Сухой газ, • Влажный газ, • Газовый конденсат, • Летучее масло, • Мазут.
Из Рис. 1 резервуары, обнаруженные в зонах A, B и ^ относятся к залежам сухого газа, конденсата и мазута соответственно.
Поведение газоконденсатного пласта при фильтрации
Газовый конденсат входит в состав газовых залежей и приобретает все большее значение как источник энергии. Газоконденсатные коллекторы имеют наиболее сложный и запутанный режим течения. Этот источник углеводородов связан с добычей газа и жидкого конденсата в поверхностных условиях. В начальных условиях пластовая жидкость остается в виде газа, а когда пластовые условия находятся между критической точкой и крикон-дентермой пласта, образуется жидкий конденсат, как показано на рис. 2.
Критическая точка
а; s
X
<и
го
et
60%
70%
Двухфазная-область
Исходное состояние коллектора
Состояние сепаратора
Крикондентерм
100% vapor
Температура
Рисунок 2 Фазовая оболочка типичной газоконденсатной скважины.
Конденсация продолжается по мере падения давления до тех пор, пока не скапливается большое количество жидкости, даже достигая критического насыщения конденсатом.
В результате этой конденсации поток газа ограничивается, и этот богатый газ становится обедненным вблизи перфорационных отверстий, что приводит к снижению производительности по газу и извлечению конденсата. Величина, на которую снижается газопроницаемость в призабойной зоне, определяется поведением флюидной фазы и параметрами относительной проницаемости.
По причине ретроградной конденсации режим течения конденсатных коллекторов отличается от поведения нефтяных и газовых коллекторов. На рассматриваемом месторождении было подтверждено, что скопление конденсата приводит к резкому падению добычи в конкретный момент времени. Некоторыми авторами [4] выполнено композиционное моделирование газоконденсатных залежей, чтобы лучше понять работу ретроградных газовых залежей. При их параметрическом исследовании, рассмотрено влияние дебита, состава газа, критической газонасыщенности, абсолютной проницаемости и дебитной схемы на конденсатопрони-цаемость.
Наиболее влиятельными факторами были проницаемость и критическая конденсатонасыщен-ность. Было обнаружено, что даже если максимальное падение жидкости, полученное по результатам лабораторного анализа истощения постоянного объема, невелико, максимальное насыщение жидкостью порового пространства может быть в несколько раз выше.
Модель, использованная в исследовании, предполагала следующие ограничения:
- пласт однородный и изотропный,
- состав газа в начальных условиях одинаково во всем пласте,
- начальное давление во всем пласте одинаково,
- уравнение состояние справедливо во всем пласте,
- капиллярное давление пренебрежимо малы,
- эффектами, отличными от Дарси, пренебрегают,
- пластовая температура постоянна.
Для изучения поведения коллектора использовались две модели: модели жидкости и коллектора. В модели флюида использовалось уравнение состояния Пенга-Робинсона для оценки объемов газа и жидкости при любых данных давлении и пластовой температуре. Предсказанные значения РУТ использовались для сопоставления значений Р'УТ, полученных в полевых условиях в ходе лабораторного эксперимента. Была разработана модель резервуара с использованием блока декартовой сетки. Согласно исследованию, основной причиной блокировки конденсата является падение давления вокруг ствола скважины ниже давления точки росы. Был оценён индекс продуктивности скважины и отмечено, что произошло снижение продуктивности
в результате закупорки пор из-за конденсации жидкости. Установлено, что чем выше скорость фильтрации в пласте, тем больше насыщение кольца конденсатом и радиус кольца увеличивается до определенного предела. Чем больше тяжелых компонентов конденсируется из пластового газа, тем больше блокировка конденсата наблюдается при одинаковом падении давления. Таким образом, максимальное насыщение кольца конденсатом в основном зависит от критической насыщенности жидкостью.
Композиционное моделирование газокон-денсатных коллекторов
Точное предсказание физических параметров и поведения флюидной фазы требуется для надежного знания течения флюида через пористый материал. Многие компоненты типичного репрезентативного газоконденсатного флюида распределяются между паровой и жидкой фазой во время равновесных фазовых переходов. Фазовое поведение и характеристики флюида таких систем зависят от давления и состава флюида от пластовой температуры. В результате изучение поведения потока в этих системах требует использования композиционной модели для характеристики поведения и свойств флюидной фазы. Композиционная модель оценивает фазовое поведение и физические характеристики жидкости с помощью уравнений состояния Пенга-Робинсона и Соаве-Редлиха-Квонга, которое широко используются в нефтяной промышленности.
Ши [5] разработал систему увеличения добычи газа и конденсата из конденсатных резервуаров. Согласно полученным данным, сочетание поведения конденсатной фазы и относительной проницаемости породы вызывает изменение состава пластового флюида, при этом более тяжелые компоненты выделяются в конденсированную жидкость, а протекающая газовая фаза становится обедненной по составу. Он измерил воздействие, создал научное знание о происшествии и использовал результаты, чтобы найти способы увеличить производительность, регулируя состав жидкости, которая капает из газа и закрывает скважину. Он оптимизировал генерирующее давление, в результате чего в пласт подается более легкая жидкость, что привело к высокой производительности. Работа была сосредоточена на поведении текущей фазы и влиянии текущих композиционных изменений.
Выводы.
Используя трехмерную композиционную модель, стало возможным максимизировать конденса-тоотдачу из газоконденсатных коллекторов и результаты этого исследования позволили по-новому взглянуть на необходимость проведения тщательной PVT-характеристики флюида и значимости оценки различных стратегий оптимизации коллектора.
Литература
1. Okporiri C., and Idigbe I. K., (2014) "Моделирование влияния отложений конденсата на коллекторы с высоким содержанием конденсата"
2. El-Banbi A. H, And Mccain W. D., (2000), "Исследование продуктивности скважин в газокон-денсатных коллекторах"
3. Rajeev R. Lal., 2003, ''Испытание скважин в газоконденсатных коллекторах ''
4. Taufan M and Adrian K. (2007), "Параметрическое исследование ретроградного поведения газового коллектора"
5. Shi, C., Home, R., and Li, K. (2006). "Optimizing the Productivity of Gas-Condensate Wells".
