Инновационные решения в использовании данных с установки комплексной подготовки газа для контроля за разработкой Текст научной статьи по специальности «Прочие технологии»

ИННОВАЦИОННЫЕ РЕШЕНИЯ В ИСПОЛЬЗОВАНИИ ДАННЫХ С УСТАНОВКИ КОМПЛЕКСНОЙ ПОДГОТОВКИ ГАЗА ДЛЯ КОНТРОЛЯ ЗА РАЗРАБОТКОЙ

УДК 622.279

Т.В. Турбина, ООО «НОВАТЭК НТЦ» (Тюмень, РФ), TVTurbina0novatek.ru И.А. Пестов, ООО «НОВАТЭК НТЦ», IAPestov0novatek.ru

Проектирование разработки газоконденсатного месторождения (ГКМ) базируется на результатах гидродинамического моделирования. При этом достоверность прогноза добычи углеводородов напрямую зависит от качества адаптации гидродинамической модели (ГДМ) к фактической истории добычи. В статье предлагается методика адаптации ГДМ к фактическим данным о добыче углеводородов при эксплуатации ГКМ. Методика реализуется путем моделирования в терминах «ЕС5+» и «сухой газ». Производится перевод фактических данных о количестве сухого отбензиненного газа (СОГ) и деэтанизированного конденсата (ДЭК) с установки комплексной подготовки газа (УКПГ) в количество «С5+» и «сухой газ». Применение данной методики обеспечивает корректную адаптацию ГДМ, позволяет уточнить состав суммарного углеводородного флюида, добываемого на месторождении.

КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: УКПГ, ФЛЮИДАЛЬНАЯ МОДЕЛЬ, ДОБЫЧА, ГИДРОДИНАМИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ, КОНДЕНСАТОГАЗОВЫЙ ФАКТОР, ТОВАРНАЯ ПРОДУКЦИЯ.

По результатам взаимодействия специалистов ООО «НОВАТЭК НТЦ» по гидродинамическому моделированию, исследованиям добываемых флюидов и моделированию свойств углеводородов, а также по технологии подготовки углеводородов была разработана новая методика адаптации ГДМ к фактическим данным о добыче углеводородов при эксплуатации ГКМ. Методика реализуется путем:

• гидродинамического моделирования в терминах «ЕС5+» и «сухой газ»;

• перевода фактических данных о количестве продукции УКПГ в количество «ЕС5+» и «сухой газ»;

• адаптации ГДМ к данным о работе УКПГ

Применение данной методики обеспечивает математически и физически корректную адаптацию ГДМ, помогает уменьшить погрешность прогноза уровня добычи, позволяет уточнить состав и свойства добываемых флюидов

при создании флюидальных моделей разрабатываемых пластов.

Предлагаемая методика позволяет изменить принцип адаптации ГДМ к данным о добыче, которые являются исходной информацией для создания моделей скважин и системы сбора, а также дает возможность прямого сравнения фактических и модельных данных о добыче флюида без применения каких-либо переводных коэффициентов и возможность настройки флюидальной модели.

Обязательным этапом при построении ГДМ является ее адаптация к фактической добыче газа и конденсата. Основными данными, используемыми при адаптации ГДМ, являются:

• объемные расходы добываемых флюидов с каждого пласта: информация о количестве (деби-тах) добываемых флюидов может быть получена по результатам промысловых газоконденсатных исследований (ГКИ) скважин.

Результаты ГКИ имеют высокую достоверность, но проведение ГКИ на всем действующем фонде скважин месторождения не всегда возможно. В связи с этим не всегда можно получить полную информацию о добыче в целом по месторождению. Некоторые месторождения оборудуются многофазными расходомерами. При корректной работе оборудования можно получить информацию о количестве добываемой продукции, но оснащение всего фонда добывающих скважин расходомерами является дорогостоящим мероприятием и не всегда целесообразно;

• составы и свойства добываемых пластовых флюидов, которые получают по результатам анализа всех проведенных лабораторных экспериментов. Достоверность исходной лабораторной информации по каждой скважине в отдельности высока и регламентируется многочисленными ГОСТ и

Turbina T.V., NOVATEK STC LLC (Tyumen, RF), TVTurbina@novatek.ru Pestov I.A., NOVATEK STC LLC, IAPestov@novatek.ru

Innovative solutions in the use of data from the gas treatment unit for reservoir management

Design of gas condensate field (GCF) development is based upon the results of hydrodynamic modeling. In such a case, the accuracy of hydrocarbon recovery estimates is directly dependent on the quality of the adaptation of the hydrodynamic model (HDM) to the actual recovery history. The article presents a method to adapt the HDM to actual hydrocarbon recovery data when using a GCF. The method is implemented by modeling with the use of terms "ZC5+" and "dry gas". Actual data on the amount of dry stripped gas (DSG) and deethanized condensate (DC) in the gas treatment unit (GTU) is converted into the amount of "C5+" and "dry gas". The use of this method ensures correct adaptation of the HDM and allows clarifying the composition of the summary hydrocarbon fluid recovered at a field.

KEY WORDS: GTU, FLUIDAL MODEL, HYDRODYNAMIC MODEL, GAS-CONDENSATE RATIO, SALEABLE PRODUCT..

стандартами [1, 2]. При анализе всей совокупности результатов по флюидам пласта в целом выявляются неопределенности некоторых свойств, обусловленные различными причинами (например, разброс ЕС5+ при близких пластовых давлениях для различных скважин);

• устьевые, забойные и пластовые давления: замер давлений проводится периодически для всего добывающего фонда. Результаты замеров имеют некоторую неопределенность, которая учитывается при адаптации ГДМ.

Предлагается также использовать данные с УКПГ [3] с применением новой методики. Использование данных о работе УКПГ повысит достоверность адаптации ГДМ.

Входящим потоком для УКПГ является вся продукция добывающих скважин месторождения. Выходные потоки - ДЭК и СОГ, количество которых замеряется. Максимально допустимые погрешности замера для СОГ (0,8 % об.) и для ДЭК (0,5 % масс.) регламентируются нормативной документацией РФ [4]. Компонентные составы товарных потоков (СОГ и ДЭК) анализируются с применением действующих хро-матографических методик.

Достоверность ежесуточной получаемой информации проверяется посредством проведения комплексного обследования.

Один-два раза в год проводится контроль проверки получаемых данных.

При использовании данных УКПГ по количеству и свойствам добываемых флюидов решаются проблемы:

• недостаточности информации о добыче по месторождению в целом;

• различия допустимых погрешностей для разных источников;

• разнообразия применяемых методик исследования составов и свойств.

Разработанная и внедренная методика состоит из четырех основных этапов:

1) создание флюид-моделей;

2) анализ хроматографических данных с УКПГ;

3) расчет объемов сухого газа и £С5+ из товарных продуктов;

4) сравнение фактических данных и результатов адаптации ГДМ.

Рассмотрим их подробнее.

СОЗДАНИЕ ФЛЮИД-МОДЕЛЕЙ

Составной частью ГДМ является флюидальная модель, формирование которой происходит посредством настройки уравнения состояния на лабораторные эксперименты. Флюидальная модель создается в специализированном PVT-симуляторе. Для передачи информации о флюиде в гидродинамический симулятор производится выгрузка PVT-таблиц.

Общепринято использовать выгрузку Black Oil, в которой предполагается деление пластового углеводородного флюида на категории Oil (нефть или конденсат) и Gas (газ). Данный упрощенный

100

10

ч

° 1 о 1

0.1

0.01

0.001

■ Товарный конденсат с УКПГ

■ Конденсат - Black Oil

С, С, С, /С, л С, /С5 лС5 С6+

100

10

0.1

0.001

■ Товарный газ с УКПГ - Газ сеперации - Black Oil

СО, С С,

С,

/С, лС, /С, лС, Сб+

Рис. 1. Различие составов выходных потоков

подход позволяет обеспечить хорошую скорость расчетов при ГД-моделировании разработки.

Схема, обычно применяемая при выгрузке PVT-таблиц, воспроизводит простую последовательную сепарацию жидкости, последней ступенью всегда являются стандартные условия. В результате математически получают стабилизированный конденсат (категория Oil) и совокупный газ сепарации (т. е. смесь газов со всех ступеней сепарации - Gas). При этом получение флюидов, соответствующих Oil и Gas, в процессе реальной добычи не осуществляется и нецелесообразно.

УКПГ - это сложный технологический комплекс систем и оборудования, в состав которого входят не только сепарационные блоки, но и установки очистки, осушки, охлаждения газа, а также дожим-ные компрессорные станции. Полученные товарные конденсат и газ с УКПГ не соответствуют флюидам Oil и Gas при выгрузке в формате Black Oil. В результате имеет место разница составов, свойств и количеств товарных потоков с УКПГ и флюидов в ГДМ (рис. 1).

Предлагаемый методический комплекс подразумевает унифицированное деление флюида на сухой газ и ЕС5+. Данное деле-

ние было принято из следующих соображений:

• подсчет запасов на месторождениях Российской Федерации ведется в терминах «сухой газ» и «ЕС »;

5+ '

• содержание сухого газа и ЕС5+ в пластовом газоконден-сатном флюиде инвариантно относительно схемы и условий сепарации.

Для деления флюида на сухой газ и ЕС5+ подготовка таблиц формата Black Oil осуществляется c применением split-сепа-рации, реализованной в рамках PVT-симулятора. Split-сепарация позволяет производить математически строгое деление пластового флюида без моделирования термодинамического равновесия на ступенях сепарации. Для каж-

дого компонента или псевдокомпонента (фракции) пластового газа задается коэффициент от 0 до 1, соответствующий доле данного компонента (псевдокомпонента), переходящей в газ. При выбранном инвариантном делении пластового флюида на сухой газ и ЕС5+ для всех неуглеводородных компонентов, а также метана,этана, пропана и бутанов, задается split-фактор, равный 1, для остальных компонентов и фракций пластового флюида -split-фактор, равный 0 (рис. 2).

После применения описанного функционала для выгрузки свойств флюидов результаты ГД-моделирования получают в градации:

• добыча сухого газа, м3;

• добыча £С5 , м3.

Пластовый газ

->

Сухой газ

(He, Ar, H2, N2, CO2, C„ C2, C3, /C4, nC4)

Split-сепарация

ЕС,

(/C5, nC5, C6, C7...)

Рис. 2. Блок-схема split-сепарации

N

ю >■

-ч ш ■t. > cd аз

2о ^ s

п g: Е

i i

О о

la О сл tr

-С >

U >

>

U

о го о

о

7Ñ О X

la m X

о >

ti =1 ш ^тз I > о I I ti

да -

X

о è о го

$ х ^ "О

=1 о ~~i s го да

? 3 5-3

ю й

CD "В" -I S Л

CD О

сл о ь

S CD

¡I

О

u [D

S " CD "О

"о да

о сл

=1 о ? да

о

сг т; t С4

- да о -е- ь ®

* сл о °

О ÏT3

о œ I I 5

Ш О 1 " о

51 —i -S Т го

S J Ï

аз -Е гг

ш Е

1 о X

CD го о

° ® £

2 S %

0 sc ^

1 -

8 о

О сл

—I ь ш

=1 s

~о о

аз sc

S аз

О го

X -о

S CD

8|

Ш 5

t да

о н

го Е

» X

о

0 ь s да

t *

да s

1 i

i §

CD s

g ш

i 1

аз да

о H о Н СО S

I ГО со

о да s

о ~i CD

s "О I

—1 CD < CD

X

Ь X

СГ I Sc

О о О

< <

=1 X s

да о s

"О Sc да

да ~1 "О

s да i

CD СО о

93

89

- 87

£85

а

о о

83

□Товарный газ ■ Товарный конденсат ♦ Неверные - С, в тов. газе ♦ Корректные С,

♦ н ♦ ♦

79 Июнь

Июль Сентябрь Ноябрь Декабрь Февраль Апрель

Июль Сентябрь

Рис. 4. Влияние соотношений разрабатываемых пластов на состав добываемого флюида

9085 -80 -75 -70 -65 -60 -55 50 45 -

40-Май

о о

о ОО о

О С о о ч

% о <

г<>\ О Экспери мент

о — Описание отрезками — Смена тренда — Единый полином

Г

Июль Сентябрь Ноябрь Январь Март

Июль Сентябрь Ноябрь

Рис. 5. Описание данных о плотности товарного газа

только выверенных результатов хроматографических исследований товарных потоков с УКПГ

РАСЧЕТ ОБЪЕМОВ СУХОГО ГАЗА И ХС5+ ИЗ ТОВАРНЫХ ПРОДУКТОВ

Поскольку в состав каждого из товарных потоков УКПГ входят как компоненты группы «сухой газ», так и компоненты группы «ЕС5+», производится пересчет. Осуществляется математическое разделение каждого состава товарного потока на выбранные инвариантные группы - «сухой газ» и «ЕС5+». В результате получаются зависимости массовой доли сухого газа и £С5+ в СОГ и ДЭК от времени.

Замеры количества ДЭК на УКПГ производят в тоннах, а данные ГД-моделирования по добыче получают в объемной мере. Для перевода количе ства вещества из массовой в объемную меру необходимо знать его плотность.

Хроматографические исследования товарного газа позволяют определять его состав. На основе содержания компонентов и фракций в газе и их молярных масс можно произвести расчет плотности газа в стандартных условиях, при пересчете на которые ведется учет объемных расходов товарного газа.

Определение состава газового потока производится не регулярно. Отсутствующую информацию

можно восстановить, математически описав имеющийся массив данных. Для долгосрочных периодов возможно применение нескольких описаний на различных отрезках (рис. 5).

Применив восстановленные данные о плотности газа к имеющейся информации об объеме добываемого товарного газа, можно произвести расчет массы добытого СОГ

Выполнив описанные этапы предлагаемого методического комплекса, получаем следующую информацию:

• количество добываемых СОГ и ДЭК в объемной и массовой мере;

• объемные и массовые соотношения категорий «сухой газ» и «ЕС5+» в СОГ и ДЭК.

В результате появляется возможность рассчитать массу пластового флюида, добываемого в каждые сутки работы УКПГ Исходя из полученного ранее массового соотношения «сухой газ» -«ЕС5+» в совокупном добываемом флюиде, производится расчет количества добываемых флюидов в выбранных категориях.

Дополнительно проводится анализ изменения КГФ по С , т. е.

5+'

объемного соотношения добычи ЕС5+ и сухого газа (в м3/м3 или см3/м3).

Диапазон достоверности результатов расчета КГФ по С5+ зависит от качества имеющейся исходной информации о составах, свойствах и количестве добываемой товарной продукции. Для получения диапазона неопределенности результирующего параметра необходимо определить максимально допустимую погрешность каждого входного параметра в отдельности.

СРАВНЕНИЕ ФАКТИЧЕСКИХ ДАННЫХ И РЕЗУЛЬТАТОВ АДАПТАЦИИ ГДМ

Описанный методический комплекс используется на нескольких месторождениях Тюменской области. Адаптация ГДМ производит-

91

31

> о

Я

у

.а

vo

О CI

— Сухой газ с УКПГ

— 1С5+ с УКПГ

— КГФ по УКПГ

Сухой газ по ГДМ

1С5+ по ГДМ КГФ по ГДМ

в

Июнь 2014

Август 2014

Октябрь 2014

Ноябрь 2014

Январь 2014

Рис. 6. Сравнение результатов адаптации ГДМ на данные УКПГ

ся к ежесуточной добыче газа и конденсата. Рис. 6 отражает сравнение фактических и модельных значений ключевых параметров. Жирные линии соответствуют фактической добыче, по данным с УКПГ пересчитанной по описанной методике в группы «сухой газ» и «ЕС5+». Тонкие линии - результаты адаптации ГДМ с использованием флюидальной модели, выгруженной с применением эр^-сепа-рации. Качественная настройка модели на фактические данные дает высокую точность прогноза добычи по месторождению, а также используется для принятия различных проектных решений.

ВЫВОДЫ

Разработана и апробирована методика, позволяющая улучшить точность адаптации ГДМ и снизить погрешность прогноза уровня добычи. Методика состоит из следующих ключевых этапов:

• создание флюид-модели с последующей выгрузкой PVT-таблиц посредством функции эр^-сепа-рации;

• анализ и выбраковка информации о составах и свойствах товарных потоков УКПГ

• расчет сухого газа и ЕС5+ из товарных продуктов;

• сравнение фактических данных и результатов адаптации ГДМ.

В результате разработки и внедрения описанной методики появилась возможность прямого сравнения данных о добываемом пластовом флюиде и результатов ГД-моделирования.

Используя полученную информацию, становится возможным провести расчет объемов сухого газа и £С5+ на выходе УКПГ для прямого сравнения с ГДМ и моделью системы сбора, а также уточнение флюидальной модели.

Разработанная методика применяется на всех месторождениях, курируемых ООО «НОВАТЭК НТЦ». ■

ЛИТЕРАТУРА

1. ТУ 0271-146-31323949-2010. Конденсат газовый деэтанизированный. М.: ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2010.

2. ОСТ 51.58-79. Конденсаты газовые. Технологическая классификация. Баку: ВНИПИгаз, 1980.

3. СТО Газпром 5.32-2009. Организация измерений природного газа. М.: ОАО «Газпром», 2010.

4. СТО Газпром 089-2010. Газ горючий природный, поставляемый и транспортируемый по магистральным газопроводам. Технические условия. М.: ОАО «Газпром», 2011.

REFERENCES

1. Technical Specifications 0271-146-31323949-2010. Deethanized gas Condensate. Moscow, Gazprom VNIIGAZ LLC, 2010. (In Russian)

2. Industry Standard 51.58-79. Gas Condensates. Technological Classification. Baku: All-Union Research and Design Institute for Natural Gas Treatment, Transportation and Processing, 1980. (In Russian)

3. Gazprom Company Standard 5.32-2009. Natural Gas Measurement Organization. Moscow, Gazprom OJSC, 2010. (In Russian)

4. Gazprom Company Standard 089-2010. Natural Flammable Gas Supplied and Transported via Main Pipelines. Technical Specifications. Moscow, Gazprom OJSC, 2011. (In Russian)