CC BY
47
rudovmeshchayushchikh effuzivnykh i intruzivnykh porod Nikolaevskogo mestorozhdeniya zoloto-porfirovogo tipa (Yuzhnyy Ural) [Petrologic and geochemical features of ore-bearing effusive and intrusive rocks of the Nikolaevka gold-porphyry type deposit (South Urals)]. Litosfera, 2018, vol. 18, no. 4. pp. 607-620. (In Russian)
15. Nimis P., Omenetto P., Buschmann B., Jonas P., Simonov V.A. Geochemistry of igneous rocks associated with ultramafic-mafic-hosted Cu (Co,
© Знаменский Сергей Евгеньевич,
доктор геолого-минералогических наук, заведующий лабораторией, Институт геологии,
Уфимский федеральный исследовательский центр РАН,
ул. К. Маркса, 16/2,
450077, г. Уфа, Российская Федерация, эл. почта: Znamensky_Sergey@mail.ru
© Карамова Карамова Алсу Мусаевна,
кандидат технических наук, старший научный сотрудник, Институт геологии,
Уфимский федеральный исследовательский центр РАН,
ул. К. Маркса, 16/2,
450077, г. Уфа, Российская Федерация, эл. почта: alsu.2013@bk.ru
Ni, Au) VMS deposits from the Main Uralian Fault (Southern Urals, Russia). Mineralogy and petrology, 2010, vol.100, pp. 201-214.
16. Spadea P., D'Antonio M., Kosarev A., Gorozhanina Ye., Brown D. (2002) Arccontinent collision in the Southern Urals: Petrogenetic aspects of the Forearc-arc Complex. Mountain Building in the Uralides: Pangea to the Present. Geophysical Monograph, 2002, vol. 132, pp. 101-134.
17. Pearce J.A. Immobile Element Fingerpriting of Ophiolites. Elements, 2014, vol. 10, pp. 101-108.
© Znamensky Sergey Evgenievich,
doctor of geological and mineralogical sciences, head of the laboratory Institute of Geology,
Ufa Federal Research Center of the Russian Academy
of Sciences,
st. K. Marx, 16/2,
450077, Ufa, Russian Federation,
email email: Znamensky_Sergey@mail.ru
© Karamova Alsu Musaevna,
candidate of technical sciences, Senior Researcher, Institute of Geology,
Ufa Federal Research Center of the Russian Academy
of Sciences,
st. K. Marx, 16/2,
450077, Ufa, Russian Federation,
email mail: alsu.2013@bk.ru
УДК 532.546 DOI 10.24412/1728-5283_2022_4_68_82
КОМПОЗИЦИОННОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СИСТЕМ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ООО «РН-ПУРНЕФТЕГАЗ»
© Ишмуратов Тимур Ахмадеевич1, Исламов Ринат Робертович1, Хисамов Артур Альфирович1, Золотогоров Владимир Олегович1 Андреев Алексей Егорович2, Опритов Иван Геннадьевич2, Абдуллин Азат Фаритович2, Уткин Евгений Владимирович2
1ООО «РН-БашНИПИнефть», 2ООО «РН-Пурнефтегаз»
Работа посвящена композиционному моделированию газоконденсатных залежей нефтегазокон-денсатного месторождения Западной Сибири, расположенного на территории деятельности ООО «РН-Пурнефтегаз», состоящему из двух этапов: оценки проб с последующей настойкой PVT-модели и гидродинамического моделирования. Оценка устьевых проб газоконденсатных залежей необходима для создания достоверных РУТ-моделей. Рассмотрены основные критерии оценивания проб, которые подразделяются на две группы: первая группа включает в себя условия проведения газоконден-сатных исследований скважин и отбора проб, вторая - результаты термодинамических исследований. Разработана форма, позволяющая провести экспресс-оценку результатов исследования проб
вестник академии наук рб /
' 2022, том 45, № 4(108) iiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiii
на кондиционность. На основе анализа PVT-альбома проб, были исключены непредставительные пробы. Также определены пробы, которые удовлетворяли всем или большинству критериев. Результаты исследования этих проб использованы для создания PVT-моделей флюидов рассматриваемых залежей. В основу PVT-моделирования положена модель, базирующаяся на свойствах узких фракций и показывающая более высокую степень соответствия результатам лабораторных исследований. На основе PVT-моделей пластовых флюидов построены композиционные гидродинамические модели (ГДМ) и ГДМ «Black Oil», которые применялись для прогнозирования уровней добычи углеводородного сырья. По итогам моделирования для различных пластов сформированы рекомендации по перераспределению отборов газа между скважинами с целью максимизации
Ключевые слова: PVT-моделирование, композиционная модель, газовый конденсат, подсчет запасов, критерии оценки.
добычи конденсата при фиксированном суммарном дебите газа.
COMPOSITIONAL MODELING OF GAS CONDENSATE SYSTEMS OF RN-PURNEFTEGAZ LLC FIELD
© Ishmuratov Timur Akhmadeevich1, Islamov Rinat Robertovich1, Khisamov Artur Alfirovich1, Zolotogorov Vladimir Olegovich1 Andreev Aleksey Egorovich2, Opritov Ivan Gennadievich2, Abdullin Azat Faritovich2, Utkin Evgeny Vladimirovich2
1 LLC RN-BashNIPIneft, 2 LLC RN-Purneftegaz
The work is devoted to compositional modeling of gas condensate deposits of an oil and gas condensate field in Western Siberia, located on the territory of LLC RN-Purneftegaz, consisting of two stages: sample evaluation followed by PVT-model tuning and hydrodynamic modeling. Evaluation of wellhead samples of gas condensate deposits is necessary to create reliable PVT models. The main criteria for evaluating samples are considered, which are divided into two groups: the first group includes the conditions for conducting gas condensate well tests and sampling, the second - the results of thermodynamic studies. A form has been developed that allows for an express assessment of the results of testing samples for conditionality. Based on analysis of the PVT album of samples, non-representative samples were excluded. Samples that met all or most of the criteria were also identified. The results of the study of these samples were used to create PVT-models of the fluids of the reservoirs under consideration. The PVT modeling is based on a model based on the properties of narrow fractions and shows a higher degree of agreement with the results of laboratory studies. Based on PVT-models of formation fluids, compositional hydrodynamic models (HDM) and HDM "Black Oil" were built, which were used to predict the levels of hydrocarbon production. Based on the simulation results for various reservoirs, recommendations were made for redistributing gas extraction
Key words: PVT modeling, compositional model, gas condensate, reserves calculation, evaluation criteria.
between wells in order to maximize condensate production at a fixed total gas flow rate.
Введение. Добыча углеводородов из недр зависит от многих факторов, начиная с параметров самого пласта и заканчивая системой размещения скважин и распределением отборов между скважинами. При разработке газоконденсатных залежей на
естественном режиме при условии постоянства суммарного дебита газа по скважинам суммарный дебит конденсата может меняться в зависимости от распределения дебитов газа между скважинами [1] по причине того, различного конденсатогазового фактора по
' 2022, том 4S, № 4(108) IIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIИИИмЕЗ
скважинам, что в свою очередь объясняется разными запасами газа и фильтрационно-ем-костными свойствами в зоне дренирования каждой скважины.
При разработке газоконденсатной залежи на естественном режиме одним из значимых вопросов является определение такого распределения дебитов газа между скважинами, которое позволит обеспечить максимальную степень извлечения газа и конденсата в условиях ограничения на суммарный дебит скважин. Рассмотрен способ решения данной проблемы способом многовариантных расчетов с применением гидродинамического симулятора.
Результаты исследования. Гидродинамическое моделирование газоконденсатных систем является непростой задачей, для решения которой необходима качественная PVT-модель, основанная на результатах лабораторного исследования представительных проб газоконденсатного флюида [2]. В процессе моделирования часто возникают противоречия, связанные либо с ошибками в отчетах, либо с представительностью или качеством отбора проб. Для построения PVT-модели необходимы следующие данные:
- рекомбинированный состав пластового газа,
- термодинамические исследования проб.
Для качественной PVT-модели желательны:
- физико-химическая характеристика стабильного газоконденсата,
- потенциальное содержание узких фракций в стабильном газоконденсате.
Оценку проб по газоконденсатным залежам следует проводить исходя из критериев представительности и качества. Представительность проб оценивается по технологии проведенаы газояонденсатных исенлдовиний (ГКИ) и гидродинамических исследований (ГДИ), т.е. усло.ия отбора проб) должны соответствовать необходимым критериям в части депрессии на пласт, скорости газового потока,, параметров сепарации. Качество проб оцтнивается по степени соответствия характеристик рекомбинированното образца
результатам, полученным в ходе лабораторных исследований, т.е. все оценочные критерии должны лежать в области допустимых значений. К таким оценкам относится материальный баланс, проверка на равновесность проб, термодинамические исследования и согласованность результатов лабораторных исследований [3].
Оценка по критериям представительности проб. При проведении ГКИ газ из пласта поступает в призабойную зону, в ходе чего может происходить процесс ретроградной конденсации, сопровождающийся выпадением конденсата в пласте и образованием так называемой «конденсатной банки». Затем в процессе подъема газоконденсатного флюида в скважине за счет снижения давления и температуры продолжается процесс выпадения газового конденсата и уже газожидкостная смесь поступает в сепаратор. В итоге газовая смесь, поступающая в сепаратор, может иметь компонентный состав, отличающийся от пластового газа. Поэтому необходимым условием проведения ГКИ является то, что депрессия на пласт не должна превышать 10 - 15% от пластового давления. В этом случае за счет малой депрессии газ, которыйЛ конденсируется по всему объему в виде мелких аэрозольных частиц, не успе.а-ет оседать или частично аеедает в поровом пространстве и выносится по инерции с основным питоком, что дяит более качествян-ную информецию о состява пластового аазо-конденсатного флюава [4].
Следующий немалоаажнр-й фактор -это скорость таооеыыго потоыса 1). В инструкциях по проведению ГКИ отмечается, что для проведения кячественных ГКИ скорость должна быть тлкой, чтобы жидвие и твердые частицы полностью в ынасаыыииь потоком из скважины [3].
Минимальная скорость газового потока, при которой жидкие и твердые чвстицы находятся в о взвншенним состоянии, наеывает-ся критической скоростью и. . При скоростях потака гоза ниже критической и < Ц^на забое скважины ткапливаются твердые или жидкпл частицры, содержащиеся в потоке, что может лриводить к рамоьадавлисвиию сквя-
вестНик академиИ наук рб /
' 2022, том 45, № 4(108) IIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIII
О
Г
жиньз, т.о. когда дидростатическое давление, нозданное столбом накопившнйся жидкости, зорриболдии^аиеотг^яя (или оревышает) 1Г депрессии на пласт [5-6].
Расчет критической скорости носит оценочный характер для миннмалького дебита газа. Ниже предотавлены наиболее распространённые фокмулы. На практике рекомендуется оценка по обоим критериям и выкор в оанестве критической скорости макоималь-ноко зоачония.
Критическая скорость в вертикальной тоубе по методике Тернера опредеояится выражением Г71:
и =5 4бГ°<Рж--РГ)
икр -Н46 2
_ Ре е
где а - коэффициент поверхностного натяжения, Н/м; рж - плотность жидкой фззы в рабочих условиях, кг/м3; рг - плотнозть газовой фкзы о рабочих условиях,ко/м3.
Расчет критической скорости по Точи-гину пноизводится толысо для вертикалкной скважины по выражению [8]:
0,25
иЛдЦр = С,С
НОНУ
0,25
.(ж -Рг )22
оде |г _ ускорение свободного падения, мнс2.
Скорость потооа в газоконденсатной скважине онреоеляется следующим выражением:
и =
5, ГСГАорО''
Р.2 :
згии<е НО о дебит газ окондднситной смеси, тыс.м3Есут; Т- забойная температура, К; р -забошзое давление, ]У1Па; внутренний ди аметр лифтовой колонны, «смог; .-фактор при зкбойномдавле ни и и темпер атурь [6].
При исслидовании скважин на гансясон-денсатность и отборе проб чаще всего используют одну ступень сепарации. В сепараторе необходимо поддерживать давление и расход газа, не превышающие 90% его паспортной производительности. При эффективной работе сепаратор должен обеспечивать полное отделение жидкой фазы от газовой. Для этого необходимо, чтобы рас-
четназ скорозть движения газового потока в с епараторе была меньше скорости осажде-кия жидких о твердых частиц. Практика показала, что оптомальной скоростью потока в с епараторе явля ется 0,1 м/с при давлении к - 6 МПа [4]. Не полное разделение жидкой фаз.1 от гзгновкйс видетельствует об отклонении давления и расхода газа от паспортных. Еоло скорость потока в сепараторе высокая, то проивходит вынос с газом мелкодисперсных частоц ноотабильного конденсата, которые не успевают коагулироваться и оседать на поверхности жидкости или стенках сепа-рннора.
Если отбор проб проводился с соблюде-ззием ооошепереч исленных допустимых ус-ловой, то отобранные пробы являются представительными . Стоит заметить, что нару-шоние одного из вышеперечисленных критериев при нтборе пробы даёт недостоверную информацию о пластовом флюиде, которую невозможно скорректировать.
Оценка но критериям качества проб
Что карается критериев качества оценки проб, то здесь есть положительный момент, заключающийся в том, что данные по пробам поддаются корректировке и могут быть уточнены. Одним из таких критериев оценки является материальный баланс.
Поле отбор а представительных проб газа и конденсата, определяется их компонентный состав в мольных и/или массовых долях и дилен проводится математическая рокомбинацоз пластового газа. Из-за процессор многостадийкой технологии измерений и исследооиний, и возможных погрешностей на каждой из стодий, математическая рекомбинация пластового газа не всегда является до стовер ной к требует дополнительной оценкк, в частности, на предмет соблюдения материального баланса [9]. Суть проверки заключается в том, что количество вещества в молях любого из компонент в составе пластового газа должно быть равно сумме количества вещества в молях газа сепарации и насыщенного конденсата того же компонента. Другими словами, если в процессе математической рекомбинации газа сепарации и конденсата с мольными долями компонент
у . их п олуаен аостав пласа/о ого газа с мольными долями комаон/нт 1.. то между ними должна б ыать линейная /авиоимость в виде формулы.1
^ = а + Ь^,
где а. Ъ - некотсрыое коэффициента. В этом случае на графике всо точки должны/
лежать на одной прямой (рис. / а). ЕЕсли ли-неаная зависимосаь для всех компонент ое наблюдается или величина достоверной! аппроксимации составляет менее 0.95. то это свидетельствует либо об ошибках матема-тичьской рекомбинации проб. либо о грубом округлении (рис. 1. б).
а - величинад о стов ерной ап/роксимоци и Ь/ = 1; б величина достооероой аппдоксимаоии 7в2 = 0,641 Рисунок 1 - График ма/ериального баланса
В процессе разделения потоке на отдельныд составляющие жидкость и газ в сепараторе должно выполняться условие ревновесного состояния многокомпонентной системы/. потому что математический аппар ат. заложенным в программный пакетах прикладного моделирования основан на допущении о равновесном состоянии системыв [10] . Графич Стэндинга - Хоффмана позволяет оценить равновесность газа и насыщенного конденсата для компонентов С1 - С8 при условиях сепарации. использованных во время газо-конденсатного исследования на промысле. Отклонение расчетной кривой от теоретической может свидетельствовать об отсутствии термодинамического равновесия между фазами. т.е. неудовлетворител ьном качестве работы сепаратора или о неверном замере кон-денсатогазового фактора (КГФ).Величина достоверности аппроксимации должна быть более 0.95.
А. ЭФ. Хоффман установил. что в равчо-весной термодинамиивской систнме между коэффициентами равновесия К. т.е. отношением количества вещества в газовой фазе к колвчедтву вещества в жидкой фазе. компонент С - С8 имеется явная веязь. которую можно представить е виде линейной зависимости между следующими вывражениями:
1П ( КР*еР )
ч
1
Т
1
$ер J
в=•
где
Т т
ТЬ Тсг
где р - дабление в сепаратаре. МПа;
7т А жу
8ер - темпдретури сепареции. К; К - воэф-фициент равновесия; Ть - температура кипения компонента при атмосферном давлении.
вестник академии наук рб /
^22022, том 45, № Д(108) ||||||||| 11111 ||||||||| 11111 |||||
К; Per - критическое давление компоненты, МПа; Ter - критическая температура компонента, К.
Если многофазная система «углеводородная жидкость-газ» находится в термодинамическом равновесии, то для компонент С - С8 график Стэндинга - Хоффмана выглядит как на рисунке 2, а.
В случае отсутствия термодинамического равновесия в системе «углеводородная жидкость-газ» (рис. 2, б) экспериментальные точки не лежат на одной прямой. Из графика видно, что точки С4, С5 расположены выше прямой, что свидетельствует о перенасыщении газом этими компонентами и их недостатке в жидкости, а точки С6 - С8 расположены ниже прямой, что говорит об их недо-
статке в газе и избытке в жидкости. В этом случае можно утверждать, что сепарация проходила очень быстро без полноценного разделения «углеводородная жидкость-газ».
В случае отсутствия термодинамического равновесия в системе «углеводородная жидкость-газ» (рис. 2, б) экспериментальные точки не лежат на одной прямой. Из графика видно, что точки С4, С5 расположены выше прямой, что свидетельствует о перенасыщении газом этими компонентами и их недостатке в жидкости, а точки С6 - С8 расположены ниже прямой, что говорит об их недостатке в газе и избытке в жидкости. В этом случае можно утверждать, что сепарация проходила очень быстро без полноценного разделения «углеводородная жидкость-газ».
In 1 ..........................
пС4 с3 С2
nC5> *iC5 0 -1 2 -3 b(VT„ - \/TJ)
с8 • с, .с.
а - равновесное состояние; б - неравновесное состояние Рисунок 2 - График Стендинга - Хоффмана для системы «углеводородная жидкость-газ»
вестник акадЕмии наук рб / __
/2022 Том45, №4( 108) |||| I llllllllllllllllllllIIIIIII|Е3
Возможны случаи, когда определенное по результатам лабораторных экспериментов давление начала конденсации рекомбиниро-ванной пробы оказывается выше, чем пластовое давление при отборе. Очевидно, что если в пластовых условиях смесь находится в однофазном газовом состоянии, то невозможна ситуация, когда давление начала конденсации выше пластового давления. Таким образом, если определенное давление начала конденсации выше пластового давления, то либо в притоке было две фазы - пластовый газ и пластовая нефть, либо в установку фазовых равновесий загрузили газ и конденсат в неправильной пропорции, из-за ошибочного определения КГФ.
Рассмотрим более подробно возможные причины ошибок в определении данной величины. При ГКИ производится определение КГФ как отношение дебита насыщенного конденсата к дебиту газа сепарации
КГФ = тбдо.
бсе п
Дебит газа сепарации определяется либо черпз расходомер, а в более ранних исследованиях в бонешидпаве случаях определоеодя по зпмерам нпрез ДИКТ (диафрагменный измеритель криоиееокасо течснияр
^Низс
сеп ~ I ~
О *имУg изм
где С - кеэффициент, зависящий от диаметра диафрагмы Дим - изПытдчное даплео ное перед диафдогмой, бар; ТЦ^ - абаолют-ндя тгмпгрлтура перед ддафрагмой, К; бюм -фактор при ом, л Г.. д у н с олооность гоза сепаропно.
З5iEе^;ac;'^:Iра значенбя бизм-фактога и относительно. плотности гага оепаоации не-ипосстны не момент ироаеаения ГКИ и принимаются то соосдним се;[[!а:ж;и^;^]пп дли по поасту-аналогу. Посое физико-химичвского геннагил иззга, проЛы соза егпаопции проводится керректирогка его дд.ита пунем утачнения н;. и ; а • Даиее коорерииоуатся кад^наелдсю^саа'е^«^ саовый .еелор.
Ипнза возможлыо ошиеоо в опеедалгнии
исходных данных необходим этап настройки PVT-мoдели на результаты термодинамических исследований, для чего используют PVT-симулятoры, которые моделируют процессы сепарации и лабораторных экспериментов.
Перед загрузкой данных в симулятор необходимо провести оценку согласованности результатов лабораторных исследований и результатов математической рекомбинации пластового газа. В ходе данной процедуры выполняются следующие оценки:
1) молярная масса математически ре-комбинированного стабильного конденсата должна соответствовать молярной массе стабильного конденсата, определенная согласно лабораторными исследованиями;
2) плотность стабильного конденсата, найденная на основе лабораторных исследований должна соответствовать средней плотности вснх фракций по данным компонентов или физико-химических характеристик узких достиллятое;
3) молыфыдая мдрср компонент пластового газа С5 - С10+ должна имета максимум, совпадающий с молярной массой наибольшей фракции по данн ым физико-химических ха-рактершстик узких дистиллятов;
4) завискмость логарифма вольной доли кнмпанент от молярного веса стабивьного кощсно-ата, полученная хроматографиче-соксин^ методом д/или путем математической рекомбинации должна совпадать с зависимостью логарифма мольной доли компонент от молярнего веса фракции по данным физико-химических характеристик узких дин-идл;!-тов.
Испольсуя вышеперечисленные критерии оценки пробы на представительность и качество, были отобраны оробы по газо-конденсатным залежам о°дого из месторсж-дсниИ З:]clпгпднoíо Сибири. (С целню удо.ства oценни была иоздднг расчдтная фо°ома в МБ Ехсе1, куда в нобятся необходимые сведения о проб^ условиях его отбора и параметрах плаеоа. В таблице а приведеньо резулвтаты сцроки пдпоб. Как ^по.цно из таблицы по пласту У yдoкиствoряст каесмoтреыным критериям только одна проба изо пяти. Анаоиз оцг-нок сосотг^оя-шз^яязс пoказывает, чоо условия для
вестнИК аКад ЕмИи наук рИ /
' 2022, том 45, №4(108) II IIIIIIIIIllllllllllllllllllll II
А
проведения отбора пробы допустимы. Однако, результаты, полученные в лаборатории, имеют следующие разногласия:
1) нарушено равновесие в системе «газ сепарации - насыщенный конденсат»;
2) наблюдается отличие молярной массы стабильного конденсата, полученной путем математической рекомбинации пластового
газа, от молярной массы стабильного конденсата и от молярной массы, полученный путем определения через свойства узких фракций;
3) отмечаются несоответствия между отдельными результатами лабораторных исследований (давление начала конденсации, плотность стабильного конденсата и т. д.).
ТАБЛИЦА 1 - Результаты оценки проб
Пласт Y X
№ скважины ХХ09 ХХ09 ХХ57 ХХ57 ХХ59 ХХ03
Год отбора 2005 2014 2005 2006 2005 2019
Депрессия на пласт, % от Рпл 68,1 40,1 6,2 7,2 32,9 3,2
Скорость газового потока на башмаке НКТ, м/с 6,7 5,2 6,8 9,0 12,3 5,2
Оценка равновесности по Стэндингу-Хоффману, коэффициент детерминации 0,798 0,917 0,900 0,952 0,859 0,796
Материальный баланс, коэффициент детерминации 1 0,962 1 1 1 0,641
Однофазное состояние рекомбинированной смеси в пластовых условиях Нет н/д Нет Нет Нет Да
Согласованность результатов исследований Отсутствует Отсутствует Частично Отсутствует Отсутствует Частично
По пласту X имеется одна проба, удовлетворяющая условиям проведения ГКИ в части скорости потока и депрессии на пласт, но наблюдается несоответствие результатов математической рекомбинации пластового газа и данных, полученных в ходе лабораторных измерений. А именно, нарушено равновесие в системе «газ сепарации - насыщенный конденсат» на графике Стэндинга-Хоффмана, имеется отличие молярной массы стабильного конденсата, полученной путем математической рекомбинации пластового газа, от молярной массы стабильного конденсата, представленного в отчете о пробе.
Настройка РУТ-модели
Следующим этапом является настройка PVT-модели на результаты лабораторных исследований отобранных проб. Для успешной настройки необходимо выполнить следующие условия [11]:
вестник академии наук рб / __
' 2022, том 45, № 4(108) |||||||||||||||||||||||||ИИИмБя
1) результаты моделирования до настройки уравнения состояния должны1 быть близки к результатам, полученные в лаборатории (КГФ ~ ±=10 %, плотн ость стабильн ого конденсата ~ ± 4 %, Рнк — ±=1:5 %);
2) фазовая диаграмма должная имевт физичный вид гладкой петли.
В качестве примера рассмотрим основные методы настройки входных данных композиционной модели для пробыв из сласта X. Стоит отметить, что при рекомбиналии пластового оаза, компоненты жидкости могут быть взяты по результатам либо хромато-графического анализа дебутанизсрованного конденсата, либо физико-химических характеристик узких дистилляеов. Изначально были выбраны1 результаты хроматонрафиче-ского анализа. Однако загруженные данные в симулятор для текущей пробы показали неудовлетворительный результат, а именно теоретический расчёт давления начала конденсации составил 126,4 бар, тогда как по результатам лабораторного исследования -215,3 бар, т.е. отклонение составило 70 %, что больше 15% критерия, указанного выше. Столь низкое расчётное давление начала конденсации свидетельствует о неверном компонентном составе пластового газа. Как видно первое условие успешной настройки не выполняется и настроить качественно модель не представляется возможным. По этой причине были скорректированы входные данные по следующим методам:
1. Изменение КГФ. Изменяя КГФ, можно добиться увеличения давления начала конденсации в предположении, что имели место погрешности при промысловых замерах дебита газа или конденсата, за счет чего в лабораторную установку фазовых равновесий были загружены неверные пропорции газа и конденсата, что, в свою очередь, привело к неправильному значению давления начала конденсации.
Из таблицы 2 видно, что при изменении
КГФ от 2н до 250 см3/м3 давление начала конденсации меняется с 38 до 207,2 бар (см. табл. 2). Максимально приближенное зсаче-ние давления начала конденсации к его лабораторному значению достигается при КГФ 250 см3/м3. Однако такая величинн КГФ кратно выш е значения, замеренного в ходе ГКИ и ноэтому такая корректиролка не допустима .
ТАБЛИЦА 2 - Результата моделирования различоык КГФ
№ КГФ), см- /м Р^ бар
1 2 5 -
2 50 86,9
3 86,9 13 8,4
4 110 144,8
5 200 190,1
6 250 207,2
По результатам термодинамического исследования
р = 215,3 бар нк
2. Изменение доли остаточной фракции [12]. Суть данного метода заключается в том, что при объединении последней остаточной фракции с предыдущим компонентом, меняется PVT-свойства модели, в данном случае давление начала конденсации. Изначально в дебутанизированном конденсате остаточную фракцию составляли компоненты С . Общее количество компонент пластового газа 23. При загрузке в симулятор давление начала конденсации составило 126,4 бар. Таким образом, последовательно объединяя фракцию остатка с наиболее тяжелыми компонентами, был получен результат, что 18-ти компонентный пластовый газ имеет наиболее близкое к результатам лабораторных исследований давление начала конденсации. В дальнейшем такой состав был взят за основу (таблица 3).
ТАБЛИЦА 3 - Состав пластового флюида
Количество компонент Наименования компонент 23 Мольные, % 19 Мольные, % 18 Мольные, % 17 Мольные, % 16 Мольные, %
Углекислый газ СО, 0,56386 0,56386 0,56386 0,56386 0,56386
Азот N2 0,0427! 0,04271 0,04271 0,04271 0,04271
Гелий Не 0,00787 0,00787 0,00787 0,00787 0,00787
Водород Н2 0,00099 0,00099 0,00099 0,00099 0,00099
Метан сн„ 95,95760 95,95760 95,95760 95,95760 95,95760
Этан СД ,,74682 1,74682 1,74682 1,74682 1,74682
Пропан С3Н8 0,09238 0,09238 0,09238 0,09238 0,09238
Изо-бутан 1-СД„ 0,37466 0,37466 0,37466 0,37466 0,37466
Н-бутан п-ед„ 0,02430 0,02430 0,02430 0,02430 0,02430
Изо-пентан 0,07,99 0,07199 0,07199 0,07199 0,07199
Пентан С5Ц2 0,00596 0,00596 0,00596 0,00596 0,00596
Гексан СЙН,4 П,11111 0,11111 0,11111 0,11111 0,11111
Гептан С7Н,6 0,2,486 0,21486 0,21486 0,21486 0,21486
Октан С8Н,8 0,53445 0,53445 0,53445 0,53445 0,53445
Нонан С9Н20 0,18728 0,18728 0,18728 0,18728 0,18728
Деканы С,ПН22 0,02619 0,02619 0,02619 0,02619
Ундеканы С,,Н2Д 0,01926 0,01926 0,01926
Додеканы С,2Н26 0,00869 0,00869
Тридеканы С,3Н28 0,00422
Тетрадеканы С,4Н3П 0,00293
Пентадеканы С,5Н32 0,00140
Гексадеканы С,6Н34 0,00047
Фракции 0,00116 0,00902 0,01771 0,03697 0,06316
Итого: 100 100 100 100 100
Давление насыщения до настройки, бар 126,4 131,3 138,4 123,9 119,4
Давление насыщения по результатам лабораторного исследования, бар 215,3
3. Изменение молярной массы остаточной фракции. Третий метод основан на том, что давление начала конденсации можно увеличить, изменяя молярную массу остатка до 20%, т.к. согласно результатам лабораторных исследований, ошибка определения молярной массы криоскопическим методом составляет до 20%.
При увеличении молярной массы на 20% расчетное давление начала конденсации составило 183,15 бар, что на 15 % ниже экспериментально определенного значения. Чтобы получить такие результаты нужно задать молярную массу остатка равной 253 г/моль. Данная величина существенно отличается от расчетной молярной массы остатка, полученной на основе определения состава дебу-
танизированного конденсата и доли дебута-низированного конденсата в пластовом газе, но, тем не менее, была предпринята попытка настройки PVT-модели.
В результате для данной модели был использован состав пластового газа, реком-бинированный по результатам газовой и жидкостной хроматографии с количеством компонент 18 и увеличением молярной массы остатка на 20 %. Дальше проводится настройка в симуляторе. Несмотря на все методы, использованные для приближения данных к рекомендуемым значениям, не удалось качественно настроить модель на результаты лабораторных экспериментов находясь в области физичности значений критических свойств компонент пластового газа.
вестник академии наук рб / __
' 2022, том 45, № 4(108) |||||||||||||||||||||||||ИИИмЕЯ
Следующим шагом было принято использовать при рекомбинации пластового газа фракционный состав стабильного конденсата, заданный с помощью свойств узких фракций. Данный способ заключается 15 математической рекомбинации составов газа сепарации и газа дегазации с составом стабильного конденсата, который, определенного по данным разгонки узких фракций!. Полученные результаты соответствуют рекомендуемым значениям для успешной настройки PVT-модели, поэтому входные данные зде сь настраивать ненужно.
На рисунке 3 представлены фазовые диаграммы трех моделей: до настройки, модель настроенная по данным хроматографии, модель настроенная по данным свойств узких фракций. Как видно из рисунка фазовые диаграммы корректны.
- не настроенная модель; - настроенная модель (хроматография); - настроенная модель(фракции)
Рисунок 3 - Фазовые диаграммы для разных моделей
На рисунке 4 представлены результаты эксперимента контактной конд енсации ССЕ (СМЕ) для тех же трех моделей . Видим, что модель, данные которой определены по свойствам узких фракций, расположена ближе всего к экспериментальным данным (точки).
Аналогичная картина наблюдается в эксперименте истощения при постоянном объеме (СУВ), рисунок 5. Здесь также мод ель,
настроенная по узким фракциям, даёт меньшее рассоаласовани) с ризультатами эксперимента. По вязкости обе настроенные модели показали одинаковый результат.
В результате настройки среднее отклонение расчетных данных ото результатов эксперимента по модели, настроеннай по данным хроматографии составило "7,33%%», что не удовлетворяет необходимым требованиям. ЕВ модели, настроенной по свойствам узких фракций - аоставило 4,9%.
- не настроенная модель; - настроенная модель (хроматография); - настроенная модель (фракции); • -результаты эксперимента Рисунок 4 - Результаты ССЕ (СМЕ) теста
- не настроенная модель; - настроенная модель (хроматография) ; - настроенная модель (фракции); • - результаты
эксперимента Рисунок 5 - Результата CVD теста
А
Таким образом, PVT-модель, настроенная по данным свойств узких фракций, используется для создания композиционной ГДМ и ГДМ «Black Oil» для дальнейших расчетов уровней добычи углеводородного сырья.
Аналогично проводится проверка, подготовка и настройка PVT-модели для пробы по пласту Y и после настройки также выгружаются данные для гидродинамического си-мулятора.
Расчёты в ГДМ
На основе настроенной модели в PVT-симуляторе были подготовлены выгрузки
для модели летучей нефти в формате таблицы PVTG и PVTO для гидродинамического симулятора. Результаты расчета в гидродинамическом симуляторе сравнивались с данными месячных эксплуатационных рапортов (МЭР) и технологических режимов работы скважин (ТР) (таблица 4). Установлено, что PVT-модели, настроенные на две пробы из разных пластов, при использовании в гидродинамической модели в среднем дают отклонения около 5%, что удовлетворяет результатам исследования.
ТАБЛИЦА 4 - Сравнение результатов с МЭР и ТР по пласту Y
№ скв. Рассматриваемый период Среднее отклонение от МЭР и ТР за рассматриваемый период, %
Дебит газа Дебит конденсата Забойное давление
XX01 01.10.2020 - 01.01.2022 0,02 3,38 0,63
XX02 01.10.2020 - 01.09.2022 0,04 10,44 1,33
XX04 01.10.2020 - 01.09.2022 0,01 8,94 0,63
XX09 01.11.2021 - 01.03.2022 0,01 3,51 2,43
XX11 01.11.2021 - 01.05.2022 0,01 5,67 3,27
XX12 01.11.2021 - 01.09.2022 0,01 5,12 4,45
XX13 01.11.2021 - 01.09.2022 0,01 5,09 3,30
Для апробации разных способов распределения отборов газа между скважинами с целью обеспечения максимальной добычи конденсата проведены расчеты в ГДМ пласта У
В данной модели рассчитаны варианты разработки на 15 лет с фиксированными уровнями добычи газа. При этом рассмотрены различные варианты его распределения между скважинами.Вариант 0 (базовый) предполагает текущее распределение деби-тов газа между скважинами согласно МЭР на последнюю дату анализа. В варианте 1 распределение между скважинами производится пропорционально их потенциалам, где под потенциалом подразумевается максимально возможный дебит с учетом пластового давления по каждой скважине, продуктивности
и ограничений по забойному давлению скважин. Такой подход по умолчанию используется в ГДМ для перераспределения отборов между скважинами. Также рассмотрен вариант 2 (рекомендуемый), где распределение дебитов между скважинами получено путем многовариантных расчетов с применением градиентного метода максимизации конденсата в условиях заданного ограничения на суммарную добычу газа.
Полученные таким образом распределения дебитов между скважинами, приведены в таблице 5. В графическом виде распределение отображено на рисунке 6. Рекомендуемый вариант получен путем множественных расчётов в программном комплексе «РН-КИМ», с применением градиентного метода оптимизации.
вестник академии наук рб / __
' 2022, том 45, № 4(108) IIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIИИИмЕЗ
ТАБЛИЦА 5 - Распределение дебитов газа между вариантами.
№ скв. Дебиты газа скважин по вариантам. тыс.мУсут
Базовый вариант 0 Вариант 1 (по умолчанию в ГДМ) Вариант 2 (рекомендуемый)
ХХ01 286 159) 284
ХХ02 1(55 36 56
ХХ04 215 23 135
ХХ09 137 537 179
XXII 303 158 277
ХХ12 241 310 352
ХХ13 290 414 354
Суммарный дебит 1637 1637 1637
600
500
400
300
200
100
XX01
XX02
XX04
XX09
XX11
XX12
XX13
№ скв.
■ Вариант № 0 (текущее распределение дебитов)
■ Вариант № 1 (дебиты по групповому контролю - по умолчанию в ГДМ) I Рекомендуемый вариант (решение градиентным методом)
Рисунок 6 - Распределение де битов между в ариантами
Расчетные профили добычи газа и конденсата по вариантам показаны на рисунках 7 и
700000
/ ^ ^ ^ ^ / / ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ ^ /
-Вариант 0 (базовый) -Вариант 2 (рекомендуемый)
-Вариант 1 (по умолчанию в ГДМ)
Рисунок 7 - Расчётные профили добычи газа по вариантам
— Вариант 0 (базовый) — Вариант 1 (по умолчанию в ГДМ)
—•—Вариант 2 (рекомендуемый)
Рисунок 8 - Расчётные проф ил и добычиконденсата по вари антам
В таблице 7 показано сопоставление результатов расчетов, полученных по различным вариантам.
Таблица 7 - Сопоставление накопленной добычи газа и конденсата расчетов по вариантам.
Показатель Базовый вариант 0 Вариант 1 (по умолчанию в ГДМ) Вариант 2 (рекомендуемый)
Накопленная добыча газа до 2037 года, млн.м3 8750,2 8894,3 8892,3
Накопленная добыча конденсата до 2037 года, тыс. м3 642,8 661,9 664,0
Таким образом, из рисунков 7, 8 и таблицы 7 видно, что предлагаемое перераспределение приводит к увеличению добычи конденсата при близких уровнях добычи газа как по сравнению с текущим распределением дебитов, так и при распределении в ГДМ по умолчанию.
Прирост в накопленной добыче конденсата на 2037 год у вариантов 1 и 2 по сравнению с базовым вариантом составляет от 21 до 23 тыс. м3
Заключение.
По данным ГКИ для исследуемых залежей отобраны наиболее представительные и качественные пробы по предлагаемым в данной работе критериям. Установлено, что настройка PVT-моделей на данные лабораторных исследований выбранных проб, основанные на результатах фракционной раз-
гонки, даёт меньшее рассогласование, чем на результатах хроматографии. Достоверность PVT-моделей также подтверждается гидродинамическом симулятором, в котором установлено, что результаты расчетов дают в среднем отклонение 5% по сравнению с МЭР и ТР.
На основе PVT-моделей пластовых флюидов построены композиционные ГДМ и ГДМ «Black Oil» для прогнозирования уровней добычи углеводородного сырья.
С применением гидродинамической модели получен вариант распределения отборов газа между скважинами при постоянном суммарном дебите газа, который позволит увеличить накопленную добычу конденсата до 2037 года от 21 до 23 тыс. м3 по сравнению с базовым вариантом.
вестник академии наук рб / __
I 2022, том 45, № 4(108)^^^^ШШШШп 81
Л ИТЕРАТУРА:
1. Гриценко А. И., Гриценко И. А., Юшкин
B. В., Островская Т. Д. Научные основы прогноза фазового поведения пластовых газоконденсат-ных систем. М.: Недра, 1995. 432 с.
2. Щебетов А., Римолди А., Пиана М. Оценка качества и моделирование газоконденсатных исследований в условиях неопределенности исходных данных // SPE 133258, Москва, 26 - 28 октября 2010. С. 1 - 14.
3. Шарипов А. Ф., Волков А. Н. Система контроля и оценки качества газоконденсатных исследований скважин // Вести газовой науки. 2016. № 4 (28). С. 173 - 180.
4. Долгушин Н. В., Корчажкин Ю. М., Под-юк В. Г., Сагитова Д. З. Исследование природных газоконденсатных систем. Ухта, 1997. 178 с.
5. Изюмченко Д. В., Мандрик Е. В., Мельников С. А., Плосков А. А., Моисеев В. В., Харитонов А. Н., Памужак С. Г. Эксплуатация газовых скважин в условиях активного водо- и пескопро-явления // Вести газовой науки. 2018. № 1 (33).
C.235 - 242.
6. Зотов Г. А., Алиев З. С. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газокон-денсатных пластов и скважин. М.: Недра, 1980 - 301 с.
© Ишмуратов Тимур Ахмадеевич
кандидат физико-математических наук Главный специалист сектора ГДМ газонефтяных месторождений ООО «РН-БашНИПИнефть», ул. Ленина, 86/1,
450006, г. Уфа, Российская Федерация, эл. почта: IshmuratovTA@bnipi.rosneft.ru
© Исламов Ринат Робертович
кандидат физико-математических наук Начальник отдела сопровождения разработки нефтегазовых залежей ООО «РН-БашНИПИнефть», пр. Ленина, 86/1,
450006, г. Уфа, Российская Федерация, эл. почта: IslamovRR@bnipi.rosneft.ru
© Хисамов Артур Альфирович
Главный менеджер сектора развития ключевых компетенций (ОГМ) ООО «РН-БашНИПИнефть», пр. Ленина, 86/1,
450006, г. Уфа, Российская Федерация, эл. почта: Khisamov-AA@bnipi.rosneft.ru
© Золотогоров Владимир Олегович
Специалист отдела развития технологий разработки ООО «РН-БашНИПИнефть», пр. Ленина, 86/1, корп. 6, 450006, г. Уфа, Российская Федерация, эл. почта: VO_Zolotogorov1@bnipi.rosneft.ru
7. Turner R. G., Hubbard M. G., Dukler A. E. «Analysis and Prediction of Minimum Flow Rate for the Continuous Removal of Liquids from Gas Wells» - SPE Gas Technology Symposium, Omaha, Nebr., 1968.
8. Гриценко А. И., Алиев З. С., Ермилов О. М., Ремизов В. В., Зотов Г. А. Руководство по исследованию скважин. М. Наука, 1995. 523 с.
9. Watanasiri S., Brule M. R., Starling K. E. Correlation of Phase-Separation Data for Coal-Conversion Systems. AlChE Journal. Vol. 28, № 4. July, 1982. Pp. 626 - 637.
10. Hoffmann A. E., Crump J. S. Hocott C. R. Equilibrium const ants for a gas-condensate system // Petroleum transactions, aime. Vol. 198, 1953. P. 1.
11. Щебетов А. В., Галкин М. В. Оценка качества и моделирование газоконденсатных исследований в условиях неопределенности исходных данных // Газовая промышленность. 2009. № 9.
12. Ющенко Т. С., Брусиловский А. И. Новый инженерный метод создания и адаптации PVT-модели природной газоконденсатной смеси / Т. С. Ющенко, А. И. Брусиловский // Научно-технический сборник «Вести газовой науки». 2015. № 4 (24). С. 14 - 20.
© Андреев Алексей Егорович
Заместитель генерального директора - главный геолог ООО «РН-Пурнефтегаз», мкр-н 10, д. 3 629830, г. Губкинский, Российская Федерация, эл. почта: AEAndreev@png.rosneft.ru
© Опритов Иван Геннадьевич
Начальник управления по разработке месторождений ООО «РН-Пурнефтегаз», мкр-н 10, д. 3 629830, г. Губкинский, Российская Федерация, эл. почта: IGOpritov@png.rosneft.ru
© Абдуллин Азат Фаритович
Начальник отдела научно-технического развития и инноваций ООО «РН-Пурнефтегаз», мкр-н 10, д. 3 629830, г. Губкинский, Российская Федерация эл. почта: AFAbdullin@png.rosneft.ru
© Уткин Евгений Владимирович,
Начальник отдела разработки газовых и газоконденсатных залежей управления по разработке месторождений ООО «РН-Пурнефтегаз», мкр. 10, 3 629830, г. Губкинский, ЯНАО, Российская Федерация, эл. почта: EVUtkin@png.rosneft.ru
