CC BY
16
УДК 543.544+543.42
Проблемы и возможности совершенствования исследования и моделирования газоконденсатных флюидов
А.Г. Касперович1*, Д.Р. Крайн2, О.А. Омельченко2, Н.А. Мурыхныч2, Д.А. Рычков2, Д.Г. Фатеев2, Ю.В. Мамонтова3
1 ООО «Газпром переработка», Российская Федерация, 194044, г. Санкт-Петербург, ул. Смолячкова, д. 6, к. 1, стр. 1
Ключевые слова:
гидродинамическое
и технологическое
моделирование,
компонентно-
фракционный
состав,
композиционный состав,
физико-химические свойства,
экспериментальные исследования.
2 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская область, Ленинский р-н, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1
3 ООО «Газпром недра», Российская Федерация, 625000, г. Тюмень, ул. Герцена, д. 70 * E-mail: KasperovichAG@gpp.gazprom.ru
Тезисы. Фундаментальной базой для корректных расчетов в различных системах гидродинамического и технологического моделирования является подробная, проверенная информация о содержании и свойствах компонентов и фракций пластового газоконденсатного флюида (ГКФ). Для анализа, планирования и прогноза показателей технологически связанных процессов логично выстроить единую комплексную систему исследования и моделирования пластового ГКФ и выделяемых из него углеводородных потоков (УВП) по технологической цепочке «пласт ^ скважина ^ промысел ^ завод». При большом разнообразии имеющихся средств моделирования, аналитического оборудования, нормативной документации по данному направлению обобщенной программы работ до сих пор не сложилось, работы ведутся разрозненно по стадиям технологических процессов, без общего плана, комплексного сбора и обработки результатов. В статье рассмотрены причины такого состояния и предложены способы объединения разнородной информации. По мнению авторов, реализация предложенных способов обеспечит информационную связь экспериментальных данных и расчетов, выполняемых на разных стадиях исследования и моделирования ГКФ и выделяемых из него УВП, что повысит корректность и расширит диапазон практического применения последних.
Месторождения Западной Сибири в последние годы характеризуются падающей добычей сеноманского сухого газа и нарастающими темпами разработки газоконденсатных отложений и нефтяных оторочек. При этом разрабатываются все более глубоко залегающие продуктивные горизонты, а добываемые флюиды все сильнее отличаются от ранее добываемых и подробно изученных. В связи с этим приобретает актуальность проблема эффективности подготовки углеводородного газокон-денсатного сырья, увеличения глубины его переработки. Для оптимизации процессов планирования и управления подготовкой и переработкой нестабильного газового конденсата (НК) как одного из продуктов промысла необходимо своевременно получать достоверную и в достаточной степени детальную информацию о составе пластового газоконденсатного флюида (ГКФ). Причем речь идет о полном компонентно-фракционном составе (КФС) ГКФ и необходимых для последующего адекватного моделирования физико-химических свойствах (ФХС) входящих в него узких фракций. Поскольку НК является налогооблагаемым продуктом целого ряда компаний Группы Газпром, данные о его КФС и ФХС (например, плотности, температуре помутнения, товарных свойствах), которые используются в учетных операциях, и степень достоверности прогноза изменений в процессе разработки месторождения могут влиять на доходность ПАО «Газпром» и налоговые поступления в бюджет РФ. Необходимо отметить, что указанная базовая информация необходима для моделирования как разработки месторождений (на гидродинамических моделях), так и процессов транспорта, подготовки и переработки добываемых углеводородов в системах технологического моделирования (СТМ).
В настоящее время разработаны и применяются на практике разнообразные технические средства и методы (методики) определения КФС и ФХС ГКФ (и его узких фракций), а именно:
• эффективное скважинное и сепарацион-ное оборудование с высокоточными датчиками температуры, давления и дебита добываемого углеводородного сырья, обеспечивающее качественные газоконденсатные исследования;
• аналитическое оборудование, стандартизованные и поисковые методики экспериментальных исследований КФС и ФХС газовых и жидких углеводородных смесей и их фракций;
• программные средства моделирования пластовых флюидов, расчета показателей разработки месторождений, промысловой подготовки пластового ГКФ, транспорта и переработки НК.
Качественный отбор глубинных проб и исследования пластового ГКФ (опробователи пластов на кабеле) за редким исключением трудновыполнимы или невозможны, для определения КФС и ФХС фракций чаще всего проводятся отбор проб и исследования углеводородных потоков (УВП), выделяемых из добываемого ГКФ - продукции скважин или промысла. При этом КФС пластового и добываемого ГКФ в процессе расчета прогнозных показателей разработки месторождений определяются по результатам гидродинамического моделирования (ГДМ), а КФС выделяемых из ГКФ продуктов - по результатам последующего технологического моделирования подготовки ГКФ и переработки нестабильного конденсата в СТМ.
Из всего перечисленного выше логично вытекает необходимость разработки единой программы комплекса исследований и моделирования ГКФ, а также выделяемых из него УВП по технологической цепочке «пласт ^ скважина ^ промысел ^ завод» с последовательной передачей данных, обменом данными, обобщением и анализом результатов и обратной связью для получения наиболее достоверной информации. При большом выборе средств реализовать эту задачу весьма непросто. По ряду организационных и технических причин на практике перечисленные работы проводятся обособленно для каждого элемента упомянутой технологической цепочки, полученные при этом результаты исследований и расчетов остаются разрозненными, их обобщения и комплексного
анализа не проводится. Это ограничивает возможности контроля достоверности и спектра использования получаемой информации.
Одна из проблем комплексного исследования и моделирования ГКФ заключается в значительном различии решаемых задач и форматов составов и свойств ГКФ, получаемых при лабораторном анализе и используемых при ГДМ и в технологических моделях промысловой подготовки и переработки НК. Более того, в ходе ГДМ для ускорения расчетов часто используют модель формата англ. black oil (нелетучая нефть), которая не предполагает корректных (детерминированных) методик преобразования результатов моделирования в формат КФС (с необходимым набором ФХС псевдокомпонентов в составе углеводородного сырья), используемый для моделирования последующих процессов в СТМ.
Другой проблемой в настоящее время являются технические ограничения симуля-торов пласта, которые не позволяют оперировать в ГДМ подробными КФС пластового ГКФ и продукции скважин. В лучшем случае используются их «свернутые» укрупненные композиционные составы (КС) с ограниченным числом компонентов и фракций, общее количество которых обычно составляет не более десяти-пятнадцати. В то же время для адекватного моделирования промысловой подготовки ГКФ и особенно переработки НК необходимо использовать подробные КФС с набором индивидуальных компонентов (до углеводородов группы С5 включительно), узких 10-градусных фракций в диапазоне температур кипения до 450...500 °С и остатка кипением при температурах свыше 450.500 °С. При этом для каждой фракции как КС, так и КФС необходимо получить набор базовых ФХС: как минимум -молярную массу, плотность, температуру кипения, критические свойства.
Таким образом, для передачи КФС и свойств флюида из ГДМ в СТМ необходимо начальный подробный КФС пластового ГКФ, полученный по результатам экспериментальных лабораторных исследований и моделирования, трансформировать в «свернутый» КС, а затем композиционные составы добываемого ГКФ, полученные на каждом расчетном шаге ГДМ, «развернуть» обратно в формат подробного КФС для последующего технологического моделирования. При этом соответствующей (и, главное, корректной) трансформации подлежат и свойства
псевдокомпонентов КФС. Потенциальная схема такой операции представлена ниже на рис. 1. Однако из-за отсутствия надежных способов обратной конвертации КС из гидродинамической модели в КФС для СТМ такая схема обычно не используется. КФС сырья промысловой подготовки и последующей переработки формируется самостоятельно разными нестандартизо-ванными способами.
Существует и проблема трансформации ФХС широких фракций КС в ФХС узких фракций КФС из-за необходимости дополнительной (повторной) адаптации КС к результатам экспериментальных РУТ-исследований. В качестве возможного варианта решения данной проблемы предлагается новый метод, основанный на использовании коэффициентов изменения состава (КИС) - отношений долей компонентов в составе добываемого ГКФ к долям компонентов в составе пластового ГКФ.
Идея такого рода трансформации появилась при анализе составов отбираемого газа по ступеням снижения давления в процессе дифференциальной конденсации. При этом была установлена плавная форма зависимостей КИС от значения температуры кипения компонентов состава и от давления фазового перехода, что дает возможность их аппроксимации и выполнения по ним различных интерполяционных расчетов. В частности, в ООО «ТюменНИИгипрогаз» много лет успешно применялась методика сглаживания (нивелирования ошибок) экспериментальных КФС газа, отводимого из Р'УТ-бомбы
в процессе дифференциальной конденсации ГКФ, на основе построения зависимостей КИС от давления отбора. Использование такой зависимости позволило успешно разработать и применять [1] (уже более 10 лет) методику прогноза изменения КФС добываемого ГКФ в динамике разработки месторождений. При этом использовался механизм плавной сплайн-интерполяции указанной зависимости по проектному массиву пластовых давлений по годам эксплуатации.
Далее изложен один из вариантов реализации подобных решений «разворота» КС продукции скважин по результатам ГДМ в подробный КФС добываемого ГКФ, апробированный на примере одного из эксплуатационных участков ачимовских отложений Уренгойского неф-тегазоконденсатного месторождения. Вкратце алгоритм предлагаемой методики состоит из следующих шагов:
• по результатам ГДМ вычисляются КИС для фракций КС и формируется их табличная зависимость от значения температуры кипения на всех шагах изменения пластового давления;
• по полученной зависимости методом интерполяции по температуре кипения находятся КИС для индивидуальных компонентов и псевдокомпонентов КФС;
• по исходному КФС пластового ГКФ и полученным КИС вычисляется КФС добываемого ГКФ при требуемом значении пластового давления.
На рис. 2 отражены функциональные зависимости от температуры кипения исходных КИС для КС и КИС, полученных для ФХС,
Рис. 1. Принципиальная схема трансформации составов при передаче информации из гидродинамической модели в СТМ:
PVT - акроним от англ. pressure, volume, temperature (давление, объем, температура)
используемых в СТМ. Нужно отметить, что данная методика не требует дополнений и изменений программных средств ГДМ, ее можно реализовать в среде Microsoft Excel с минимальной доработкой данной среды путем внедрения функции гладкой интерполяции кубическим сплайном.
Следующий предлагаемый вариант «разворота» КС в КФС основан на вычислении в композиционной гидродинамической модели коэффициентов отбора (КО) компонентов пластового ГКФ в добываемый ГКФ и построении их зависимости от температуры кипения -функции отбора компонентов (ФОК). КО - это массовая доля, %, компонента, перешедшего
из пластового в добываемый ГКФ в процессе фазовых переходов «газ ^ жидкость» в пластовых условиях. В кратком изложении алгоритм данного варианта трансформации составов состоит из следующих шагов:
• по результатам расчетов в композиционной гидродинамической модели рассчитываются КО и формируется ФОК пластового ГКФ в добываемый ГКФ для КС;
• методом интерполяции полученной ФОК по температурам кипения рассчитываются КО для компонентов КФС;
• по исходному КФС пластового ГКФ и вычисленным КО рассчитывается КФС добываемого ГКФ.
О- *—С л—л/
д для КФС О для композиционной гидродинамической модели
-200 -150 -100 -50 0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 600 650
Температуры кипения компонентов и фракций, °С
Рис. 2. Функциональные зависимости от температуры кипения исходных КИС для КС и полученных КИС для КФС, используемых в СТМ
О о 100
к §
о ч®
о G
m о 80
-•-J л ё
g 1
« О U Л X 60
G
M ю о «
40
20
0
О КФС Д КС
-170
-70
30
130 230 330 430 530
Температуры кипения компонентов и узких фракций, °С
Рис. 3. Зависимости ФОК от температуры кипения для КС и результирующего КФС
На рис. 3 отражены полученные зависимости (исходная и после интерполяции). Следует отметить важное условие, связанное с вынужденной коррекцией свойств фракций КС в процессе его повторной настройки по результатам РУГ-эксперимента. Данное условие необходимо учитывать для адекватной реализации вышеизложенных методов «разворота» КС в КФС.
Необходимость этой процедуры обусловлена тем, что после «сворачивания» исходного КФС пластового ГКФ в КС и аддитивного расчета ФХС фракций происходит сдвиг расчета с использованием кубических уравнений состояния фазового равновесия флюида. Для схождения модели в формате КС с экспериментом приходится вносить поправки в рассчитанные свойства фракций КС. При этом важно не допускать сдвига расчетных температур кипения фракций, а если это окажется невозможным - учитывать введенные (при адаптации свойств псевдокомпонентов КС) изменения значения температуры кипения фракций при «развороте» КС в КФС.
Следующий недостаток существующей практики исследования и моделирования ГКФ заключается в невозможности определения на выбранную дату общего по промыслу КФС добываемого ГКФ в процессе эксплуатации месторождения по результатам периодических газоконденсатных исследований части фонда добывающих скважин. Охватить газоконден-сатными исследованиями единовременно весь добывающий фонд на постоянной основе физически невозможно, такие работы проводятся периодически для части скважин эксплуатационного фонда в соответствии с программой исследовательских работ по контролю разработки месторождения. В результате получаемые дискретно КФС продукции части скважин не отражают общего состава добываемого на промысле флюида. На данный момент специалисты по технологическому моделированию вынуждены ранжировать имеющиеся результаты газоконденсатных исследований скважин по представительности, проводить иные работы, чтобы получать такой обобщенный КФС добываемого ГКФ.
Для решения этой задачи в дополнение к исследованиям скважин предлагается развернуть определение обобщенного по промыслу КФС добываемого ГКФ по результатам моделирования его промысловой подготовки
в режиме расчетно-технологического мониторинга (РТМ). Такая методология была отработана в ООО «ТюменНИИГипрогаз» в течение последнего десятилетия [1]. Суть предлагаемого метода заключается в итерационном расчете материально-компонентного баланса промысла по фактическим режимным параметрам (давлению и температуре) сепарационного оборудования, хозрасчетно измеренным объемам товарного газа и товарного НК и экспериментально полученным КФС УВП по ступеням сепарации (минимально необходимо определение КФС товарного НК на выходе последней ступени сепарации). В процессе расчетов проводится рекомбинация входящего на промысел суммарного потока добываемого ГКФ смешением экспериментального КФС товарного НК и расчетного КФС товарного газа в соотношении, подбором которого достигается схождение с заданной точностью расчетных объемов продуктов промысловой подготовки с результатами их хозрасчетных измерений. При этом контролируется отклонение расчетного и экспериментального КФС НК товарного, и для его минимизации при необходимости проводится согласование давления концевой ступени сепарации с давлением насыщенных паров конденсата. Схема таких исследований отражена на рис. 4.
Такая процедура позволяет однозначно определять КФС общего потока добываемого ГКФ на входе промысла, из которого по адаптированной модели при фактических режимных параметрах сепараторов и разделителей рассчитывается значение удельного балансового выхода НК, соответствующее результатам хозрасчетных измерений объемов газа и конденсата, а его расчетный КФС близок к полученному экспериментально. Небольшие отклонения расчетного КФС от экспериментального в большинстве случаев неизбежны вследствие погрешности хроматографических определений последнего и связанных с ними отклонений расчетного давления насыщенных паров конденсата при температуре сепарации от фактического давления концевой ступени сепарации. Изложенный метод расчета обеспечивает также получение полного материального компонентного баланса всех потоков газа и конденсата по ступеням сепарации технологического процесса промысловой подготовки добываемого ГКФ, а при наличии экспериментальных КФС потоков возможно вычисление капельных уносов НК с газом.
КФС фактически добываемого ГКФ
V
Анализ показателей разработки, проверка корректности и адаптация композиционной гидродинамической модели и т.п.
Рис. 4. Схема применения РТМ для получения КФС, обобщенного по промыслу:
АСУ ТП - автоматизированная система управления технологическими процессами
Расчеты по моделям газоконденсатных промыслов Западной Сибири в режиме РТМ последние годы регулярно проводятся при анализе показателей разработки месторождений и мониторинге и прогнозе сырьевой базы ООО «Газпром переработка». Получаемый таким способом КФС добываемого ГКФ может использоваться для контроля точности ГДМ КС продукции скважин, позволит усовершенствовать методику адаптации гидродинамической модели. Регулярное определение КФС совокупного добываемого ГКФ станет связующим звеном для комплексного анализа и обобщения экспериментально определяемых КФС продукции скважин и получения на этой основе сбалансированных данных о составах флюидов отдельных объектов разработки.
В целом реализация предлагаемого метода определения обобщенного КФС добываемого ГКФ существенно дополнит объем и повысит качество информации, применяемой для контроля и анализа разработки месторождения. Использование этих данных позволит также повысить качество прогнозных расчетов составов добываемого ГКФ и товарных продуктов промысла и на этой основе более надежно решать задачи планирования и перспективного развития производств по технологической цепочке «пласт ^ скважина ^ промысел ^ завод».
Выстраивая обозначенную выше программу объединения всех вышеперечисленных работ по исследованию и моделированию ГКФ в единый комплекс, необходимо учесть и недостатки существующей практики
экспериментального определения КФС ГКФ и ФХС его фракций:
• применительно к определению КФС выпущено большое количество нормативных документов различного статуса при отсутствии в них положений, призванных обеспечить надежный контроль достоверности получаемой информации (новый ГОСТ Р 578511 в этой части также не совершенен);
• при этом отсутствуют целостная методология и соответствующие нормативные документы по экспериментальному определению и интерпретации ФХС фракций;
• фракции, выделяемые методом ректификации для экспериментального определения ФХС, значительно отличаются по составу от хроматографических фракций КФС.
Первые две проблемы могут быть решены организационно подробным анализом и ревизией действующей нормативной базы и разработкой на этой основе унифицированных стандартов, учитывающих недостатки существующих методик и обобщающих наиболее совершенные и эффективные аналитические решения.
Третья проблема гораздо сложнее, поскольку пока не существует доступных способов физического выделения из исследуемого УВП «истинных» фракций, формирующих КФС по результатам хроматографического анализа, в необходимых для экспериментального определения их ФХС объемах.
См. ГОСТ Р 57851.1-2017 Смесь газоконденсатная. Ч. 1. Газ сепарации. Определение компонентного состава методом газовой хроматографии.
На практике для этой цели проводится фракционная разгонка УВП методом ректификации со сбором фракций, выкипающих в заданных интервалах температур. Однако из-за недостаточной селективности фазового разделения выделяемые фракции содержат углеводороды с температурами кипения, интервалы которых в 5...7 раз превышают установленные номиналы. При этом хроматографические фракции формируются разделением хроматограммы по временам удерживания, соответствующим истинным температурам кипения углеводородов, и поэтому пределы кипения этих фракций близки к номинальным. Небольшие выходы отдельных индивидуальных компонентов за пределы номинального диапазона кипения хроматографических фракций объясняются расхождением температур кипения компонентов различных групп углеводородов с близкими временами удерживания.
Единство информации при определении КФС ГКФ и массива ФХС его фракций должно обеспечиваться на основе комплексной методологии, создание которой пока находится на стадии поиска. Общий план исследований УВП для получения КФС и ФХС его «истинных» фракций предположительно должен включать следующие основные этапы:
• хроматографическое определение КФС и содержания н-алканов во фракциях;
• хроматографическое определение индивидуального состава до температур кипения 200 °С с расчетом по нему ФХС легких «истинных» фракций;
• ректификацию жидкой пробы с выделением узких фракций, исследованием их ФХС и хроматографическим определением содержания в них «истинных» фракций, формирующих КФС;
• пересчет ФХС фракций разгонки (по результатам их хроматографического анализа) в ФХС «истинных» фракций КФС температурами кипения свыше 200 °С (методику пересчета предполагается разработать на базе средств математической статистики).
На данный момент в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» планируется разработка объемного пакета нормативных документов касательно комплекса исследований НК и его фракций. Предполагается, что эти документы окажутся полезными, будут широко использоваться и обеспечат полное понимание и выполнение рассматриваемых исследований. Для этого необходимо проанализировать действующую нормативную базу определения КФС и ФХС УВП, выбрать наиболее эффективные методические решения, выполнить экспериментальные исследования и реализовать на практике методики определения КФС и ФХС УВП (целесообразно это сделать силами нескольких лабораторий) для последующей их стандартизации. В частности, весьма актуальной представляется организация рабочей группы по внедрению ГОСТ Р 57851 с целью углубленного анализа корректности и эффективности прописанных в нем методик с целью дальнейшего совершенствования методической базы определения КФС и ФХС фракций в вышеизложенном аспекте.
Авторы не претендуют на «истину в последней инстанции», но считают, что проведение предлагаемых работ и реализация вышеизложенных решений позволит существенно улучшить взаимодействие подразделений, повысить качество информационных потоков и, как следствие, получить существенный технологический и экономический эффект.
Список литературы
1. Нестеренко А.Н. Практический опыт, проблемы и пути совершенствования методов определения и прогноза составов добываемого сырья газоконденсатных месторождений для адекватного моделирования его промысловой подготовки, транспорта и переработки / А.Н. Нестеренко, А.Г. Касперович, О.А. Омельченко, Д.А. Рычков, Е.А. Якушенко // Вести газовой науки: Актуальные вопросы исследований пластовых систем месторождений углеводородов. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2016. - № 4 (28). - С. 27-36.
Challenges and capabilities to perfect studying and modelling of gas-condensate fluids
A.G. Kasperovich1*, D.R. Krayn2, O.A. Omelchenko2, N.A. Murykhnych2, D.A. Rychkov2, D.G. Fateyev2, Yu.V. Mamontova3
1 Gazprom Pererabotka LLC, Box 1, Bld. 1, Estate 6, Smolyachkova street, St. Petersburg, 194044, Russian Federation
2 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninskiy district, Moscow Region, 142717, Russian Federation
3 Gazprom Nedra LLC, Bld. 70, Gertsena street, Tyumen, 625000, Russian Federation * E-mail: KasperovichAG@gpp.gazprom.ru
Abstract. A fundamental base for correct calculations within the various systems of hydrodynamic and process modelling is a detailed and valid information on composition and properties of gas-condensate fluid components and fractions. To analyze, plan and predict indicators of the technologically linked processes, it seems reasonable to arrange a unified complex system for studying and modelling of in-situ gas-condensate fluids and separated hydrocarbon flows. Such a system must correspond to a process chain like "a stratum ^ a well ^ a field ^ a plant». Despite of great diversity of simulators, analytical instruments and legal requirements, there is no any consolidated program of woks regarding this line of activities. All works are being done separately for each stage of a technological process without any general plan and complex data collection and processing system. This article highlights the reasons for the mentioned omission and suggests ways to overcome it merging the separated information. In authors' opinion, realization of the suggested steps will provide the informational connection of test results and calculations carried out at different stages of fluid studies, and, consequently, will improve propriety and enlarge a range of application for these studies.
Keywords: hydrodynamic and process modelling, component-fraction composition, physical-chemical properties, experimental tests.
References
1. NESTERENKO, A.N., A.G. KASPEROVICH, O.A. OMELCHENKO, et al. Practical experience, issues and ways to perfect methods for makeup and prediction of primary products composition of gascondensate fields in order to simulate their field treatment, transfer and processing [Prakticheskiy opyt, problem i puti sovershenstvovaniya metodov opredeleniya i prognoza sostavov dobyvayemogo syrya gazokondensatnykh mestorozhdeniy dlya adekvatnogo modelirovaniya ego promyslovoy podgotovki, transporta i pererabotki]. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2016, no. 4 (28): Actual issues in research of bedded hydrocarbon systems, pp. 27-36. ISSN 2306-8949. (Russ.).
