PVT моделирование околокритических флюидов. Закритические флюиды

Neptun 44 8
Ноя 15 #1

Всем привет!

1. Был ли у кого-то опыт настройки PVT модели летучей нефти? Какие основные сложности связаны с pvt моделированием подобного типа флюида? Насколько я понимаю в зависимости от проведения исследования подобный тип флюида можно перепутать с газоконденсатом...как вообще четко определить тип околокритического флюида - летучая нефть перед тобой или газоконденсат? Какие основные критерии необходимо знать при проведении исследований для летучей нефти? Какие подводные камни будут при моделировании PVT свойств, настройке ур-ия состояния?

2. Были ли опыт моделирования закритического флюида? По каким признакам вообще флюид можно отнести к закритическому? Как строить гидродинамическую модель такого флюида? Насколько я знаю к месторождениям с закритическим флиюдом относится например Карачаганак, были ли у кого-нибудь опыт моделирования подобного месторождения?

kochichiro 827 9
Ноя 15

Neptun пишет:

Всем привет!

1. Был ли у кого-то опыт настройки PVT модели летучей нефти? Какие основные сложности связаны с pvt моделированием подобного типа флюида? Насколько я понимаю в зависимости от проведения исследования подобный тип флюида можно перепутать с газоконденсатом...как вообще четко определить тип околокритического флюида - летучая нефть перед тобой или газоконденсат? Какие основные критерии необходимо знать при проведении исследований для летучей нефти? Какие подводные камни будут при моделировании PVT свойств, настройке ур-ия состояния?

2. Были ли опыт моделирования закритического флюида? По каким признакам вообще флюид можно отнести к закритическому? Как строить гидродинамическую модель такого флюида? Насколько я знаю к месторождениям с закритическим флиюдом относится например Карачаганак, были ли у кого-нибудь опыт моделирования подобного месторождения?

Для того чтобы определить летучая нефть или конденсат, как раз и надо знать критическую точку - а именно давление и температуру при ней. А при натягивании модели проблемы будут те же, что и для всех остальных флюидов - правильная характеризация фракции C7+, количество псевдокомпонентов и вообще их целесообразность, ну и пытка с матчингом критических свойств псевдокомпонентов, чтобы они правильно воспроизводили тот или иной эксперимент. 

Eugene 503 9
Ноя 15

Проблема идентификации заключается в том, что вы не можете по продукции на поверхности сказать в каком состоянии флюид находится в пласте - жидком или газообразном, т.к. в обоих случаях будет высокий газовый фактор и сопостовимая плотность жидкости. Только положение пластовых условий по отношению к критической точке может отнести пластовый флюид к жидкости (летучей нефти) или газоконденсату. Сложность исследования и моделирования околокритического флюида заключается в том, что при незначительном изменении давления (уход ниже давления насыщения) происходят существенные фазовые изменения. На фазовой диаграмме, линии равновесия в двухфазной области отстоят друг от друга на значительном расстоянии. Также существует проблема в визуальном и аппаратном определении давлении насыщения/конденсации. Чем ближе вы к критической точке, тем сложнее различить жидкости и газ, нет четкого перехода при прохождении давлении насыщения. В плане исследований летучей нефти, например, распространено использовать CVD вместо дифференциального разгазирования.

Если пластовые условия очень близки к критической точке, то сложность моделирования заключается в правильном воспроизведении этой критической точки, т.к. уравнение неидеально, и можно искуственно флюид сделать не тем, что реально находится в пласте.

Но и узнать, что в пласте так же не менее затруднительно, т.к. сложно отобрать представительную пробу. Как упомянуто выше, незначительные изменения в давлении приводят к существенным фазовым изменениям. Т.е. если не можете отобрать однофазную пробу, то маловероятно, что определите истинное фазовое состояние в пласте. Если пластовое давление просажено, то существенная часть материала будет потеряна уже в пласте.

Для закритического флюида существенную роль будут играть пластовые условия, т.к. если это HPHT, то возникают сложности исследования как такового - не всякое оборудование подойдет. Плюс сложно обеспечить точность мат модели во всем диапазоне P и T.

Сам я с Карачаганаком не работал, но знаю людей кто работал по именно PVT моделям. Насколько мне известно, суть сводится к тому, что в пласте нет как такового четкого ГНК. Жидкость переходит в газ (или наоборот) плавно, без четкой границы. При этом, всегда сохраняется (значительная) недонасыщенность, т.е. пластовое давление всегда выше давления насыщения даже в области ГНК. Это нечастое явление, но в принципе, вполне в приемлемых рамках моделируемого фазового поведения.

Гоша 1045 10
Ноя 15

К сказанному выше Eugene добавлю небольшой комментарий - с точки зрения прогноза добычи по модели пласта необходимо обеспечить точность мат. модели в широком диапазоне по Р, а по Т в некоторой окрестности вокруг величины Тпл.

А вот мат. модель в технологии добычи и в подготовке действительно требуется для всего диапазона Т, но уже при заметно более низких Р.

VIT 999 10
Ноя 15

Одна из проблем это решить как вы хотите моделировать залеж через black oil или композиционку. Остальное вроде расписали. Ну и кроме как академического интереса, на самом деле, на начальном этапе разработки, если вы железно планируете работу на истощение, даже если вы ошибетесь с типом флюида это не так страшно так как отклонение того что вы увидите и измерите на поверхности скорей всего будет больше ошибки от неточной модели.

Например: Вы настроили свою супер модель и потратили супер количество часов, сделали прогноз добычи, но в реале газ сепаратор работал на 30 градусов теплее, как вы думаете насколько у вас изменится выход газа/конденсата. В этом основная проблема газконденсатных залежей это то что мы мерим на поверхности трудно переводить в пласт. Поэтому старайтесь отобрать побольше хороших проб в разных местах до работы залежи.

Go to top