PVT моделирование околокритических флюидов. Закритические флюиды

Последнее сообщение
Neptun 44 9
Ноя 15

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 863 10
Ноя 15 #1

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 534 10
Ноя 15 #2

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 1097 11
Ноя 15 #3

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 1054 11
Ноя 15 #4

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