Дослідження межі застосування PVT-моделі “чорної нафти” для моделювання газоконденсатних покладів

  • О. В. Бурачок Івано-Франківський національний технічний університет нафти і газу https://orcid.org/0000-0001-9935-3970
  • Д. В. Першин Український науково-дослідний інститут природних газів https://orcid.org/0000-0003-4342-4287
  • С. В. Матківський Івано-Франківський національний технічний університет нафти і газу Український науково-дослідний інститут природних газів https://orcid.org/0000-0002-4139-1381
  • О. Р. Кондрат Івано-Франківський національний технічний університет нафти і газу https://orcid.org/0000-0003-4406-3890
Ключові слова: PVT-модель, композиційна модель, модель “чорної нафти”, розробка газоконденсатних родовищ

Анотація

Створення геолого-технологічних моделей є потрібною умовою для ухвалення оптимальних рішень щодо аналізу поточного стану, проєктування геолого-технологічних заходів і розрахунку прогнозних показників. У разі ізотермічного процесу для опису фазової поведінки та фазових перетворень використовують два основні способи: а) спрощена модель нелеткої нафти, так звана модель “чорної нафти” (ЧН), у якій кожна фаза – нафта, вода й газ представлена відповідним однойменним компонентом, а розв’язання рівнянь фільтрації ґрунтується на визначенні показників насичень і тисків за комірками чисельної моделі, а зміна властивостей пластових флюїдів задається в табличному вигляді як функція тиску; б) композиційна модель, у якій за допомогою рівняння стану фазова рівновага розраховується для вуглеводневих і невуглеводневих компонентів, а в процесі фільтраційних розрахунків, окрім насичень і тисків, нафтогазова суміш приводиться до фазової рівноваги і розраховується матеріальний баланс щодо кожного компонента в газовій і рідкій фазах. Для врахування леткості компонентів класичну модель ЧН удосконалено способом уведення газовмісту й кількості випаровуваної рідини, що дає змогу застосовувати її для більшості нафтогазових покладів, далеких від критичного стану, і в яких фазові перетворення в пласті не є такими істотними. Також через меншу кількість змінних, їхній чисельний розрахунок є простішим і набагато швидшим. Однак, зважаючи на важливість та актуальність проблеми збільшення видобутку українського газу та оптимізації розроблення газоконденсатних родовищ, постає питання можливості використання спрощеного описування поведінки фазових перетворень у газоконденсатних родовищах за допомогою PVT-моделі ЧН, що працюють на виснаження й визначення межі її застосування залежно від потенційного вмісту рідких вуглеводнів. У роботі виконано порівняльне дослідження показників розробки умовного покладу для синтетично-згенерованих пластових сумішей із різним потенційним вмістом С5+, які представлено у вигляді графічних залежностей і таблиць. За результатами можна визначити межу застосування спрощеної PVT-моделі ЧН і потрібний момент переходу на композиційну модель для отримання точніших результатів розрахунків.

Посилання

Burachok O. V., Pershyn D. V., Matkivskyi S. V., Bikman Ye. S., Kondrat O. R. Features of reproduction of the equation of state of gascondensate mixtures with limited initial information//Rozvidka ta rozrobka naftovykh i hazovykh rodovyshch. – 2020. – № 1 (74). – C. 82–88. (In Ukrainian).

Ceragioli P. Gas Injection: Rigorous Black-Oil or Fast Compositional model? IPTC 12867 prepared for International Petroleum Technology Conference held in Kuala Lumpur, Malaysia, 3–5 December 2008.

Coats K. H., Thomas L. K., Pierson R. G. Compositional and Black Oil Reservoir Simulation. Prepared for presentation at the 13th SPE Symposium on Reservoir Simulation held in San Antonio, TX, U.S.A., 12–15 February 1995. SPE 2911.

Delicado V. E. A comparison of black-oil versus compositional simulation methods for evaluating a rich gas-condensate reservoir. A mini dissertation in Petroleum Geoscience (Reservoir Engineering). Submitted in partial fulfilment of the requirements for the degree of Masters in Science (MSc) of the Faculty of Sciences, University of the Western Cape, South Africa. December 2016. 110 p.

Fevang O., Singh K., Whitson C. H. Guidelines for Choosing Compositional and Black-Oil Models for Volatile Oil and Gas-Condensate Reservoirs. Presented at the 2000 SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in Dallas, Texas, 1–4 October 2000. SPE 63087.

Firoozabadi A., Thomas L. K. Sixth SPE Comparative Solution Project: A Comparison of Dual-Porosity Simulators. Prepared for presentation at the SPE Symposium on Reservoir Simulation in Houston, TX, February 6–8, 1989. SPE 18741.

Inzgec B., Barrufet M. A. Performance Analysis of a Modified Black-Oil Model for a Rich Gas Condensate Reservoir. Presented at the Petroleum Society’s 6th Canadian International Petroleum Conference (56th Annual Technical Meeting), Calgary, Alberta, Canada, June 7–9, 2005. PETSOC-2005-018.

Kenyon D. E., Alda Behie G. Third SPE Comparative Solution Project: Gas Cycling of Retrograde Condensate Reservoirs. Presented at the 1983 SPE Reservoir Simulation Symposium held in San Francisco, Nov. 15–18. SPE 12178.

Killough J. E., Kossack C. A. Fifth Comparative Solution Project: Evaluation of Miscible Flood Simulators. Prepared for presentation at the Ninth SPE Symposium on Reservoir Simulation held in San Antonio, Texas, February 1–4, 1987. SPE 16000.

Опубліковано
2020-08-19
Як цитувати
Бурачок, О. В., Першин, Д. В., Матківський, С. В., & Кондрат, О. Р. (2020). Дослідження межі застосування PVT-моделі “чорної нафти” для моделювання газоконденсатних покладів. Мінеральні ресурси України, (2), 43-48. https://doi.org/10.31996/mru.2020.2.43-48