Влияние настройки pvt-моделей нефти на расчетное значение минимального давления смешивания при проектировании газовых мун
На текущем этапе развития нефтяного инжиниринга существует множество методик создания моделей флюидов и настройки уравнения состояния на экспериментальные данные. Наличие множества способов создания адекватных PVT-моделей дает возможность, варьируя различные параметры, получить равнозначные результаты моделирования с определенной допустимой погрешностью с точки зрения отклонений от экспериментальных данных. Модели флюидов, настроенные с одинаковой точностью на данные экспериментов, показывают значительное отличие между расчетным и замеренным минимальным давлением смешивания (minimum miscibility pressure-ММР) газа в нефти. Авторы статьи, на основе многовариантных настроек PVT-моделей, делают вывод о степени влияния параметров уравнения состояния на расчетное значение ММР, а также представляют рекомендации для создания моделей флюидов, которые более корректно будут описывать процессы термодинамики при выполнении расчетов на композиционных гидродинамических моделях.
Fred I. Stalkup в работе [1] обращает внимание на тот факт, что настроенная на эксперимент PVT-модель не является уникальной. Несколько уравнений состояния с различными параметрами могут показывать равновероятные результаты. Тем не менее они могут давать различные расчетные значения ММР по сравнению с экспериментом и корреляциями[1].
Abbas Firoozabadi
и Aziz Khalid в работе [2] пришли к следующим результатам и выводам:
1) Настроенная PVT-модель актуальна лишь в окрестностях значений близким к давлению насыщения;
2) Чем больше разница между значениями рассчитанного минимального давления смешивания и давления насыщения, тем выше переоценка расчетного ММР по сравнению с экспериментальным;
3) Предложенная корректировка:
В качестве исходных данных взяты материалы по изучению PVT-свойств нефти месторождений на Ближнем Востоке и в Северном море. Для ближневосточного месторождения характерны следующие свойства нефти: плотность нефти в пластовых условиях – 790 кг/м3, плотность нефти в стандартных условиях – 890 кг/м3 вязкость нефти при давлении насыщения – 2сП, газосодержание – 106 м3/м3. Для месторождения в Северном море характерны следующие свойства нефти: плотность нефти в пластовых условиях – 618 кг/м3, плотность нефти в стандартных условиях – 840 кг/м3, вязкость нефти при давлении насыщения – 0,28сП, газосодержание – 205 м3/м3.
Исходная разбивка углеводородных компонентов представляла собой пластовую смесь с компонентами от С1 до С11+, азот и диоксид углерода. Компоненты нефти при использовании в термодинамическом симуляторе группировались с целью облегчения настройки на эксперимент с контролем по отсутствию отклонений от начальной фазовой диаграммы. Изобутан и н-бутан группировались в компоненту C4+, изопентан и н-пентан – в компоненту С5+, компоненты С7-С10 – как С7+
Алгоритм определения оптимальных параметров уравнения состояния
Для настройки термодинамической модели использовались данные по дифференциальному разгазированию, исследованию PVT - соотношений и вязкости пластовой нефти, многоступенчатой сепарации нефти. Экспериментальные данные по определению минимального давления смешения получены исходя из результатов slim-tube теста.
Настройка термодинамической модели производилась в несколько этапов:
1) Модель смеси настраивалась на газосодержание по тесту многоступенчатой сепарации. Настройка производилась путем вариации молекулярной массы тяжелой плюс-фракции.
2) Далее подбирались параметры под результаты дифференциального разгазирования – плотность, объемный коэффициент нефти, газосодержание. Для адаптации модели под эксперимент варьировались такие параметры уравнения состояния, как бинарные коэффициенты взаимодействия, шифт-параметр, ацентрический фактор, коэффициенты Ωа и Ωb.
3) Происходила настройка на эксперимент по определению вязкости пластовой нефти.
4) Определение ММР путем математического моделирования физического эксперимента.
Однако качественно настроенные уравнения состояния на основные исследования не гарантируют удовлетворительную настройку минимального давления смешивания. С целью верификации параметров, наиболее значительно влияющих на расчетное значение минимального давления смешивания, был проведен анализ чувствительности путем многовариантных настроек PVT-модели. По результатам была построена торнадо-диаграмма (рис. 1), из которой видно, что минимальное давление смешивания наиболее чувствительно к значениям молекулярной массы плюс-фракции и ацентрического фактора.
РИС. 1. Торнадо-диаграмма (анализ чувствительности на основные параметры уравнения состояния)
На основе анализа чувствительности производился пересмотр стратегии настройки модели – при условии завышения расчетного значения ММР по сравнению с экспериментальным, производилось уменьшение молекулярной массы тяжелого компонента, а при условии занижения, наоборот, увеличение. Так как значение молекулярной массы влияет на газосодержание нефти, донастройка содержания газа до экспериментальных значений производилась путем вариации шифт-параметра и бинарных коэффициентов взаимодействия. Экспериментальное значение ММР было получено в результате проведения slim-tube теста, при котором в заполненную пластовой нефтью трубку с песком нагнетался в пластовых условиях газ объемом, равным 1,2 порового объема трубки. При определенном давлении, равном минимальному давлению смешивания (ММР), закачиваемый флюид становится смешиваемым с пластовой нефтью [3].
Суммарно было создано 30 различных PVT-моделей флюида для обоих вариантов проб с различными значениями молекулярной массы и ацентрического фактора для компонента С11+. На следующем этапе оценивалось расчетное значение ММР и сравнивалось с экспериментальным. На рис. 2 и 3 представлены графики зависимости ММР от ацентрического фактора и молекулярной массы для ближневосточной и нефти месторождения в Северном море.
Основываясь на результатах анализа определена область наиболее оптимальных значений параметров уравнения состояния с точки зрения корректности и непротиворечивости основным законам термодинамики. Предпочтительное значение ацентрического фактора (1,1-1,4) для нефти месторождения на Ближнем Востоке и (0,8-1,5) для нефти месторождения в Северном море. Не менее важным является контроль значений молекулярной массы компонента С11+. Необходим такой подбор молекулярной массы, чтобы добиться соответствия плотности нефти.
Рис. 2. 3D-график зависимости ММР от ацентрического фактора и молекулярной массы: а) для ближневосточной нефти, б) для нефти из месторождения в Северном море
РИС. 3. 2D-график зависимости ММР от ацентрического фактора и молекулярной массы: а) для ближневосточной нефти, б) для нефти из месторождения в Северном море
Выводы:
1. На основе многовариантных настроек PVT-моделей сделан вывод о степени влияния параметров уравнения состояния на расчетное значение ММР, определяемого из slim-tube теста, выделены наиболее влияющие параметры.
2. Значение молекулярной массы тяжелой плюс-фракции (в текущей постановке задачи компонента С11+) существенно влияет не только на газосодержание на стадии настройки, но и на экспериментальное значение ММР.
3. Разработанные рекомендации позволят создавать модели флюидов, которые более корректно будут описывать процессы термодинамики при выполнении расчетов на композиционных гидродинамических моделях.
Авторы:
Главнов Николай Григорьевич,
начальник управления, ООО «Газпромнефть-НТЦ»
Мухаметзянов Искандер Зинурович,
Ведущий специалист, ООО «Газпромнефть-НТЦ»
Литература:
1. Stalkup, F. I., & Yuan, H. (2005, January 1). Effect of EOS Characterization on Predicted Miscibility Pressure. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/95332-MS.
2. Firoozabadi, A., & Khalid, A. (1986, November 1). Analysis and Correlation of Nitrogen and Lean-Gas Miscibility Pressure(includes associated paper 16463 ). Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/13669-PA.
3. Петраков А.М., Егоров Ю.А., Лебедев И.А., Старковский В.А. Методические особенности проведения экспериментальных исследований по вытеснению нефти газовыми и водогазовым воздействием // Нефтяное хозяйство. –. 2016. – № 2. – С. 60-63.
4. Whitson C.H. Phase behavior / C.H.Whitson, M.R.Brule. – Monograph volume 20. – 2000. – 235 p.
