20.3: Композиційне моделювання газоконденсатних резервуарів - нульовий підхід
- Page ID
- 29103
Поведінка фаз має відношення до кожного аспекту нафтової та газової інженерії. За складністю поведінки фази пластової рідини моделювання пласта класифікується за двома окремими групами: моделювання чорної нафти та композиційне моделювання. Часто можна з упевненістю припустити, що поведінка пластової рідини є лише функцією тиску і не залежить від складу. Така спрощена поведінка характерно для «чорно-масляних» систем. При цьому передбачається, що пластові вуглеводневі рідини складаються з двох компонентів, а саме нафти і газу. Модель дозволяє певній кількості газу знаходитися в розчині з нафтою в пластових умовах. Кількість розчиненого газу збільшується з тиском і є єдиною функцією тиску для умов нижче точки міхура. Над тиском точки міхура масляний компонент несе весь наявний газ у резервуарі, і алгоритм «змінної точки бульбашки» зазвичай реалізується для прогнозування умов викиду розчиненого газу. Щоб ця спрощена модель «чорно-нафти» була дійсною, фактичні нафтові та газові фази повинні підтримувати фіксований склад протягом усього процесу, модельованого в резервуарі. У деяких випадках припущення про фіксований склад нафти і газу вже не є дійсним: наприклад, виснаження газоконденсатних колекторів і летючих нафтових колекторів, а також процеси, спрямовані на випаровування або змішуване затоплення рідин in-situ шляхом закачування рідини. Більш складна поведінка рідини вимагає обробки всіх вуглеводневих фаз як n c -компонентних сумішей і, таким чином, виконання «композиційного моделювання».
Хоча необхідність врахування композиційної залежності термодинамічних і гідродинамічних параметрів в описі колектора визнана давно, фактична реалізація не була реалізована порівняно недавно. Одна з основних причин обумовлена відсутністю простих і надійних методів прогнозування фазової поведінки в умовах, що цікавлять. За останні три десятиліття відбулися дві речі, які змінили ситуацію: Це (1) наявність швидкої та відносно недорогий обчислювальної потужності для проведення великої кількості задіяних розрахунків та (2) розробка зразків та досить хороші рівняння стану.
Простіше кажучи, композиційний симулятор резервуара - це динамічна інтеграція моделі динамічних пористих середовищ рідини та моделі фазової поведінки, жодна з яких не підпорядкована іншій. Фактично, в перші дні моделювання композиційного резервуара нормою була нединамічна інтеграція цих двох. Більш пізні моделі насправді намагаються повну динамічну інтеграцію. Необхідність інтеграції була визнана раніше, зокрема для газоконденсатних пластів, процесів циклічного газу та систем летючої нафти.
Ранні розробки в інженерному аналізі резервуарів спиралися на нульові або резервуарні матеріальні залишки для оцінки та прогнозування продуктивності колектора. У 1936 році Schilthuis розробив те, що ми зараз вважаємо класичним рівнянням матеріального балансу. Матеріальні баланси типу Schilthuis дійсні лише для чорно-масляних систем і не застосовуються для пластових рідин зі складною поведінкою, таких як газові конденсати та леткі масла. Композиційні міркування були включені до нульового моделювання в десятиліття 1950-х років з роботами Аллена і Роу (1950), Брінкмана і Вейнага (1957), Реудельхубера і Хайндса (1957), Джейкобі і Беррі (1957), і Jacoby et al. (1959). Це можна розглядати як перше покоління композиційних тренажерів. Незважаючи на те, що нульові моделювання були в значній мірі повалені більш складними методами числового моделювання, вони все ще вважаються найбільш простим і фундаментальним інструментом, доступним для аналізу продуктивності пласта.
Нульово-вимірні моделі роблять два основних припущення. Перший полягає в тому, щоб в основному ігнорувати двосторонній зв'язок між теплофізичними властивостями рідини та гідродинамічними характеристиками. Резервуар розглядається як ідеально змішаний резервуарний реактор з рівномірними властивостями. Ми припускаємо ніяких розмірів, і що одне єдине значення тиску і температури описує середню поведінку всього резервуара. Друге припущення полягає в нехтуванні гідродинамічними взаємодіями між проточною газовою і рідкою фазами. Іншими словами, нульова композиційна модель спирається на фазову поведінку як найважливіший ефект, що контролює опис продуктивності відновлення.
Немає сумнівів, що значні інсайти, хоча і якісні, надаються цими дослідженнями. Нульово-вимірне моделювання забезпечує менш дорогий інструмент для інженера, щоб отримати деяке уявлення про очікувану продуктивність газоконденсатного пласта під час виснаження. Іноді ми витрачаємо багато часу на роботу з чиселами розмірних композиційних симуляторів, і ми можемо забути, що фазова поведінка є єдиною найважливішою складовою продуктивності виснаження, наприклад, газоконденсатних систем. Проте інженер-колектор повинен мати на увазі, що даний вид аналізу не дає найбільш точного опису резервуара. Наприклад, вплив неоднорідностей на продуктивність колектора не може бути вивчений за допомогою нульової моделі. Знову ж таки, мета полягає в тому, щоб поглянути на якісні уявлення, які може надати нам поведінка рідини PVT.
Типова послідовність виснаження, за якою слідує нульовий композиційний симулятор, описана нижче. Цей класичний аналіз розглядає продуктивність газового конденсату як постійне виснаження обсягу (CVD) у комірці PVT. Кінцевий вихід моделі в основному складається з прогнозування GOR та складу поверхневих стоків газу та конденсату. Починаємо з однофазної газової пластової рідини, відомого складу, при початковому пластовому тиску і температурі. Ми спалахуємо цю рідину кілька разів через ряд етапів виснаження тиску, поки не будуть знайдені умови залишення. Обсяг резервуара підтримується постійним протягом усього процесу виснаження.
Типова послідовність виснаження, за якою слідує нульовий композиційний симулятор, наведено нижче:
- Обчисліть щільність і молекулярну масу вихідної пластової рідини. Маючи цю інформацію, і знаючи початковий об'єм резервуара (Vt i), розрахуйте початкову кількість газу на місці (lbmols). Альтернативний підхід полягає в тому, щоб почати з фіксованої кількості lbmols пластової рідини і обчислити відповідний початковий об'єм резервуара (Vt i). Приймаємо об'ємний резервуар і, таким чином, початковий об'єм резервуара (Vt i) залишається постійним протягом усіх розрахунків.
- Використовуючи пластовий склад рідини, розподіліть початкові молі пластових рідин на компоненти та зберігайте такі кількості для обліку матеріального балансу.
- Крок виснаження: Знизити пластовий тиск на задану величину (як правило, 200 фунтів на квадратний дюйм). Прошити пластову рідину при новому тиску, обчислити кількість молів у газовій і рідкій фазах («GaSt» і «LiQt») і щільності і молекулярні маси кожної з фаз при новому стані.
- Розширення: За допомогою молекулярної маси, щільності та загальної молярної кількості кожної з фаз обчисліть новий загальний об'єм, який займають рідини в новому стані (V exp).
- Обчисліть надлишковий обсяг рідин, взявши різницю між новим об'ємом при розширенні (V exp) і об'ємом резервуара (Vt i). Це являє собою обсяг рідини, який повинен був бути відведений свердловиною для досягнення знову введеного стану тиску, тобто V ws = V exp — Vt i (20.3)
- Розрахуйте відсоток рідини в потоці свердловини, використовуючи міркування коефіцієнта рухливості. Процедура проб і помилок необхідна для ліквідного обліку. Загальна кількість рідини, наявної при виснаженні (LiQT), повинна бути розподілена між струменем свердловини (LiQW) та рідиною, що залишилася в резервуарі (LiQR). Додатково молі пластової рідини «LiQR» можуть бути виражені в умовах насичення нафтою/конденсатом. Насичення нафтою визначають рухливість газової та рідкої фаз. Ці взаємозв'язки наведені нижче:\[LiqT = LiqWS + LiqR \label{20.4a}\]\[S_{o}=\frac{M W_{o}}{P_{o} V t_{i}} L i q R \label{20.4b}\]\[\lambda_{o}=\frac{k_{r o}\left(S_{o}\right)}{\mu_{o}} ; \lambda_{g}=\frac{k_{r g}\left(S_{g}\right)}{\mu_{g}} ; \lambda_{t} \lambda_{o}+\lambda_{g} ; S_{g}=1-S_{o} \label{20.4c}\]\[\left(V_{w s}\right)_{l i q}=\frac{\lambda_{o}}{\lambda_{t}} V_{w s}=\frac{M W_{o}}{P_{o}} \operatorname{LiqW} S \label{20.4d}\]
- \(LiqWS\)є функцією коефіцієнта рухливості, яка є функцією LiQR (через S o). В якості першого припущення візьміть LiQR = LiQT і обчислите відповідні LiQWs. Зробіть нові здогадки (зменшуючи значення в кожному новому дослідженні), поки баланс рідини в рівнянні (20.4a) не буде задоволений.
- Після того, як\(LiqWS\) і (V ws) liq відомі, отримати загальний обсяг газу, вилученого з пласта, шляхом віднімання обсягу рідини (V ws) liq із загального обсягу потоку свердловини (V ws). Експрес цей об'єм газу в молі за допомогою пластової щільності газу і молекулярної маси. Розрахуйте загальну кількість кротів свердловини.
- Облік матеріального балансу: Обчисліть кількість молів кожного компонента, що залишився у водоймі. Для цього: відніміть кількість кротів, що виходять з колодязного потоку, з числа в резервуарі перед прошивкою для кожного з компонентів. Розрахуйте новий загальний склад пластової рідини.
- Розрахуйте загальний склад виробленого свердловинного потоку, шляхом змішування складу газу і рідини, що надходить разом.
- Поверхневий виробничий об'єкт: Спалах вхідного складу свердловини через поїзд відділень. Розрахуйте загальну кількість газу і рідини, що виходять з сепараційного об'єкта і ГР. Розрахуйте відсоток відновлення з водойми.
- Контур виснаження завершено. Поверніться до кроку 3, поки не буде досягнуто тиск відмови (як правило, 600 фунтів на дюйм).
- Ділянка видобутку рідини, видобуток газу, ГРУ та відновлення з пласта як функція виснаження тиску, від початкових умов пласта до умов залишення.
Основні розрахунки VLE, необхідні тут, можуть бути виконані з використанням Peng-Robinson EOS та міркувань рівноваги. Рідкі в'язкості можна обчислити за допомогою кореляції Лоренца, Брея та Кларка, а в'язкість газу може бути розрахована за допомогою кореляції Лі-Гонсалеса. Щільності рідини отримують безпосередньо через ЕОС Пенга-Робінсона.