Вход
  1. Главная
  2. Журналы
  3. «Газовая промышленность»
  4. Газовая промышленность 9.2024
Газовая Промышленность 9.2024

Научная статья

EDN: CFGBXM

УДК 004.94::622.279
(UDK 004.94::622.279)

Авторизуйтесь

ГЕОЛОГИЯ И РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ (GEOLOGY AND GAS FIELDS DEVELOPMENT)

СОЗДАНИЕ ЕДИНОЙ МОДЕЛИ ПЛАСТОВОГО ФЛЮИДА С УЧЕТОМ ДИФФЕРЕНЦИАЦИИ ЕГО СОСТАВА С ГЛУБИНОЙ

(CREATING A UNIFIED RESERVOIR FLUID MODEL THROUGH VERTICAL COMPOSITIONAL GRADIENT)

Изучению дифференциации состава пластового флюида с глубиной в настоящее время уделяется повышенное внимание ввиду быстрого развития и внедрения цифровых двойников месторождений нефти и газа и наличия требований к точности описания состава и свойств пластового флюида по модели. Известно, что на изменение состава флюида вниз по разрезу влияет сила тяжести. Помимо этого, заметное воздействие может оказывать термодиффузия тяжелых компонентов флюида из нижних слоев продуктивного горизонта в верхние. Как правило, такое явление наблюдается для летучих нефтей, газоконденсатных и околокритических флюидов, в пластах с высокой температурой. Влияние термодиффузии на распределение компонентов в составе пластового флюида с глубиной еще недостаточно изучено, и лишь немногие симуляторы располагают инструментами, позволяющими настроить и описать математические расчеты для воспроизведения экспериментальных результатов.
В статье рассматривается пример создания модели пластового газа ачимовских отложений Уренгойского месторождения (Ямало-Ненецкий авт. окр.), где заметно влияние термодиффузии на изменение состава флюида с глубиной, подтверждаемое промысловыми замерами. Без учета данного фактора, т. е. только с помощью расчета гравитационного распределения, математической моделью невозможно точно описать изменение состава этого флюида вниз по разрезу. Приведены особенности первичных материалов промысловых и лабораторных замеров, важные элементы интерпретации указанных данных и результаты, полученные по симуляционной модели, учитывающей эффект термодиффузии.
Новая модель пластового газа ачимовских отложений Уренгойского месторождения впервые позволила уйти от трудно доказуемой концепции несвязанного, «блокового» строения залежей, и охарактеризовать флюид не только уравнением состояния с едиными параметрами, но и с помощью общего описания дифференциации его состава с глубиной, т. е. представить единый флюид в общем поровом пространстве («резервуаре»).

The study of reservoir fluid vertical compositional gradient is currently receiving increased attention due to the rapid development and implementation of digital twins of oil and gas fields and the requirements for accuracy in describing the composition and properties of reservoir fluid from the model. It is known that variation in fluid composition down the section is influenced by gravity. In addition, thermodiffusion of heavy fluid components from the lower layers of the productive horizon to the upper ones can have a noticeable effect. This phenomenon is typically observed for volatile oils, gas condensate, and near-critical fluids in high-temperature reservoirs. The effect of thermodiffusion on the reservoir fluid vertical compositional gradient is still poorly understood, and few simulators have the tools to set up and describe the mathematical calculations to reproduce experimental results.
The article considers an example of creating a model of reservoir gas of Achimov deposits of the Urengoyskoye field (Yamalo-Nenets Autonomous Okrug), where the influence of thermodiffusion on the variation of fluid vertical compositional gradient is noticeable as supported by field measurements. Without taking this into account, i. e. only by calculating the gravity distribution, it is impossible for a mathematical model to accurately describe the variation in the composition of this fluid down the section. The article presents specific primary materials of field and laboratory measurements, important elements of interpretation of these data and the results obtained by a simulation model that factors in the effect of thermodiffusion.
The new model of reservoir gas in Achimov deposits of the Urengoyskoye field for the first time made it possible to get away from the difficult-to-prove concept of non-cohesive, “block” structure of reservoirs, and to describe the fluid not only by an equation of state with unified parameters, but also by a general description of its composition grading, i. e. to represent a single fluid in a common pore space (reservoir).

ПЛАСТОВЫЙ ФЛЮИД, PVT-МОДЕЛЬ, УРЕНГОЙСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ, АЧИМОВСКИЕ ОТЛОЖЕНИЯ, ТЕРМОДИФФУЗИЯ, ИЗМЕНЕНИЕ СОСТАВА С ГЛУБИНОЙ

RESERVOIR FLUID, PVT MODEL, URENGOYSKOYE FIELD, ACHIMOV DEPOSITS, THERMODIFFUSION, VERTICAL COMPOSITIONAL GRADIENT

П.А. Гужиков, ООО «Цифра» (Москва, Россия)

Ю.В. Проткова, ООО «Ачим Девелопмент» (Новый Уренгой, Россия)

Д.В. Масленников, ООО «Цифра»

P.A. Guzhikov, Zyfra LLC (Moscow, Russia)

Yu.V. Protkova, Achim Development LLC (Novy Urengoy, Russia)

D.V. Maslennikov, Zyfra LLC

Christensen P.L. Regression to experimental PVT data // J. Can. Pet. Technol. 1999. Vol. 38, No. 13. Article ID PETSOC-99-13-52. DOI: 10.2118/99-13-52.

Pedersen K.S., Thomassen P., Fredenslund A. Characterization of gas condensate mixtures // Adv. Thermodyn. 1989. No. 1. P. 157–162.

Pedersen K.S., Thomassen P., Fredenslund A. On the dangers of “tuning” equation of state parameters // Chem. Eng. Sci. 1988. Vol. 43, No. 2. P. 269–278. DOI: 10.1016/0009-2509(88)85039-5.

Методические рекомендации по определению подсчетных параметров, характеризующих компонентный состав и физико-химические свойства УВС // ФБУ «ГКЗ»: офиц. сайт. URL: https://gkz-rf.ru/ (дата обращения: 09.09.2024). Режим доступа: по особым условиям в локальной сети владельца.

Creek J.L., Schrader M.L. East painter reservoir: An example of a compositional gradient from a gravitational field // Proceedings of the SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Las Vegas, NV, USA: SPE, 1985. Article ID SPE-14411-MS. DOI: 10.2118/14411-MS.

Wheaton R.J. Treatment of variations of composition with depth in gas-condensate reservoirs // SPE Reservoir Eng. 1991. Vol. 6, No. 2. P. 239–244. DOI: 10.2118/18267-PA.

Høier L., Whitson C.H. Compositional grading – Theory and practice // SPE Reservoir Eval. Eng. 2001. Vol. 4, No. 6. P. 525–535. DOI: 10.2118/74714-PA.

Ghorayeb K., Firoozabadi A. Molecular, pressure, and thermal diffusion in nonideal multicomponent mixtures // AIChE J. 2000. Vol. 46, No. 5. P. 883–891. DOI: 10.1002/aic.690460503.

Pedersen K.S., Lindeloff N. Simulations of compositional gradients in hydrocarbon reservoirs under the influence of a temperature gradient // Proceedings of the SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Denver, CO, USA: SPE, 2003. Article ID SPE-84364-MS. DOI: 10.2118/84364-MS.

Haase R., Borgmann H.W., Dücker K.H., Lee W.P. Thermodiffusion im kritischen Verdampfungsgebiet binärer Systeme // Zeitschrift für Naturforschung A. 1971. Vol. 26, No. 7. P. 1224–1227. DOI: 10.1515/zna-1971-0722.

Pedersen K.S., Christensen P.L., Shaikh J.A. Phase behavior of petroleum reservoir fluids. 2nd ed. Boca Raton, FL, USA: CRC Press, 2014. 465 p. DOI: 10.1201/b17887.

Whitson C.H. Characterizing hydrocarbon plus fractions // Soc. Pet. Eng. J. 1983. Vol. 23, No. 4. P. 683–694. DOI: 10.2118/12233-PA.

Pedersen K.S., Blilie A.L., Meisingset K.K. PVT calculations on petroleum reservoir fluids using measured and estimated compositional data for the plus fraction // Ind. Eng. Chem. Res. 1992. Vol. 31, No. 5. P. 1378–1384. DOI: 10.1021/ie00005a019.

Zuo J.Y., Zhang D. Plus fraction characterization and PVT data regression for reservoir fluids near critical conditions // Proceedings of the SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition. Brisbane, Australia: SPE, 2000. Article ID SPE-64520-MS. DOI: 10.2118/64520-MS.

Christensen PL. Regression to experimental PVT data. J. Can. Pet. Technol. 1999; 38(13): article ID PETSOC-99-13-52. https://doi.org/10.2118/99-13-52.

Pedersen KS, Thomassen P, Fredenslund A. Characterization of gas condensate mixtures. Adv. Thermodyn. 1989; (1): 157–162.

Pedersen KS, Thomassen P, Fredenslund A. On the dangers of “tuning” equation of state parameters. Chem. Eng. Sci. 1988; 43(2): 269–278. https://doi.org/10.1016/0009-2509(88)85039-5.

State Commission on Mineral Reserves. Recommendations for determining the calculation parameters characterizing the composition and physicochemical properties of hydrocarbons. Available from: https://gkz-rf.ru/ [Accessed: 9 September 2024]. (Accessible under specific conditions in the owner’s local area network; in Russian)

Creek JL, Schrader ML. East painter reservoir: An example of a compositional gradient from a gravitational field. In: SPE Proceedings of the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 22–26 September 1985, Las Vegas, NV, USA. Las Vegas, NV, USA: SPE; 1985. article ID SPE-14411-MS. https://doi.org/10.2118/14411-MS.

Wheaton RJ. Treatment of variations of composition with depth in gas-condensate reservoirs. SPE Reservoir Eng. 1991; 6(2): 239–244. https://doi.org/10.2118/18267-PA.

Høier L, Whitson CH. Compositional grading – Theory and practice. SPE Reservoir Eval. Eng. 2001; 4(6): 525–535. https://doi.org/10.2118/74714-PA.

Ghorayeb K, Firoozabadi A. Molecular, pressure, and thermal diffusion in nonideal multicomponent mixtures. AIChE J. 2000; 46(5): 883–891. https://doi.org/10.1002/aic.690460503.

Pedersen KS, Lindeloff N. Simulations of compositional gradients in hydrocarbon reservoirs under the influence of a temperature gradient. In: SPE Proceedings of the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 5–8 October 2003, Denver, CO, USA. Denver, CO, USA: SPE; 2003. article ID SPE-84364-MS. https://doi.org/10.2118/84364-MS.

Haase R, Borgmann HW, Dücker KH, Lee WP. Thermodiffusion im kritischen Verdampfungsgebiet binärer Systeme. Zeitschrift für Naturforschung A. 1971; 26(7): 1224–1227. https://doi.org/10.1515/zna-1971-0722.

Pedersen KS, Christensen PL, Shaikh JA. Phase Behavior Of Petroleum Reservoir Fluids. 2nd ed. Boca Raton, FL, USA: CRC Press; 2014. https://doi.org/10.1201/b17887.

Whitson CH. Characterizing hydrocarbon plus fractions. Soc. Pet. Eng. J. 1983; 23(4): 683–694. https://doi.org/10.2118/12233-PA.

Pedersen KS, Blilie AL, Meisingset KK. PVT calculations on petroleum reservoir fluids using measured and estimated compositional data for the plus fraction. Ind. Eng. Chem. Res. 1992; 31(5): 1378–1384. https://doi.org/10.1021/ie00005a019.

Zuo JY, Zhang D. Plus fraction characterization and PVT data regression for reservoir fluids near critical conditions. In: SPE Proceedings of the SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition, 16–18 October 2000, Brisbane, Australia. Brisbane, Australia: SPE; 2000. article ID SPE-64520-MS. https://doi.org/10.2118/64520-MS.

Перевод выполнен Moscow Translation Agency

Назад к журналу
ТЕРРИТОРИЯНЕФТЕГАЗ

Внимание к деталям — от идеи
до воплощения! Только актуальная информация и свежие новости.

Журналы

Контент

О нас

Контакты