Методика расчета фазового поведения природной углеводородной системы с учетом минерализации пластовой воды

Для разработки газоконденсатных месторождений необходимо предсказывать фазовое поведение многокомпонентной углеводородной системы. Существующие модели не учитывают наличие нескольких корней уравнения материального баланса и минерализации воды. Поэтому целью работы является создание методики расчёта фазового состояния газоконденсатной смеси с учётом определения всех корней уравнения материального баланса и минерализации пластовой воды. Впервые определение количества корней уравнения материального баланса осуществляется с использованием теоремы Штурма. Объектом исследования является пласт, содержащий газоконденсатную смесь. В данной работе предложена методика для расчета фазового поведения многокомпонентной углеводородной системы, благодаря которой можно рассчитать все корни уравнения материального баланса фаз. В отличие от традиционного алгоритма такая методика предполагает использование уравнения Сеченова для расчета коэффициентов бинарного взаимодействия в зависимости от минерализации воды. Отыскание мольной доли газовой фазы осуществляется с использованием теоремы Штурма и алгоритма последовательного деления многочленов Евклида. Таким образом, исключаются ранее найденные корни и снова применяется итерационный метод Ньютона. Результаты расчетов для модельного объекта свидетельствуют о том, что мольная доля газовой фазы составляет для базового варианта более 32 %. Получено распределение компонентов по жидкой и газовой фазам. Исследовано влияние температуры, давления и минерализации воды на мольную долю газовой фазы. На основе расчетов для модельного объекта установлено, что область двухфазного состояния соответствует узкому диапазону пластовых давлений (4,5-6 атм). С ростом давления мольная доля газовой фазы уменьшается в силу перехода системы в жидкое состояние.

1. Ишмуратов TА. и др. Совершенствование подходов к расчету PVT-свойств пластовых флюидов нефтегазовых, нефтегазоконденсатных и газоконденсатных залежей месторождений на территории деятельности «РН-Пур-нефтегаз» / T А. Ишмуратов, А. И. Хамидуллина, Р Р. Исламов, А. А. Хисамов, А. Р Абдульмянов, А. А. Сенина, А. Е. Андреев, И. Г. Опритов, А. Ф. Абдуллин, A. M. Лога-шин // Нефтяное хозяйство. 2021. № 12. С. 92-96. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-12-92-96

2. Варламов Д. И. и др. Опыт применения технологий одновременно-раздельной эксплуатации скважин на месторождениях СП «Вьетсовпетро» / Д. И. Варламов, Е. Н. Грищенко, С. В. Баранова, А. А. Баранов // Нефтяное хозяйство. 2023. № 7. С. 58-64. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-7-58-64

3. Петренко Н. Н., Бондаренко М. А., Петренко В. И. Оценка масштабов ретроградной конденсации в гигантском газоконденсатном месторождении // Наука. Инновации. Технологии. 2013. № 2. С. 99-106.

4. Eikeland K. M., Hansen H. Dry gas reinjection in a strong waterdrive gas/condensate field increases condensate recovery - case study: the Sleipner 0st Ty field, South Viking Graben, Norwegian North Sea // SPE Reservoir Evaluation and Engineering. 2009. Vol. 12. No. 2. P 281-296. https://doi.org/10.2118/110309-PA

5. Брусиловский А. И. фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. М.: Грааль, 2002. 575 с.

6. Dong M., Huang S., Hutchence K. Methane pressure-cycling process with horizontal wells for thin heavy-oil reservoirs // SPE Reservoir Evaluation and Engineering. 2006. Vol. 9. No. 2. P. 154-164. https://doi.org/10.2118/88500-PA

7. Рейтблат Е. А. и др. Моделирование свойств углеводородов в залежи со значительной дифференциацией вязкости и плотности нефти по геологическому разрезу / Е. А. Рейтблат, Е. В. Рожина, А. И. Комягин, Д. Н. Глумов, И. А. Опарин, А. И. Будько // Нефтяное хозяйство. 2022. № 8. С. 8285. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-8-82-85

8. Варавва А. И. и др. Опыт создания и сопровождения моделей лифта скважин подгазовых зон нефтяных оторочек на примере Новопортовского НГКМ и Тазовского НГКМ / А. И. Варавва, Р Т Апасов, Г. Т Апасов, Д. В. Виноградов, Ф. И. Полковников, Д. В. Платонов, Д. А. Самоловов // Society of Petroleum Engineers. (SPE-201962-RU, Москва, 26-29 октября 2020). Москва, 2020. С. 1-13.

9. Ogbeiwi P., Stephen K. D. Optimizing the value of a CO2 water-alternating-gas injection project under geological and economic uncertainties // SPE Journal. 2024. Vol. 29. No. 6. P 3348-3368. https://doi.org/10.2118/219458-PA

10. Федоров К., и др. Дизайн водогазового воздействия: пути достижения смешиваемости, инструменты и методы анализа, оценка эффективности / К. Федоров, Т Поспелова, А. Кобяшев, П. Гужиков, А. Васильев, А. Шевелёв, И. Дмитриев // Society of Petroleum Engineers (SPE-196758-RU, Москва, 15-17 октября 2020). Москва, 2020. С. 1-16.

11. Caldas P F. B., Kirkman G., Ungar F., Yang T Evaluation of PVT comparisons and GOR prediction based on advanced mud gas data: a case study from Snorre field // Petrophysics. 2024. Vol. 65. No. 4. P 532-547. https://doi.org/10.30632/PJV65N4-2024a8

12. Ющенко Т С., Брусиловский А. И. Моделирование PVT-свойств природных газоконденсатных смесей с учётом наличия остаточной воды в коллекторе // Society of Petroleum Engineers (SPE-176728-RU, Москва, 26-28 октября 2020). Москва, 2020. С. 1-20.

13. Whitson K. H., Brule M. R. Phase behavior. Richardson: Society of Petroleum Engineers, 2000. 233 p.

14. Luo S., Chen F., Zhou D., Nasrabadi H. Multiscale pressure/ volume/temperature simulation of decreasing condensate/ gas ratio at greater than dewpoint pressure in shale gas-condensate reservoirs // SPE Journal. 2021. Vol. 26. No. 6. P 4174-4186. https://doi.org/10.2118/203905-PA

15. Ширковский А. И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1987. 309 с.

16. Sutton R. P Fundamental PVT calculations for associated and gas/condensate natural-gas systems // SPE Reservoir Evaluation and Engineering. 2007. Vol. 10. No. 3. P 270-284. https://doi.org/10.2118/97099-PA

17. Киселев Д. А., Шевелёв А. П., Гильманов А. Я. Адаптация алгоритма расчета фазового равновесия многокомпонентной системы применительно к месторождениям с неопределенностью в исходных данных // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2019. Том 5. № 2. C. 89-104. https://doi.org/10.21684/2411-7978-2019-5-2-89-104

18. Hamdi H., Behmanesh H., Clarkson C. R. A semianalytical approach for analysis of wells exhibiting multiphase transient linear flow: application to field data // SPE Journal. 2020. Vol. 25. No. 6. P 3265-3279. https://doi.org/10.2118/196164-PA

19. Potsch K., Toplack P., Gumpenberger T. A review and extension of existing consistency tests for PVT data from a laboratory // SPE Reservoir Evaluation and Engineering. 2017. Vol. 20. No. 2. P 269-284. https://doi.org/10.2118/183640-PA

20. Ким В. В. и др. Методика подбора аналогов моделей PVT пластового флюида и экспресс-оценка параметров PVT для новых активов / В. В. Ким, Н. О. Матрошилов, К. А. Печ-ко, А. А. Афанасьев, М. В. Симонов // Нефтяное хозяйство. 2023. № 12. С. 36-39. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-12-36-39

21. Ильясов У. Р и др. Сравнительный анализ свойств компонентов и фракций при PVT-моделировании / У. Р Ильясов, А. Г. Лутфурахманов, Д. В. Ефимов, А. А. Паша-ли // Нефтяное хозяйство. 2020. № 5. С. 64-67. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-5-64-67

22. Pan H., Chen Y., Sheffield J., Chang Y.-B., Zhou D. Phase-behavior modeling and flow simulation for low-temperature CO2 injection // SPE Reservoir Evaluation and Engineering. 2015. Vol. 18. No. 2. P 250-263. https://doi.org/10.2118/170903-PA

23. Гриценко А. И. Исследование влияния воды на фазовые превращения газоконденсатных смесей // Газовое дело. 1964. № 4. С. 3-5.