Поэтапный подход к созданию и адаптации PVT-моделей пластовых углеводородных систем на основе уравнения состояния

Целью работы является разработка единого поэтапного подхода по созданию и адаптации PVT-моделей пластовых углеводородных систем на основе трехпараметрического кубического уравнения состояния для достоверного моделирования PVT-свойств пластовых флюидов (пластовой нефти и пластового газа) при проектировании и мониторинге разработки месторождений, расчете многофазного течения в скважинах и промысловых трубопроводах, а также при бассейновом моделировании.
Предлагаемый авторами подход позволяет с высокой точностью адаптировать PVT-модель как пластовой нефти, так и пластовой газоконденсатной системы на экспериментальные данные с помощью поэтапной процедуры, где на каждом шаге с помощью изменения одного из параметров уравнения состояния настраивается одно из PVT-свойств углеводородной системы. Возможна алгоритмизация и автоматизированное применение данного подхода в специализированных программных продуктах.
Для PVT-модели пластовой нефти предлагаемый авторами подход позволяет с высокой точностью воспроизвести значения давления насыщения, объемного коэффициента, газосодержания пластовой нефти, динамику изменения изотермического коэффициента сжимаемости и динамической вязкости пластовой нефти от давления при пластовой температуре, а также плотность сепарированной нефти. Для PVT-модели пластовой газоконденсатной системы разработанный подход позволяет с высокой точностью воспроизвести давление начала ретроградной конденсации, Z-фактор пластового газа, потенциальное содержание стабильного конденсата в пластовом газе, динамику изменения потерь насыщенного конденсата и динамической вязкости фаз от давления при пластовой температуре, а также плотность стабильного конденсата и конденсатогазовый фактор.
Созданная, на основе предлагаемого в статье подхода, корректная PVT-модель может применяться как в композиционном гидродинамическом моделировании, так и в моделях типа «черная нефть». Применение разработанного подхода проиллюстрировано на примерах 8 различных месторождений пластовой нефти и газоконденсатных систем различных регионов России.

1. Брусиловский А.И. (2002). Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. М: Грааль, 575 с.

2. Брусиловский А.И. (2011). Методология и результаты применения кубических уравнений состояния для моделирования термодинамических свойств природных углеводородных систем. Вести газовой науки, с. 150-165.

3. Ефимов А.Д., Токарев Д.К., Фатеев Д.Г., Козубовский А.Г. (2012). Адаптационная схема создания адекватных моделей газоконденсатных систем (на примере ачимовских отложений Уренгойского НГКМ). Территория Нефтегаз, 12, с. 46.

4. Щебетов А.В., Галкин М.В. (2009). Оценка качества и моделирования газоконденсатных исследований в условиях неопределенности исходных данных. Газовая промышленность, 9, с. 40.

5. Ahmed T. (2007). Equations of State and PVT Analysis: Applications for Improved Reservoir Modeling. Gulf Publishing Company, 557 p.

6. Al-Meshari A.A., McCain W.D. (2005). New Strategic Method to Tune Equation-of-State for Compositional Simulation. SPE-106332, 13 p. https://doi.org/10.2118/106332-MS

7. API (2003). Sampling Petroleum Reservoir Fluids. Washington: API Recommended Practice 44, Second Edition, 49 p.

8. Brusilovsky A.I. (1992). Mathematical Simulation of Phase Behavior of Natural Multicomponent Systems at High Pressures with an Equation of State. SPE-20180-PA, 7(01), pp. 117–122. https://doi.org/10.2118/20180-PA

9. Brusilovsky A.I., Nugaeva A.N. (2008). New Method of Systemic Substantination of Reservoir Crude Oil properties in Calculation of reserves and field development design. SPE-117391-MS, 11 p, https://doi.org/10.2118/117391-MS

10. Cavett R.H. (1962) Physical Data for Distillation Calculations-VaporLiquid Equilibria. Proc. 27th API Meeting, San Francisco, p. 351.

11. Christensen P.L. (1999). Regression to Experimental PVT Data. Journal of Canadian Petroleum Technology, 38, p. 1. https://doi.org/10.2118/99-13-52

12. Coats K.H., Thomas L.K., Pierson R.G (1995). Compositional and Black oil Reservoir Simulation. SPE Res Eval & Eng, 1(04), pp. 372-379. http://dx.doi.org/10.2118/50990-PA

13. Coats K.H., Smart G.T. (1986). Application of a Regression-Based EOS PVT Program to Laboratory Data. SPERE, 5, p. 277. https://doi.org/10.2118/11197-PA

14. Dodson C.R., Goodwill D., Mayer E.H. (1953). Application of Laboratory PVT Data to Reservoir Engineering Problems. Transactions of AIME, 198, pp. 287-298. https://doi.org/10.2118/953287-G

15. Fahim F.A., Al-Sahhaf T.A. (2009). Fundamentals of Petroleum Refining. Oxford, UK: Elsevier, 516 p.

16. Fateev D.G., Nesterenko A.N. (2014). Unification of Approaches in the Study of the Characteristics of Gas-Condensate Systems. SPE-171249-MS, https://doi.org/10.2118/171249-MS

17. Hosein R., Dawe R.A. (2014). A Parametric Methodology in tuning the Peng-Robinson (PR) Equation of State for Gas Condensate Systems. Petroleum Science and Technology, 32, pp. 662-672. https://doi.org/10.1080/10916466.2011.603011

18. Ibeh S.U., Chubueze S.E. (2016). PVT Analysis: Validity Checks and EOS Tuning Techniques for Retrograde Gas Condensate Reservoirs. SPE184314-MS. https://doi.org/10.2118/184314-MS

19. Jhavery B.S., Youngren G.K. (1988). Three-parameter modification of the Peng – Robinson equation of state to improve volumetric predictions. SPE Reservoir Engineering, 3, p. 1033. https://doi.org/10.2118/13118-PA

20. Joergensen M., Stenby E.H. (1995). Optimization of pseudo-component selection for compositional studies of reservoir fluids. SPE- 30789, 11 p. https://doi.org/10.2118/30789-MS

21. Katz D.L., Firoozabadi A. (1978) Predicting Phase Behavior of Condensate/Crude-Oil Systems Using Methane Interaction Coefficients. JPT, 11, p. 1649. https://doi.org/10.2118/6721-PA

22. Kesler M.G., Lee B.I. (1976). Improve Predictions of Enthalpy of Fractions. Hydro. Proc, 55, p. 153.

23. Kurosh A.G. (1972). Higher algebra. Trans. from the Russ. Moscow: Mir, 430 p.

24. Lee B.I., Kesler M.G. (1975). A Generalized Thermodynamic Correlation Based on Three-Parameter Corresponding States. AlCh J, 1, p. 510. https://doi.org/10.1002/aic.690210313

25. Lobanova O.A., Indrupskiy I.M., Yushchenko T.S. (2016). Modeling Non-Equilibrium Dynamics of Condensate Recovery for Mature GasCondensate Fields. SPE-181977, 14 p. https://doi.org/10.2118/181977-MS

26. Lohrenz J., Bray B.G., Clark C.R. (1964). Calculating Viscosities of Reservoir Fluids from Their Compositions. JPT, October, pp. 1171-1176. https://doi.org/10.2118/915-PA

27. Majidi M., Azari V., Karimi F. (2021). Tuning of Peng-Robinson Equation of State for Simulation of Oil Compositional Change During EOR Processes. 82nd EAGE Annual Conference & Exhibition, 2021, p.p 1-5. https://doi.org/10.3997/2214-4609.202011960

28. Mashayekhi L., Assareh M., Kasiri N. (2019). An Effective EOS Based Modeling Procedure for Minimum Miscibility Pressure in Miscible Gas Injection. Journal of Petroleum Science and Technology, 9(2), pp. 70-88.

29. Merrill R.C., Hartman K.J. (1994). A comparison of equation of state Tuning Methods. SPE-28589-MS. https://doi.org/10.2118/28589-MS

30. McCain W.D. (2017). The properties of petroleum fluids. PennWell, 576 p.

31. Michelsen M.L., Mollerup J. (2007). Thermodynamic Models: Fundamentals and Computational Aspects. Denmark: Tie-Line Publications, 382 p.

32. Naji H.S. (2010). Characterizing Pure and Undefined Petroleum Components. International Journal of Engineering & Technology, 10(2), pp. 39-68.

33. Pedersen K.S., Cristensen P.L. (2007). Phase Behavior of Petroleum Reservoir Fluids. N.Y.: CRC Press, 407 p. https://doi.org/10.1201/9781420018257

34. Pedersen K.S., Fredenslund А., Thomassen P. (1989). Properties of Oils and Natural Gases. Denmark: Petroleum Geology and Engineering, 252 p.

35. Pedersen K.S., Fredenslund A. (1987). An Improved Corresponding states model for the Prediction of Oil and Gas Viscosities and Thermal Conductivities. Chem. Eng. Sci, 42, p. 182. https://doi.org/10.1016/0009-2509(87)80225-7

36. Peng D.Y., Robinson D.B. (1976). A new Two-Constant Equation of state. Ind. Eng. Chem. Fundam, 15, p. 59. https://doi.org/10.1021/i160057a011

37. Peneloux A., Rauzy E., Freze R. (1982). A consistent volume correction for Redlich – Kwong – Soave volumes. Fluid Phase Equilibria, 8, p. 7. https://doi.org/10.1016/0378-3812(82)80002-2

38. Poling B.E., Prausnitz M., O’Connell J.P (2000). The properties of gases and Liquids. Fifth Edition. McGRAW – Hil, 768 p.

39. Rafael A. Aguilar Zurita, McCain W.D. Jr. (2002). An efficient tuning strategy to calibrate cubic EOS for compositional simulation. SPE-77382. https://doi.org/10.2118/77382-MS

40. Riazi M.R., Al-Sahhaf T.A. (1996). Physical Properties of Heavy Petroleum Fractions and Crude Oils. Fluid Phase Equilibria, 117, p. 217. https://doi.org/10.1016/0378-3812(95)02956-7

41. Riazi, M.R., Daubert, T.E. (1980). Simplify Property Predictions. Hydro. Proc., 115 p.

42. Rodriguez I., Hamouda A.A. (2010). An approach for characterization and lumping of plus fractions of heavy oil. SPE-117446. https://doi.org/10.2118/117446-PA

43. Schebetov A., Rimoldi A., Piana M. (2010). Quality Check of GasCondensate Pvt Studies and Eos Modelling Under Input Data Uncertainty. SPE-133258-MS. https://doi.org/10.2118/133258-MS

44. Soave G.S. (1972). Equilibrium Constants from a Modified RedlichKwong equation of state. Chem. Eng. Sci., 27, p. 1197. https://doi.org/10.1016/0009-2509(72)80096-4

45. Stamataki S., Magoulas S., Tassios D. (1990). Prediction of Phase Behavior and Physico-chemical Properties of HT-HP Reservoir Fluids. SPE37294. https://doi.org/10.2118/37294-MS.

46. Whatson K.M., Nelson E.F., Murphy G.B. (1935). Characterization of Petroleum Fractions. Ind. Eng. Chem., 27, p. 1460. https://doi.org/10.1021/ie50312a018

47. Whitson C.H., Andersen T.F., Soreide I. (1989). C7+ Charactereziation of Related Equilibrium Fluids using the Gamma Distribution. Advances in Thermodynamics, 1, p. 35. https://doi.org/10.1007/978-1-4899-0771-4_3

48. Whitson C.H. (1983). Characterizing hydrocarbon plus fractions. SPE Journal, August, pp. 683-694. https://doi.org/10.2118/12233-PA

49. Whitson C.H., Brule M.R. (2000). Phase behavior. Texas: SPE Henry L. Doherty series, 235 p. https://doi.org/10.2118/9781555630874

50. Whitson C.H., Fevang O. (1996). Modeling Gas-condensate Well Deliverability. SPE-30714, 9 p. http://dx.doi.org/10.2118/30714-PA

51. Whitson C.H., Torp S.B. (1983). Evaluating Constant-Volume Depletion Data. JPT, pp. 610-620.

52. Yushchenko T.S., Brusilovsky A.I. (2014). Efficient Engineering Method for Creating Adequate PVT-model of Natural Gas Condensate Mixture Using Equation of State. SPE-171238, 18 p. https://doi.org/10.2118/171238-MS

53. Yushchenko T.S., Brusilovsky A.I. (2016). Mathematical modeling of gas-condensate mixture PVT-properties including presence of brine in reservoir. Fluid Phase Equilibria, 409, pp. 37-48. https://doi.org/10.1016/j.fluid.2015.09.029