НЕРАВНОВЕСНОЕ ФАЗОВОЕ ПОВЕДЕНИЕ УГЛЕВОДОРОДОВ ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И ГИДРОДИНАМИЧЕСКОМ МОДЕЛИРОВАНИИ

27 Март 2018 Прочитано 619 раз
Оцените материал
(0 голосов)
  • Докладчик: Илья Индрупский
  • Местонахождение: Конгресс-центр ТПП РФ
  • Начало: 27 Март 2018, 19:00
  • Тип Мероприятия: Техническая презентация

Моделирование фазового поведения многокомпонентных углеводородных смесей является неотъемлемой частью современной практики проектирования и мониторинга разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений. Расчеты фазового поведения лежат в основе специализированных PVT-пакетов, а также блоков вычисления фазового состояния и свойств фаз в пакетах композиционного гидродинамического моделирования. Корректное описание фазового поведения важно для моделирования процессов разработки и добычи, сопровождающихся интенсивными фазовыми переходами в пласте, стволах скважин и наземном оборудовании.

Одно из ключевых предположений всех распространенных моделей состоит в том, что фазовое состояние и составы фаз углеводородной системы соответствуют условиям термодинамического равновесия. Однако существуют типовые ситуации для нефтяных и газоконденсатных залежей, когда подобные модели принципиально не применимы. В частности, об этом свидетельствуют фактические данные работы скважин на Новогоднем, Вуктыльском, Красноленинском, Каменном и мн. др. месторождениях.

При разработке месторождений углеводородов неравновесные эффекты проявляются при:

1) повышении давления в залежи (закачка воды, газа) после предшествующего снижения давления с выделением второй фазы (выделение растворенного газа из нефти или ретроградная конденсация в газоконденсатной системе) – так называемый гистерезис обратного растворения газа или испарения конденсата,

2) снижении давления в газоконденсатной системе ниже давления максимальной конденсации (переход от ретроградной конденсации к прямому испарению),

3) закачке газа с неравновесным к пластовой смеси составом в нефтяную или газоконденсатную залежь.

Подобные процессы также могут иметь место при течении углеводородной смеси в стволе скважины или наземном оборудовании.

Неравновесные эффекты приводят к существенным (на десятки процентов и даже в разы) отклонениям фактических параметров системы (давление насыщения, доли фаз и содержание компонентов в добываемой продукции) по сравнению с оцениваемыми по равновесным моделям.

Для решения практических задач для подобных объектов специалисты вынужденно используют или существующие композиционные модели без учета неравновесных эффектов, или модели типа black oil с опцией ограничения скорости обратного растворения газа/конденсата. Эта опция основана на простом инженерном соотношении и не учитывает физические особенности неравновесных процессов.

 

В докладе будут представлены разработанные авторами методы и алгоритмы моделирования неравновесного фазового поведения, пригодные для широкого практического применения. Демонстрируется связь неравновесных эффектов с масштабом моделирования. В качестве приложений рассматриваются задачи гидродинамического моделирования в композиционной и black oil формулировках. Приводятся примеры моделирования неравновесного фазового поведения реальных нефтяных и газоконденсатных смесей, включая воспроизведение фактической неравновесной динамики конденсатоотдачи на поздней стадии разработки Вуктыльского месторождения.

Илья Индрупский, Ольга Лобанова, Вадим Зубов, Кирилл Богачев

 

ИПНГ РАН, Rock Flow Dynamics

Об авторе:

Илья Михайлович Индрупский

Главный научный сотрудник / заведующий лабораторией газо-, нефте-, конденсатоотдачи пластов Института проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН). Профессор кафедры Прикладной математики и компьютерного моделирования Российского государственного университета нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина.

Окончил РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина по специальности "Прикладная математика". Доктор технических наук по специальности "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений". Профессор РАН. Автор более 150 научных публикаций и более 20 патентов.

Основные направления научной деятельности связаны с повышением достоверности 3D компьютерного моделирования залежей углеводородов; развитием методов математического моделирования гидродинамических и термодинамических процессов при разработке месторождений, решения прямых и обратных задач; разработкой комплексных высокоинформативных методов исследования скважин и алгоритмов интерпретации; развитием технологий разработки залежей нефти и газа с трудноизвлекаемыми запасами.

Имеет значительный опыт исследований по программам Российской академии наук и прикладных работ для компаний "Газпром нефть", "ТНК-BP", "Роснефть", "Лукойл", "Газпром" и др.

Конгресс-центр ТПП РФ:

Оставить комментарий

Убедитесь, что вы вводите (*) необходимую информацию, где нужно
HTML-коды запрещены