Новости - Материалы отфильтрованы по дате: Март 2018
Write on 27 Март 2018 Опубликовано в Мероприятия

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.

Write on 13 Март 2018 Опубликовано в Мероприятия

Достоверная информация о свойствах пласта и их изменении в пределах залежи – ключевой фактор снижения неопределенности при выборе стратегии освоения объекта, технологических решений, оценке извлекаемых запасов и технико-экономической эффективности вариантов разработки. В случае проектирования заводнения и иных методов воздействия на неоднородный, анизотропный коллектор в число необходимых исходных параметров входят данные о коэффициентах вытеснения, функциях относительных фазовых проницаемостей, значениях проницаемости вдоль латеральной и вертикальной координаты, для сложнопостроенных карбонатных объектов – главные направления и главные значения тензора проницаемости. Все эти характеристики в настоящее время определяются по данным лабораторных исследований керна, с невозможностью их корректного переноса на масштаб и условия фильтрации флюидов в пласте при разработке месторождения.

Авторами в течение 15 лет развиваются новые методы и технологии комплексных промысловых исследований скважин. Для каждого вида исследования специально планируемая последовательность технологических операций, расширенный комплекс гидродинамических, геофизических измерений и методов промыслового контроля обеспечивают получение высокоинформативных данных о процессах многомерной многофазной фильтрации непосредственно в пластовых условиях.

Для определения искомых характеристик пласта полученные данные интерпретируются путем решения обратных задач. Соответствующие прямые задачи решаются в нестационарной, многофазной и/или многомерной постановке, с полным учетом специфики объекта (неоднородность и анизотропия свойств пласта, сжимаемость флюидов и породы, возможность выделения растворенного газа, переменная минерализация водной фазы и др.). Решение обратных задач в оптимизационной постановке осуществляется с применением эффективных методов оптимизации и методов теории оптимального управления (сопряженных методов). Для численного решения прямых и обратных задач разработаны алгоритмы и программное обеспечение.

На новые методы исследования скважин и сопутствующие технические решения получена серия патентов. Технологии апробированы на ряде отечественных месторождений. Получены содержательные результаты, выявлены новые интересные эффекты.

В докладе планируется осветить основные идеи, достигнутые результаты и накопленный опыт, с акцентом на научную составляющую развиваемой тематики.

 

С.Н. Закиров, Э.С. Закиров, И.М. Индрупский, 

Д.П. Аникеев, Т.Н. Цаган-Манджиев, М.Н. Баганова

Институт проблем нефти и газа РАН (Москва), е-mail:Этот адрес электронной почты защищён от спам-ботов. У вас должен быть включен JavaScript для просмотра.

Об авторе:

Эрнест Сумбатович Закиров, Институт проблем нефти и газа РАН

д.т.н., профессор РАН Э.С. Закиров – ведущий ученый в области моделирования процессов разработки месторождений нефти и газа, регулирования разработки месторождений природных углеводородов, адаптации гидродинамических моделей, специализированных исследований скважин и пластов, эксперт отечественных нефтегазовых проектов.

Э.С. Закиров опубликовал свыше 225 научных работ, в том числе 7 монографий и 1 книгу, имеет более 40 патентов на изобретения, включая международный (США). Подготовил 5 кандидата наук. Является членом SPE (Международного общества нефтяников).

Образование

В 1991 г. окончил Московский Государственный Университет им. М.В. Ломоносова.

В 1991-1994 гг. - аспирант Московского Государственного Университета им. М.В. Ломоносова.

В 2001 г. защитил докторскую диссертацию.

В 2015 г. Отделением наук о Земле РАН избран профессором РАН.

Профессиональная деятельность

1994 г – по настоящее время

Главный научный сотрудник лаборатории газонефтеконденсатоотдачи Института проблем нефти и газа РАН.

Создает новые и совершенствует существующие технологии разработки месторождений нефти и газа.

Наряду с фундаментальными исследованиями, занимается проектированием и рационализацией процессов разработки нефтяных и газовых месторождений, в том числе Яро-Яхинского, Западная Сибирь (1997 г.), Северо-Васюганского, Томская область (1998 г.), Талинского месторождения, Западная Сибирь (2000 г.), Прибрежного месторождения (2001 г.), Приразломное, Баренцево море (2002 г.), Новогоднее, Западная Сибирь (2006 г.).

С 1991 г. осуществляет совместные научные исследования с Statoil, Norsk Hydro, Verbundnetz Gas, ЮКОС, СИДАНКО, Лукойл, Роснефть, ТНК-BP и др.