РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ПОСТРОЕНИЯ КОМПОЗИЦИОННОЙ PVT-МОДЕЛИ ФЛЮИДА МЕСТОРОЖДЕНИЙ РЕСПУБЛИКИ УЗБЕКИСТАН

АННОТАЦИЯ

На сегодняшний день в условиях снижения добычи нефти, газа и конденсата в Республике Узбекистан актуальным становится вопрос максимизации их извлечения из разрабатываемых месторождений. При этом для минимизации технологических и экономических затрат все возможные варианты разработки необходимо моделировать в гидродинамических симуляторах. Первым шагом в этом случае является моделирование пластового флюида. Цель исследования - разработка методики построения композиционной PVT-модели флюида многокомпонентных месторождений Республики Узбекистан в гидродинамическом симуляторе. Методика представляет собой последовательность действий с высококипящим компонентом C₅₊, которые необходимо выполнить в PVT-дизайнере гидродинамического симулятора для адаптации изотермы дифференциальной конденсации к результатам лабораторных исследований. Проведена апробация методики путем построения и адаптации PVT-модели флюида газовой части залежи нефтегазоконденсатного месторождения Южный Кемачи к результатам лабораторных исследований. Результаты расчетов показали хорошую сходимость рассчитанных и фактических параметров пластового флюида.

ABSTRACT

In the context of declining production of oil, gas, and condensate in the Republic of Uzbekistan, the issue of maximizing hydrocarbon recovery from currently developed fields is becoming increasingly relevant. To minimize both technological and economic costs, all potential development scenarios must be evaluated using hydrodynamic simulators. The first and critical step in this process is reservoir fluid modeling. The objective of this study is to develop a methodology for constructing a compositional PVT model of reservoir fluid for multicomponent fields in the Republic of Uzbekistan using a hydrodynamic simulator. The proposed methodology defines a sequence of procedures for handling the heavy-end component (C5+) in the PVT designer module of the simulator, aimed at tuning the differential condensation isotherm to match laboratory experiment results. The methodology was tested by building and tuning a PVT model of the gas cap fluid from the Yuzhny Kemachi oil and gas condensate field. The results of the simulation demonstrated good agreement between the calculated and experimental fluid properties, confirming the adequacy of the proposed approach.

Ключевые слова: методика, моделирование, состав газа, высококипящий компонент, корреляция.

Keywords: methodology, modeling, gas composition, heavy-end component, correlation.

Введение

В современных условиях при проектировании разработки месторождений углеводородов активно применяется гидродинамическое моделирование, которое позволяет не только учесть структуру, форму и неоднородность исследуемого объекта, но и визуализировать процессы, происходящие в нем при добыче углеводородов. Наиболее применяемым типом гидродинамических моделей в мировой практике является модель «Black Oil», которая позволяет моделировать разработку месторождений, решая задачу трехфазной фильтрации в неоднородном пласте [1, с 33]. Данная модель, несмотря на свои преимущества в виде снижения времени расчета и простоты построения, обладает рядом недостатков, заключающихся в отсутствии учета фазовых переходов в пласте и призабойной зоне скважины при разработке месторождений со сложным компонентным составом пластовых флюидов на истощение. Для моделирования таких месторождений необходимо применение композиционных PVT-моделей, которые позволяют рассчитывать и визуализировать такие процессы, как ретроградная конденсация в газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождениях. Однако при использовании данного типа моделей возникает проблема адаптации свойств моделируемого флюида к фактическим значениям лабораторных исследований проб в бомбах PVT. Как отмечено авторами работ [2,3], существуют определенные правила построения таких моделей флюида, а также параметры чувствительности, которые влияют на их точность. Кроме того, ими были предложены алгоритмы построения PVT-модели флюида газоконденсатных месторождений. Стоит отметить, что данные алгоритмы ориентированы и апробированы на месторождениях Российской Федерации и не учитывают специфику месторождений Республики Узбекистан.

Цель данной работы – разработка методики, позволяющей повысить точность композиционного моделирования разработки месторождений со сложным компонентным составом пластовых флюидов Республики Узбекистан.

Объектом исследования является нефтегазоконденсатное месторождение Южный Кемачи. Предмет исследования состоит в определении основных параметров чувствительности, влияющих на точность моделирования пластового флюида объекта исследования и его аналогов.

Материалы и методы исследования

Предлагаемая методика является продолжением исследований, результаты которых приведены в [4, c 16-20], и включает в себя следующие пункты:

1.Внесение в PVT-дизайнер гидродинамического симулятора тНавигатор среднего состава пластового газа, взятого из проектного документа;

2.Моделирование высококипящего компонента С₅₊ с использованием стандартной библиотеки компонентов гомологического ряда алканов путем подбора алкана, близкого по молекулярной массе к нему;

3.Разбиение высококипящего компонента С₅₊ с помощью корреляции Whitson на псевдокомпоненты начиная с С₆Н₁₄ до компонента, выбранного из стандартной библиотеки для замены С₅₊. При этом в первом приближении в данной корреляции значение параметра α, обуславливающего степень экспоненциальной зависимости в этой корреляции и формирующего распределение псевдокомпонентов по величине их мольной доли, принимается по умолчанию равным единице;

4.После первого разбиения проводится PVT-эксперимент Constant Volume Depletion (CVD), моделирующий разработку месторождения на истощение [6, c 378]. Результаты эксперимента сопоставляются с данными, приведенными в проектном документе. В частности, сравниваются значения величин давлений начала и максимальной конденсации, начального и минимального потенциального содержания конденсата в пластовом газе;

5.В случае несовпадения вышеописанных величин осуществляется адаптация. Параметрами адаптации являются:

- величина параметра α (допускается изменять ее в диапазоне от 0,5 до 2,5 [5, с 73-75]);

- тип корреляции для критической температуры и фактора ацентричности псевдокомпонентов;

- величина критической температуры первого и последнего псевдокомпонента (допускается изменение в диапазоне 5% от их величины);

6.После адаптации в случае необходимости снижения времени расчетов гидродинамической модели проводится объединение всех легких и тяжелых углеводородных и неуглеводородных в единые компоненты. Кроме того, углеводородные компоненты разделяются по величине молярной массы на «легкие», «средние», «тяжелые» в зависимости от разбиения;

7.Для полученного нового состава вновь проводится PVT-эксперимент CVD, результаты которого сопоставляются с фактическими данными. В случае отклонения проводится адаптация путем изменения величины критической температуры «среднего» и «тяжелого» объединенного псевдокомпонентов.

Результаты и обсуждения

В данной работе была проведена апробация предложенной методики на нефтегазоконденсатном месторождении Южный Кемачи. Средний состав пластового газа данного месторождения приведен в таблице 1.

Таблица 1.

Средний состав газа газовой части залежи НГКМ Южный Кемачи [7, с 43]

Стоит отметить, что молярная масса компонента С₅Н_12+выше равна 113,596 г/моль, поэтому для его моделирования за основу был взят компонент декан – С₁₀Н₂₂. Затем, согласно предложенной методике, проводилось разбиение декана на псевдокомпоненты (в данном случае от С₆ до С₁₀). Как показали расчеты, наиболее приближенные значения давления начала и максимальной конденсации имеет состав газа, полученный при разбиении компонента С5+ по корреляции Whitson со значением параметра α=0,5. На следующем шаге проводилась корректировка параметров полученных псевдокомпонентов. Так, показано, что при изменении корреляции для расчета фактора ацентричности с Riazi and Daubert на Pedersen. Кроме того, корректировка величины критической температуры начального и конечного псевдокомпонентов, полученных при разбиении, в диапазоне не более 2% позволяет скорректировать величины давления начала и максимальной конденсации, а также значение минимального содержания конденсата.

Далее для снижения времени расчета для полученного состава газа была проведена группировка в соответствии с пунктом 6 предложенной методики. В качестве допущения было принято решение считать «средними» компоненты С₆-С₈, а «тяжелыми» – С₉-С₁₀. В результате группировки с помощью функции «группировать псевдокомпоненты» PVT-дизайнера тНавигатор был получен состав, приведенный в таблице 2.

Таблица 2.

Состав пластового флюида после группировки псевдокомпонентов

Для данного состава проводилась адаптация значений давления начала и максимальной конденсации согласно пункту 7 предложенной методики. На рисунке 1 представлены кривые дифференциальной конденсации для флюидов, имеющих составы до и после группировки компонентов.

Рисунок 1. Кривые дифференциальной конденсации пластового флюида месторождения Южный Кемачи до и после группировки псевдокомпонентов

Полученные кривые, приведенные на рисунке 1 показывают, что группировка компонентов практически не влияет на процесс дифференциальной конденсации, но при этом существенно снижает число компонентов и время расчета композиционной гидродинамической модели. Таким образом, данную модель можно использовать как альтернативу «Black Oil» для моделирования разработки месторождения Южный Кемачи.

Заключение

В данной работе предложена методика построения PVT-модели пластового флюида для месторождений Республики Узбекистан. Данная методика отличается от других известных тем, что направлена на точечную корректировку параметров функции распределения молярной доли псевдокомпонентов в корреляции Whitson и их физико-химических свойств в рамках допустимого диапазона 5%. Проведена апробация предложенной методики путем моделирования пластового флюида газовой части залежи нефтегазоконденсатного месторождения Южный Кемачи, относящегося к категории месторождений с малым содержанием конденсата.

Список литературы:

1. Пятибратов П.В. Гидродинамическое моделирование разработки нефтяных месторождений: Учеб. пособие для вузов. – М.: Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина. – 2015. – 167 с.
2. Гужов Н.А., Бузинова О.В. Проблемы моделирования начальных составов и термодинамического состояния газоконденсатных систем месторождений / Н.А. Гужов, О.В. Бузинова // Вести газовой науки. – 2014. – № 4 (20). – С. 127-134.
3. Ющенко Т.С., Брусиловский А.И. Поэтапный подход к созданию и адаптации PVT-моделей пластовых углеводородных систем на основе уравнения состояния / Т.С. Ющенко, А.И. Брусиловский // Научно-технический журнал ГЕОРЕСУРСЫ. 2022. – Т.24. № 3. – С. 164–181.
4. Евстафеев Е.А., Акрамов Б.Ш. Композиционное моделирование PVT-свойств газоконденсатной смеси при недостатке исходных данных / Е.А. Евстафеев, Б.Ш. Акрамов // Сборник материалов Международной научно-практической конференции «Наследие ученого: наука и прогресс», посвященная памяти доктора технических наук, профессора, академика Национальной инженерной академии Республики Казахстан, Российской академии естественных наук Ахметова Сайранбека Махсутовича. Атырау, 2025. – 448 с.
5. Уитсон К. Х., Брюле М. Р. Поведение фаз. // Монография SPE. — Ричардсон, Техас: Общество инженеров по нефти и газу (SPE), 2000. — 152 с.
6. Брусиловский А.И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. – М.: «Грааль», 2002. – 575 с.
7. Назаров У.С., Шевцов В.М. и др. Проект совместной разработки нефтяной и газоконденсатной частей залежи месторождения Южный Кемачи. Отчет о НИР/ОАО «УзЛИТИнефтгаз». Ташкент, 2004. – 155 с.