5_PROPS fluid properties

СЕКЦИЯ PROPS PVT CВОЙСТВА

ФЛЮИДОВ

Для внутреннего использования РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина исключительно в некоммерческих и образовательных целях

Свойства жидкостей

	Чистая		Чистый
	нефть		газ

Сепаратор 2-ой ступени

Сепаратор

1-ой ступени

Пластовые				Газовая фаза
условия
			Жидкая		фаза

Рис. 1. Разгазирование нефти при подъеме на поверхность

•Этот раздел ограничивается описанием PVT свойств флюида и сжимаемости горных пород

•PVT данные необходимы для расчета плотностей фаз и условий в пласте на основе уравнений состояния для модели черной нефти

•Зависимости PVT свойств флюидов не рассчитываются в программе ECLIPSE100 (в отличие от Е300). Все PVT данные должны быть определены в виде табулированных зависимостей, например от давления

•Перед моделированием задаются: объемный коэффициент пласта, вязкость, соотношение нефть/газ (GOR) и/или соотношение газ/нефть (OGR)

•Также должно быть определено начальное GORs и/или OGRs.

•Если свойства внутри пласта изменяются, может быть более одной таблицы заданных свойств

•Задание функции насыщенностей рассматривается в другом разделе ECLIPSE

100 USER COURSE.

Для внутреннего использования РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина в некоммерческих и образовательных целях

Стр 156

ВНИМАНИЕ

ECLIPSE выполняет расчет баланса массы на каждом этапе моделирования. Для этого необходимо рассчитать плотность каждой фазы. Плотность каждой фазы зависит от давления и количества растворенных в ней компонентов. Для расчета плотностей используются уравнения состояния модели черной нефти. При этом необходимо задание плотности в стандартных условиях

т.к. ECLIPSE строит изотермические модели; температурные изменения не рассматриваются и совершенно очевидно, что все компоненты модели находятся при одной температуре.

Для внутреннего использования РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина в некоммерческих и образовательных целях

Стр 157

Обзор черной нефти

P

A - жидкость

Pc , Tc

DD

GG

AA

Кривая насыщения: 100% жидкость

CC

75% жидкость

HH

FF

BB

50% жидкость

25% жидкость

EE

Кривая росы: 100% газ

B - газ

T

Рис. 2. Фазовая диаграмма для пластового флюида

•По предположениям принятым в модели black oil, при поверхностных условиях нефть не содержит растворенный газ.

•Моделирование черной нефти лучше всего происходит в однофазных областях, в удалении от критической точки (Pc, Tc).

•Попадание в двухфазную область приводит к изменению процентного содержания фаз.

•Моделирование черной нефти не учитывает компонентного изменения составляющих, в рассматриваемой модели black oil, физические свойства флюида зависят только от давления

•Изменение соотношений газ/нефть и нефть/газ используется для приближения малых изменений составляющих в двухфазных областях. Модель black oil не подходит для значительных изменений содержания фаз

•PVT данные флюидов определяются в разделе PROPS

•Данные PVT для нормальных условий также должны быть определены в разделе PROPS

Для внутреннего использования РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина в некоммерческих и образовательных целях

Стр 158

Области на Рис. 2 представляют собой различные части, составляющие типичную фазовую огибающую. Линии AA-HH представляют собой траектории по которым нефть и/или газ могут проходить во время добычи. При температурах и давлениях слева от критической точки (Pc, Tc) кривая, граничащая с фазовой огибающей – кривая насыщения нефти, насыщенной газом; справа она называется кривой точки росы, газа насыщенного нефтью.

Область А представляет то, что часто называется черной нефтью, при падении давления, нефть может пересекать кривую насыщения, в результате чего выделяется газ. Жидкая фаза может содержать и обычно содержит растворенную газовую составляющую. Точное определение черной нефти – это нефть, газосодержание которой при поверхностных условиях становится равным нулю. Линия AA представляет нефть при давлении выше точки насыщения газом. Давление в резервуаре изотермически снижается и вязкость и сжимаемость флюида могут изменяться, оставаясь однофазным. Концентрация растворенного газа не изменяется. Свободный газ, однако, добывается, т.к. газ выделяется из раствора в стволе скважины. В терминологии ECLIPSE это определяется как «мертвая» нефть.

Линия BB представляет нефть первоначально выше точки насыщения газом. При уменьшении давления, вязкость и сжимаемость нефти изменяются, GOR постоянно. Составляющие остаются без изменений, пока не достигнута точка насыщения газом, затем газ начинает выделятся из раствора. Если это происходит в пласте, может формироваться газовая шапка. Если это происходит на забое скважины – свободный газ поступает в ствол скважины. В любом случае, т.к. давление снижается изометрически вдоль линии BB, траектория флюидов пересекает качественную линию внутри фазовой огибающей и из раствора выделяется больше газа. GOR добытой нефти ниже, чем нефти в залежи. В терминологии ECLIPSE это определяется как «живая» нефть.

Линия CC представляет первоначально двухфазную смесь. Выше отметки ГНК в плате, давление ниже точки насыщения, поэтому газ существует в свободной фазе (газовая шапка). Ниже отметки ГНК, давление в пласте превышает точку насыщения, поэтому нефтянная фаза содержит растворенную газовую составляющую.

Для внутреннего использования РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина в некоммерческих и образовательных целях

Стр 159

Т.к. давление снижается изотермически вдоль линии CC смесь пересекает качественную линию внутри фазовой огибающей и из нефти выделяется все больше газа. В терминологии ECLIPSE это определяется как «живая» нефть.

Линия DD представляет первоначально околокритический флюид. Выше и около критической точки трудно сказать, является ли флюид жидкостью или паром. Т.к. флюид проходит через критическую точку (Pc, Tc) вдоль линии DD он превращается в двухфазовую смесь, но это не будет явно заметно. При соответствующем сочетании пластового давления и давления в устье скважины в скважину поступает однофазный флюид, который переходит в двухфазовое состояние внутри скважинного ствола.

Линия EE представляет первоначально однофазный газ. Этот газ содержит испаренные нефтяные компоненты, но при снижении давления вдоль линии EE он не может достичь точки росы, так как находится вне фазовой огибающей. В терминологии ECLIPSE этот газ называется - сухой газ.

Линия FF это также двухфазная смесь, первоначально внутри фазовой огибающей. При снижении давления вдоль линии FF жидкая фаза постепенно испаряется, до пересечения точки росы, когда жидкости не остается. В терминологии ECLIPSE этот нефтяной пар определяется как жирный газ.

Линия GG представляет летучую нефть, первоначально выше точки росы. При повышении давления летучая фаза конденсируется. Это явление известно как ретроградная конденсация и происходит в конденсатных месторождениях сформировавшихся ниже точки росы. В терминологии ECLIPSE это также определяется как жирный газ.

Линия HH представляет нефть, при адиабатическом переходе от однофазной до двухфазной газонефтяной смеси. Это может произойти в сепараторе.

Считается, что пластовые флюиды находятся в пласте и при поверхностных условиях при фиксированных температурах, хотя эти температуры могут быть различными.

Однофазные системы, моделирующие только газ в окрестностях точки B, также хорошо подходят для моделирования на ECLIPSE. Как и в случае с черной нефтью, флюид находится далеко от критической точки и не пересекает линию точки росы, таким образом концентрация испаренной нефти (если она имеется) остается постоянной. В ECLIPSE такаой флюид называется - сухой газ.

Для внутреннего использования РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина в некоммерческих и образовательных целях

Стр 160

Программы основанные на модели black-oil, не могут учитывать компонентных изменений в составе флюидов. Если необходимо смоделировать такие процессы, как высвобождение газа или выпадение конденсата, это должно происходить не напрямую, а путем изменения количества растворенного в нефти газа - GOR (Rs) и испаренной нефти в газе - OGR (Rv). Флюиды, в которых присутствуют растворенный газ и/или пары нефти относятся к «живой» нефти и «жирному» газу, соответственно.

Для того чтобы использовать модель черной нефти необходимо:

1.Количество выпавшего конденсата или высвободившегося газа должно составлять небольшую часть от общего количества углеводородов

2.Физические свойства оставшихся углеводородных соединений не должны сильно менятся при высвобождении газа или выпадении конденсата

3.Фазовая траектория флюидов должна быть удалена от критической точки

4.Процесс должен быть изотермическим

Если эти условия не выполняются необходимо применять композиционный подход.

Рис.2б. Условия применимости модели черной нефти

Для внутреннего использования РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина в некоммерческих и образовательных целях

Стр 161

Модель черной нефти по сравнению с композиционной моделью

Модель черной нефти		Композиционная модель
Решение уравнения движения		Решение уравнения движения

Зависимости физических свойств от давлений вводятся в виде табулированных функций (PVT таблиц)

Решение уравнений состояния для каждого компонента флюида

Итерационный расчет количества каждого компонента флюида

На каждом временном шаге

Рис. 3. Сравнение расчета модели черной нефти и композиционной.

•Большую часть машинного времени, программы, моделирующие черную нефть, затрачивают на решение уравнений движения. PVT свойства флюидов не рассчитываются, а вводятся в виде табулированных зависимостей

•Программы для композиционного моделирования имеют дополнительно решают уравнения состояния и рассчитывают содержание компонентов.

•Программы для композиционного моделирования почти всегда требуют больше машинных ресурсов, чем программы с моделями черной нефтью.

•В этом курсе обсуждается только моделирование на основе модели черной нефти (ECLIPSE100), композиционное моделирование (Compositional) не рассматривается.

Для внутреннего использования РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина в некоммерческих и образовательных целях

Стр 162

Модель черной нефти по сравнению с композиционной

Использование модели черной нефти возможно в случаях, когда изменеия в компонентном составе пластовых флюидов незначительны и фазовая траектория флюида удалена от критической точки. В этом случае свойства флюида могут быть представлены в виде табличных зависимостей PVT свойств, как функций давления. Затраты машинных ресурсов при расчете PVT свойств с использованием таблиц пренебрежимо малы (это только интерполяция и экстраполяция). Основная часть машинного времени тратится на решение системы уравнений движения для каждой ячейки.

Композиционное моделирование применяется в случаях, когда приближение черной нефти не работает. Программы композиционного моделирования, такие как ECLIPSE 300 выполняют такие же расчеты движения флюидов, что и программы моделирующие черную нефть, но требуют больше компьютерных ресурсов за счет выполнения некоторых дополнительных расчетов.

Пластовый флюид состоит из углеводородных компонентов – метан СH4 + этан С2H6 + пропан С3H8 + бутан С4H8+ …..+С30 . При композиционном моделировании эти компоненты объединяются в группы псевдокомпонентов. После расчета перетоков флюидов между ячейками, каждый псевдокомпонент должен быть приведен в равновесное с остальными компонентами состояние. Это выполняется итерационным способом. Затем, для каждого компонента решается уравнение состояния. Решение уравнения состояния также ищется итерационным способом. Расчет равновесия компонентов и решение уравнения состояния выполняются на каждый момент времени. На практике расчет движения флюидов занимает меньше 50% машинного времени композиционного моделирования; расчет равновесия и решение уравнения состояния занимает остальное время.

Для внутреннего использования РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина в некоммерческих и образовательных целях

Стр 163

Уравнение состояния черной нефти
		(	s )	( s )
( r )	=	ρ o		+ R s ρ g
ρ o
				B o
B o =	V o( r )		+ V g ( r )
		V o(		s )

R s = VV

g( s )

( s )

o

принимается:

РАСТВОРЕННЫЙ ГАЗ, ПРИСУТСТВУЕТ В ПЛАСТЕ ВСЕГДА!

ДАЖЕ ПРИ ДАВЛЕНИИ ВЫШЕ ТОЧКИ НАСЫЩЕНИЯ

Рис. 4. Уравнение состояния для модели «черной» нефти

•Все параметры зависят только от давления.

•(s) относится к поверхностным условиям, (r) – к пластовым.

•В пластовых условиях в нефтяной фазе содержится растворенная газовая составляющая Vg(r)

•Для «мертвой» нефти Rs фиксировано, а давление всегда выше точки насыщения.

•Для «живой» нефти Rs изменяется только при давлении ниже точки насыщения

Для внутреннего использования РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина в некоммерческих и образовательных целях

Стр 164