Проблемы подготовки PVT-свойств для задачи неизотермической фильтрации высоковязких нефтей и способы их решения

• Другие статьи автора
• Комментарии
• Отправить Другу
• Печать

Добавить закладку!

Поскольку рассматриваемое месторождение характеризуется большой площадью распространения газовой шапки, и технология воздействия предполагает фильтрацию водяного пара, использовался единственный в этом случае способ описания pVT свойств нефти и газа – композиционное представление.
Пластовая нефть состоит из большого числа углеводородных и неуглеводородных компонентов. В принципе, существующие гидродинамические симуляторы позволяют учитывать до 20 углеводородных компонентов. Однако чрезмерная детализация компонентного состава приводит не только к существенным затратам машинного времени для расчета фазового состояния пластовой смеси, но и затруднениям, связанным с определением физических констант каждого компонента. Поэтому при создании модели пластовой нефти необходимо было решить задачу, связанную с выделением и группировкой исходных компонентов в псевдкомпоненты, с соблюдением принципа преемственности физических свойств реальной нефти.
В соответствии с общепринятой практикой решения задач неизотермической многокомпонентной фильтрации тяжелой нефти, исходная углеводородная смесь была разделена на два псевдокомпонента (LO – light oil, HO – heavy oil; табл. 1), свойства которых определялись по исходному компонентному составу нефти и ее физическим свойствам. Таким образом, принято, что модель пластовой нефти представляется следующими псевдокомпонентами: LO – легкие углеводородные фракции и HO – тяжелые углеводородные фракции. Молекулярный вес легкого компонента – 16,9, тяжелого – 320 г/моль.
При этом, после группировки в псевдокомпоненты необходимо получить значения параметров смеси (вязкость μ, плотность ρ, давление насыщения Pb, газосодержание GOR) соответствующие лабораторными исследованиями пластовой нефти и газа. Основные свойства нефти можно увидеть в табл. 2.

Табл. 2.
Физико-химические свойства исходной пластовой нефти.
Вязкость    169 мПа*с
Плотность    937 кг/м3
Газовый фактор    21,04 м3/м3
Давление насыщения    5,8 МПа
Объемный коэффициент    1,062

Константы фазового равновесия

Фазовое состояние смеси определяется константами распределения, являющимися функциями состава, давления и температуры. Как уже говорилось, константы распределения могут рассчитываться в процессе гидродинамического моделирования по уравнению состояния, а могут определяться явно в массиве входных данных. Если можно спрогнозировать примерный компонентный состав пластового флюида при используемой технологии, и известен рабочий диапазон давлений и температур (рис. 1), то целесообразно определить константы распределения в явном виде. Они могут быть рассчитаны для каждого псевдокомпонента при различных термобарических условиях по уравнению состояния.

Критические параметры псевдокомпонента LO (критическая температура – Тс, давление – Рс, ацентрический фактор – ωc, и др.) рассчитываются аддитивно. Поэтому при выборе переменных для получения адекватной модели тяжелой нефти, изменялись критические свойства и настроечные параметры псевдокомпонента (HO), которые определены менее четко. Очевидно, что константы распределения, давление насыщения и газосодержание жестко связаны между собой и совпадение исходной и модельной кривых фазового состояния определяется точностью подбора этих параметров.

Давление насыщения

При подборе значения давления насыщения использовалась эмпирическая корреляция Standing, для данного типа нефтей она давала наилучший результат:


где
pb – давление насыщения (МПа)
Rsb – газосодержание при давлении насыщения (м3/м3)
γg – относительная плотность газа    
yg – мольная доля газа = 1.225 + 0.001644T - 1.769/ γo
γo – относительная плотность нефти по воде    
T – Температура (К)

Газосодержание нефти

Расчеты, применяемые при проектировании разработки нефтяных месторождений, требуют оценки количества растворенного газа. Для подбора газосодержания использовалась следующая зависимость:

где
Rs – Газосодержание (м3/м3)
p – Давление (МПа)
γg – Относительная плотность газа по воздуху
yg – Мольная доля газа = 1.225 + 0.001644T - 1.769/ γo
T – Температура (К)

Вязкость как функция температуры

Вязкость модели пластовой нефти рассчитывалась, как произведение вязкостей псевдокомпонентов в степенях их молекулярных масс. В программах моделирования свойств нефти и газа существуют различные корреляции, в табл. 3 представлены результаты использования корреляции (ASTM), которые хорошо согласуются с результатами лабораторных исследований изменения вязкости нефти от температуры (рис. 2).

ASTM:

µoi – значение вязкости компонентов
А, B, C – коэффициенты
Т – температура

Плотность как функция от температуры

Для получения зависимости плотности модели пластовой нефти от температуры необходимо получить зависимости плотностей каждого псевдокомпонента в отдельности по формуле:

ρref – базовая плотность компонента (стандартные условия).
Pref, Tref  – стандартные давление и температура.
COCO, ETCO – сжимаемость компонента и коэффициент теплового расширения.
Плотность модели пластовой нефти:
ρi  – плотность i компонента.
Xi – молекулярная масса компонента (стандартные условия).
Изменение полученной и экспериментальной плотностей высоковязкой нефти от температуры можно увидеть на рис. 3.

Добавить закладку!

• Другие статьи автора
• Комментарии
• Отправить Другу
• Печать