Метод расчета изменения компонентного и фазового состава газоконденсатной сммеси в призабойной зоне пласта

Вестник ТюмГУ. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика.


Выпуск:

2015. Том 1. №1(1)

Название: 
Метод расчета изменения компонентного и фазового состава газоконденсатной сммеси в призабойной зоне пласта


Об авторах:

Шабаров Александр Борисович, доктор технических наук, профессор кафедры прикладной и технической физики, Тюменский государственный университет; eLibrary AuthorID, ORCID, ResearcherID, ScopusID, kaf_mms@utmn.ru

Заночуев Сергей Анатольевич, главный специалист ООО «Тюменский нефтяной научный центр», НК «Роснефть»

Аннотация:

В рамках физико-математической модели квазиодномерного нестационарного течения и соответствующего численного метода расчета предложена и обоснована зависимость интенсивности фазовых переходов от параметров флюидов и фильтрационных свойств пласта при фильтрации газоконденсатной смеси. На основе предложенного подхода выявлены закономерности образования «конденсатных банок» — накопления конденсата в призабойной зоне пласта. Установлена зависимость изменения приведенных плотностей и расходов отдельных фаз (газ, конденсат) и компонентов от расстояния до скважины и от времени эксплуатации. Выполнено расчетно-параметрическое исследование изменения компонентного и фазового состава газоконденсатной смеси в призабойной зоне пласта. По результатам расчета типового примера для реальной газоконденсатной смеси показано, что накопление конденсата в призабойной зоне пласта, при эксплуатации скважин с забойным давлением ниже давления начала конденсации, оказывает значительное влияние на перераспределение жидкой и газовой фаз, а также на массовый расход добываемой продукции.

Список литературы:

1. Wang, P., Pope, G.A. Proper Use of Equations of State for Compositional Reservoir Simulation SPE 69071 // Journal of Petroleum Technology. July 2001. Vol. 53. № 7. Pp. 74-81.

2. Peng, D.-V., Robinson, D.B. A new two constant quation of state // Ynd. Eng, Chem. Fundament. 1976. Vol. 15. Pp. 59-64.

3. Soave, G. Equilibrium constants from a modified Redlich-Kwong equation of state // Chemical Engineering Science. 1976. № 6. Pp. 1197-1207.

4. Брусиловский А.И., Нугаева А.Н. Теория и практика обоснования свойств природных углеводородных систем: обз. инф. // Серия «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений». М.: ИРЦ Газпром, 2008. 112 с.

5. Afidick, D., Kaczorowski, N.J., Bette Srinivas Production Performance of a Retrograde Gas Reservoir: A Case Study of the Arun Field SPE 28749, 1994.

6. Shandrygin, A., Rudenko, D. (2005, January 1). Condensate Skin Evaluation by the Means of Transient Pressure Analysis // Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/97027-MS

7. Kalla, S., Leonardi, S.A., Berry, D.W., Poore, L.D., Sahoo, H., Kudva, R.A., & Braun, E. (2014, December 1). Factors That Affect Gas-Condensate Relative Permeability // Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/173177-PA

8. Заночуев С.А. Прогнозирование пластовых потерь и содержания УВ С5+ в пластовом газе при снижении давления на основе оптимизационной задачи // Актуальные вопросы исследования пластовых систем месторождений углеводородов: сб. науч. статей: в 2 ч. / под ред. Б.А. Григорьева. Ч. 1. М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2011. С. 34-42.

9. Rudenko, D., Rymarenko, K. (2013, October 15). Method for C5+ Content Estimation in Produced Gas Condensate (Russian) // Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/166912-RU

10. Шабаров А.Б. Физико-химическая модель и метод расчета течения газоконденсатной смеси в пласте // Вестник Тюменского государственного университета. Серия «Физико-математические науки. Информатика». 2014. № 7. С. 7-18.

11. Шабаров А.Б. Гидрогазодинамика. Тюмень: Изд-во ТюмГУ, 2011. 404 с.

12. Нигматулин Р.И. Динамика многофазных сред. Ч. II. М.: Наука, 1980. 360 с.

13. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993. 416 с.

14. Deng, H., Chen, Z., Dong, C. & Nikpoor, M.H. Compositional Simulation of Condensate Banking Coupled with Reservoir Geomechanics, SPE, University of Calgary 168671-MS SPE Conference Paper — 2013

15. Алтунин А.Е., Соколов С.В., Степанов С.В., Черемисин А.Н., Шабаров А.Б. Расчетный метод получения относительных фазовых проницаемостей на основе решения обобщенных уравнений Бернулли для системы поровых каналов // Нефтепромысловое дело. 2013. № 8. С. 40-46.

16. Брусиловский А. И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. М.: Грааль, 2002. 575 c.

17. Григорьев Б.А., Герасимов А.А., Ланчаков Г.А. Теплофизические свойства и фазовые равновесия газовых конденсатов и их фракций. М.: Изд. дом МЭИ, 2007. 344 с.