Применение композиционного калькулятора и адаптация PVT-расчета к данным месторождений с аномальными свойствами флюидов

UDK: 622.276, 620.193

DOI: 10.24887/0028-2448-2025-9-42-48

Ключевые слова: : PVT-моделирование, композиционное моделирование, фазовые равновесия, уравнение состояния, давление начала конденсации, эмпирические корреляции

Авт.: В.Л. Малышев, к.ф.-м.н. (Уфимский гос. нефтяной технический университет); А.Л. Ремизов (Уфимский гос. нефтяной технический университет); Е.С. Иванаевская (Уфимский гос. нефтяной технический университет); Е.Ф. Моисеева, к.ф.-м.н. (Уфимский гос. нефтяной технический университет); К.Р. Чуракаев (Уфимский гос. нефтяной технический университет); Е.В. Юдин, к.ф.-м.н. (Группа компаний «Газпром нефть»); М.И. Гудилов (ООО «НЕДРА»); С.В. Замахов (ООО «НЕДРА»)

Разработка цифровых двойников для описания многофазных потоков в скважинах, системе сбора и подготовки скважинной продукции требует использования высокоточных математических моделей. Ключевым инструментом при этом выступает PVT-моделирование углеводородных систем, однако в настоящее время лидерами в этой области являются западные программные продукты, специфика коммерческой реализации, «закрытость» и невозможность адаптации которых под нужды отрасли накладывают ограничения на их применимость. Поэтому разработка отечественных программных продуктов для моделирования фазового поведения пластовых смесей - одна из важнейших задач нефтегазовой отрасли. В данной работе представлены результаты композиционного моделирования многофазных углеводородных систем, имеющих обусловленные особенностями состава аномальные свойства, с использованием разработанного PVT-калькулятора. Описаны особенности реализации программного кода по расчету фазового поведения углеводородных систем при заданных термобарических условиях на основе кубического уравнения состояния, проведено сравнение результатов, полученных по модели, с данными, рассчитанными с применением известных программных продуктов, а также с данными лабораторных экспериментов. Проанализированы упрощенные подходы к композиционному моделированию газоконденсатных смесей, в частности, основанные на использовании эмпирических корреляций. Проведен сравнительный анализ различных расчетных методов для определения давления начала конденсации газоконденсатной смеси на примере одного из месторождений РФ. Показано, что эмпирические корреляции имеют существенные ограничения, в то время как применение классических уравнений состояния позволяет описать фазовое поведение флюидов в изменяющихся термобарических условиях, соответствующих всем этапам добычи.

Список литературы

1. Применение моделей нестационарного течения газожидкостной смеси по стволу скважины для решения задач оперативного анализа и управления добычей / Е. Юдин, Р. Хабибуллин, Н. Смирнов [и др.] // SPE-201884-MS. – 2020. – https://doi.org/10.2118/201884-MS

2. Новый подход к оптимизации добычи газлифтных скважин морских месторождений / А.А. Любин [и др.] // SPE-181903-MS. – 2016. – https://doi.org/10.2118/181903-MS

3. Малышев В.Л., Моисеева Е.Ф., Калиновский Ю.В. Расчет коэффициента сверхсжимаемости основных компонент природного газа методом молекулярной динамики // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2019. – Т. 330. – № 11. – С. 121–129. – https://doi.org/10.18799/24131830/2019/11/2356. – EDN: KYFJKF

4. Юдин Е.В., Хабибуллин Р.А., Галяутдинов И.М. Моделирование работы газлифтной скважины с автоматизированной системой управления подачи газлифтного газа // SPE-196816-MS. – 2019. – https://doi.org/10.2118/196816-MS

5. Peng D.Y., Robinson D.B. A new two-constants equation of state // Industrial and Engineering Chemistry. Fundamentals. – 1976. – V. 1. – P. 59–64. – https://doi.org/10.1021/i160057a011

6. Peneloux A.A. Rauzy E., Freze R. Consistent volume correction for Redlich-Kwong-Soave volumes // Fluid Phase Equilibra. – 1982. – V. 8. – P. 7–23. – https://doi.org/10.1016/0378-3812(82)80002-2

7. Soave G.S. Equilibrium Constants from a Modified Redlich-Kwong equation of state // Chemical Engineering Science. – 1972. – V. 27. – № 6. – P. 1197–1203. – https://doi.org/10.1016/0009-2509(72)80096-4

8. Брусиловский А.И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. – М.: Грааль, 2002. – 575 с.

9. Michelsen M.L. The Isothermal Flash Problem. Part I. Stability // Fluid Phase Equilibria. – 1982. – Vol. 9. – № 1. – P. 1–19. – https://doi.org/10.1016/0378-3812(82)85001-2

10. О параметре давления начала конденсации газоконденсатной смеси и методе его определения / М.Т. Абасов, З.Я. Аббасов, В.М. Фаталиев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 2. – С. 97–99. – EDN: NFPVFF

11. Nemeth L.K. Kennedy H.T. A correlation of dewpoint pressure with fluid composition and temperature // Society of Petroleum Engineers Journal. – 1967. – V. 7. –

№ 2. – P. 99–104. – https://doi.org/10.2118/1477-PA

12. Humoud A.A., Al-Marhoun M.A. A new correlation for gas condensate dew-point pressure prediction // SPE-68230-MS. – 2001. –

https://doi.org/10.2523/68230-MS

13. Statistical forecast models to determine retrograde dew pressure and C7+ percentage of gas condensates on basis of production test data of eastern Venezuelan reservoirs / J. Marruffo, J. Maita, G. Him, G. Rojas // SPE-69393-MS. –2002. – http://doi.org/10.2118/69393-MS

14. Ahmadi M.A., Elsharkawy A. Robust correlation to predict dew point pressure of gas condensate reservoirs // Petroleum. – 2017. – V. 3. – № 3. – P. 340–347. – https://doi.org/10.1016/j.petlm.2016.05.001. – EDN: YFPDQD

15. Al-Marhoun M.A. Evaluation of empirically derived PVT properties for Middle East crude oils // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2004. – V. 42. –

№ 2–4. – P. 209–221. – https://doi.org/10.1016/j.petrol.2003.12.012

16. El-hoshoudy A., Dessouky S., Gomaa S. Prediction of dew point pressure in gas condensate reservoirs based on a combination of gene expression programming (GEP) and multiple regression analysis // Petroleum & Petrochemical Engineering Journal. – 2018. – V. 2. – DOI: https://doi.org/10.23880/PPEJ-16000163

17. Nnadozie O. A new analytical method for predicting dew point pressure for gas condensate reservoirs // SPE-162985-MS. – 2012. –

http://doi.org/10.2118/162985-MS

18. Shokir El-M. Dewpoint pressure model for gas condensate reservoirs based on genetic programming // SPE-114454-MS. – 2008. –

https://doi.org/10.2118/114454-MS

19. Rapid method for the estimation of dew point pressures in gas condensate reservoirs / A. Kamari, M. Sattari, A.H. Mohammadi, D. Ramjugernath // Journal of the Taiwan Institute of Chemical Engineers. – 2016. – V. 60. – P. 258–266. – https://doi.org/10.1016/j.jtice.2015.10.011

20. Comparison and development of predictive models for dew point pressure of gas condensate reservoir fluids / H.Y. Wang, H. Liu, L.J. Chang [et al.] // Natural Gas Geoscience. – 2013. – V. 24 (4). – P. 853-858.