Анализ фазового состояния газоконденсатных месторождений при наличии минерализованной воды

Abstract

Актуальность. Эффективная разработка газоконденсатных месторождений сопряжена с ретроградными процессами и требует моделирования фазового состояния пластовой углеводородной системы. В настоящее время существует алгоритм такого расчета, учитывающий минерализацию воды и нахождение всех корней уравнения материального баланса, но он не был проверен на корректность с использованием промысловых данных. Кроме того, не был проведен анализ влияния способов объединения в псевдокомпоненты на результат моделирования. Погрешность результатов при таком объединении возникает вследствие использования корреляционных зависимостей критических параметров. Цель. Анализ влияния различных способов объединения в псевдокомпоненты на результаты расчета фазового состояния углеводородной системы. Методы. Используется модифицированный алгоритм расчета фазового состояния, содержащий определение полиномов Штурма и способ последовательного деления многочленов Евклида, а также коэффициенты Сеченова для учета минерализации воды. Параметры псевдокомпонента рассчитываются по корреляционным эмпирическим зависимостям. Объектом исследования является состав углеводородной системы с месторождения «Sleipner Øst Ty Field». Результаты и выводы. Показано, что выделение псевдокомпонентов нужно производить руководствуясь соображениями преимущественного нахождения углеводородных компонентов в одном агрегатном состоянии. Рассчитана зависимость мольной доли жидкой фазы от пластового давления. Определено, что результаты расчетов этого параметра соответствуют промысловым данным в пределах 15 % в диапазоне давлений до 80 атм. При больших давлениях относительная ошибка отклонения расчётных данных от промысловых возрастает до 30 %. Указанное отклонение обусловлено неточностью описания поведения флюида уравнением состояния. Показано, что малое количество объединенных компонентов точнее описывает фазовое поведение многокомпонентной системы

Relevance. Effective development of gas condensate fields is associated with retrograde processes and requires modeling the phase state of the reservoir hydrocarbon system. Currently, there is an algorithm for such calculation that considers water mineralization and finding all the roots of the material balance equation, but it has not been verified for correctness using field data. In addition, the analysis of the effect of the methods of combining into pseudo-components on the simulation result was not carried out. The error of the results in such a combination occurs due to the use of correlation dependencies of critical parameters. Aim. To analyse the effect of various methods of combining into pseudo-components on the results of calculating the phase state of a hydrocarbon system. Methods. A modified algorithm for calculating the phase state is used. It contains the definition of Sturm polynomials and the Euclidean method for sequentially dividing polynomials, the Sechenov coefficients to account for water mineralization. The pseudo-component parameters are calculated based on empirical correlations. The object of the study is the composition of the hydrocarbon system from the Sleipner Øst Ty Field. Results and conclusion. It was shown that pseudo-components should be isolated based on considerations of the predominant presence of hydrocarbon components in one aggregate state. The authors calculated the liquid phase molar fraction dependence on reservoir pressure. It was determined that the results of calculations of this parameter correspond to field data within 15% in the pressure range up to 80 atm. At high pressures, the relative error of deviation of calculated data from field data increases to 30%. This deviation is due to the inaccuracy of the description of the fluid behavior by the equation of state. It is shown that a small number of combined components more accurately describes the phase behavior of a multicomponent system