УДК 539.194
С.А. Заночуев, Е.А. Громова, С.С. Магденко, А.А. Гребенкин
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ И МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ФАЗОВОГО ПОВЕДЕНИЯ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СИСТЕМ СЛОЖНОГО СОСТАВА
Аннотация
Введение. Исследование фазового поведения газоконденсатных систем в определенных термобарических условиях и получение надежных экспериментальных данных, которые бы точно описывали процессы, протекающие в газоконденсатных системах при изменении термобарических условий, важны при решении задач повышения эффективности добычи углеводородов, особенно для залежей, характеризующихся сложным составом пластового флюида. Цель работы. Получение достоверных экспериментальных данных о фазово-объемных соотношениях, вязкости и плотности газоконденсатных систем, а также оценка максимального содержания углеводородов С5+, при котором пластовая система остается газообразной при заданных термобарических условиях. Материалы и методы. Эксперименты проводились для условий, близких к пластовым, с использованием методов физического и математического моделирования. Измерения фазово-объемных соотношений, динамической вязкости и плотности выполнялись при различных давлениях и температурах, включая значения, характерные для условий поступления флюида из скважины. Максимальное содержание углеводородов C5+ оценивалось с помощью математических моделей, которые были адаптированы под полученные экспериментальные данные. Результаты. В ходе физических и математических экспериментов получены данные о фазово-объемных соотношениях газоконденсатных систем в диапазоне давлений и температур, которые близки к реальным условиям эксплуатации рассматриваемых объектов. Установлены зависимости динамической вязкости и плотности газоконденсатных систем от давления и температуры при различном содержании углеводородов C5+. Для реальной газоконденсатной системы определено пороговое содержание углеводородов C5+, при котором происходит ее переход из газообразного в жидкое состояние. Заключение. Полученные экспериментальные данные позволяют верифицировать собственные PVT-модели, тем самым повышая точность прогнозов фазового поведения газоконденсатных систем в гидродинамических расчетах. Установленные взаимосвязи используются при моделировании процессов при изменении давления и температуры, тем самым расширяя диапазон их практического применения.
Ключевые слова: газоконденсатная система; содержание углеводородов C5+; фазовая P–T-диаграмма;
PVT-модель; динамическая вязкость газа; плотность газа; условия фазового перехода; термобарические условия
Sergey A. Zanochuev, Evgeniya A. Gromova, Sergey S. Magdenko, Aleksey A. Grebenkin
EXPERIMENTAL STUDIES AND MATHEMATICAL MODELING OF PHASE BEHAVIOR OF COMPLEX GAS CONDENSATE SYSTEMS
Abstract
Introduction. Investigating the phase behavior of gas condensate systems under specific pressure–temperature conditions and obtaining reliable experimental data that accurately describe the processes occurring in gas condensate systems under changing pressure–temperature conditions are important for improving hydrocarbon production performance, especially for reservoirs with complex formation fluid compositions. Objective. To obtain reliable experimental data on phase–volume relationships, viscosities, and densities of gas condensate systems, as well as to estimate the maximum C5+ hydrocarbon content at which the reservoir system remains gaseous under given pressure–temperature conditions. Materials and methods. The experiments were conducted under conditions close to in-situ ones using physical and mathematical modeling. Phase–volume relationships, dynamic viscosities, and densities were measured at various pressures and temperatures, including values typical of the conditions of fluid inflow from a well. The maximum C5+ hydrocarbon content was estimated using mathematical models matched to the experimental data. Results. Physical and mathematical experiments yielded data on the phase–volume relationships of gas condensate systems within pressure and temperature ranges close to the actual operating conditions of the reservoirs under study. The dynamic viscosities and densities of gas condensate systems vs. pressure and temperature for varying C5+ hydrocarbon content were plotted. The threshold C5+ hydrocarbon content of the system transition from gaseous to liquid state was measured for a real gas condensate system. Conclusion. The resulting experimental data allow to verify the proprietary PVT models, thereby increasing the accuracy of estimated phase behavior for gas condensate systems in flow simulations. The established relationships are used to model processes under changing pressure and temperature, thereby expanding their range of practical application.
Keywords: gas condensate system; C5+ hydrocarbon content; P–T phase diagram; PVT model; dynamic viscosity of gas; gas density; phase transition conditions; pressure–temperature conditions
EDN: VNRHZH
Полный текст статьи в формате PDF
