Resumen
El desarrollo de campos de gas condensado están acompañados con la pérdida de condensado. El almacenamiento de líquido condensado en el yacimiento reduce el factor de recuperación y así la productividad. La mayor saturación de líquidos se observa en las zonas cercanas al pozo.
En consecuencia, la productividad del recurso se reduce. El efecto de la inyección de diferentes gases (CH4, C02, N2, separador de gas) para mantener la reserva de presión y reducir la saturación de hidrocarburos líquidos en la zonas cercanas al pozo fue simulado en este estudio
Esta limpieza de la zona “near-well” (zonas aledañas al pozo) se simuló sobre un buen radial del modelo de simulación, el modelo tiene una buena capa de conducción de almacenamiento de gas de baja. En consecuencia, el flujo de gas para el bien de la parte principal del embalse (matriz) es a través de esta capa. Este modelo puede describir la presión y propiedades de distribución de fluidos y para una producción a partir de la fractura del yacimiento. Antes de la simulación de la inyección de gas, una gran parte de la producción hasta que la presión del yacimiento cae por debajo del punto de burbuja, fue simulada. Luego, se aplicaron unas inyecciones de gas relativamente cortas. Esta es la base de una evaluación de los efectos de los diferentes gases en la inyección y el aumento de la productividad. Las simulaciones fueron realizadas utilizando modelos de composición.
Nos permite obtener los componentes de distribución tanto de gas como en las fases de hidrocarburos líquidos, esenciales para evaluar tecnologías de mejora de la recuperación de condensados en los campos de gas condensado.
La reserva de líquido de composición usado fue de un campo real de gas condensado ruso. La simulación de PVT fue realizado con ECLIPSE PVT (Shlumberger GeoQuest) y la MRS PVT (ONICS, Rusia). Los sistemas EOS fueron corregidos para hacerlos coincidir con los datos de laboratorio antes de que fueran utilizados en la simulación de composición.
Introducción
Simulaciones dinámicas indican que los efectos mencionados pueden dar a lugar a saturaciones en el líquido cerca de la zona “near-well” por encima del 40% (dependiendo de la composición inicial de gas y de la permeabilidad relativa). Además, el cambio de composición puede alterar un sistema EOS que inicialmente fue gas en un sistema de aceite. La alta saturación de líquido en la “near-well” reduce significativamente la relativa permeabilidad de gas y la productividad del pozo. Pozos con bajas tasas de gas inicial deben ser apagados poco después de la caída de la condensación. Por lo tanto, el objetivo principal es eliminar el condensado de la zona “near-well”.
Este estudio se centra en la simulación numérica de un pozo en producción de un yacimiento fracturado con un líquido inicial de compleja composición (alto contenido de componentes sin hidrocarburos) y una alta presión y temperatura iniciales.
En primer lugar, un modelo de fluido del yacimiento fue creado, evaluado y comparado con los datos de laboratorio (se tomó el yacimiento de líquido compuesto de un verdadero campo de gas condensado). Un modelo de pozo radial que describe fracturas (muy heterogéneas) se construyó sobre el terreno el comportamiento y, se simuló la producción a largo plazo. Las propiedades de la composición de líquidos, tales como la saturación de líquido y distribuciones del componente de la fracción molar fueron estimadas. El efecto de la inyección de diferentes gases fue simulado. La duración del efecto de limpieza en la zona “near-well” fue estimada.
Además se llevó a cabo la simulación de un campo con inyección de gas condensado de CO2 en un campo con depósito de líquido de composición compleja. La inyección de C02 se inicia después de la caída de la presión del yacimiento por debajo del punto de burbuja. Los cálculos se realizaron paralelamente en dos paquetes de software: ECLIPSE (Shlumberger) y MRS (ONICS, Rusia). Los resultados de las simulaciones fueron comparadas.
Para este estudio la composición de los fluidos del yacimiento con alto contenido de componentes no-hidrocarburos (21 por ciento de H2S) se ha tomado de los datos publicados en Ref. I para el campo de gas condensado ruso. La presión inicial es de 600 bar de presión y la temperatura es 110DC. La composición del fluido del yacimiento se muestra en la Tabla 1.
Un gran número de los componentes definidos por el usuario son necesarios para obtener un correcto comportamiento de los EOS en el intervalo de presión de 300 a 400 bars. Las propiedades críticas de los componentes puros tomado de la biblioteca de software, y por los componentes definidos por usuarios componentes que se han calculado utilizando correlaciones.
Los parámetros de los EOS se ajustaron utilizando rutinas de regresión de ECLIPSE PVT para que coincidan con las de las observaciones de presión de saturación y experimentos de CVD del laboratorio. En primer lugar, el sistema EOS se ajustó a la presión de saturación observada en el laboratorio (ver Tabla 2).
El único parámetro EOS cambiado en este procedimiento fue la fracción de la temperatura crítica definida por el usuario (F1 I). A continuación, el sistema EOS se ajustó para hacerlo coincidir con el líquido saturado en el experimento CVD (ver fig. 1). Los parámetros cambiados en esta operación fueron los "ajustes" de parámetros de los componentes definidos por el usuario. En el sistema EOS corregida, coinciden todas las observaciones disponibles observaciones del laboratorio, las cuales se utilizaron en todos los cálculos.
Modelo de simulación de flujo de fluidos. Se utilizó el modelo de composición en el presente estudio para simular el fenómeno de la pérdida de condensado. La geometría radial permite la creación de la data en las zonas cercanas al pozo y así le da una aguda resolución de la presión de yacimiento y la saturación de líquidos
Para la representación esquemática de un conjunto heterogéneo o de un yacimiento fracturado: El modelo tiene 3 capas con Z-dirección con propiedades significativamente distintas: Primera y tercera capas con baja permeabilidad y gran almacenamiento de gas (capas de baja conductividad o matriz), y la segunda capa con alta permeabilidad y poco almacenamiento de gas (capas de alta conductividad o fractura).
El flujo de gas a partir de la primera capa hasta el pozo en este modelo va a través de la segunda capa (ver fig. 2 y Tabla 3).
La presión mínima y la máxima saturación de líquido se producen en la segunda capa (transporte medio). Después de que la presión en la segunda capa cae por debajo del punto de burbuja del yacimiento, los componentes pesados del gas se precipitan en su fase líquida y el gas en la capa dos es pronto sustituido por el gas de la primera capa portando las cantidades iniciales de componentes pesados.
La baja presión en la segunda capa da lugar a la deserción de los componentes pesados del gas procedentes de la primera y tercera capas. La presencia de componentes pesados en la composición del fluido de la segunda capa intensifica este proceso y produce a un crecimiento adicional en la presión del punto de burbuja. Esto lleva a un cambio significativo en la composición del líquido en la zona ”near-well” (tabla 4 muestra la diferencia entre la composición de fluido inicial y la composición de fluido en zona ”near-well” después de la pérdida de condensación) y la alta saturación de líquido en esta zona, en nuestra simulación del sistema, siendo inicialmente un gas condensado, convirtió en un sistema de petróleo en la zona ”near-well” (en el cuadro 5, se muestra el cambio en el punto crítico).
Simulación La inyección de los siguientes gases puros fueron simulados: Dióxido de Carbono (C02), metano (CH), y nitrógeno (N). Además la inyección de gases de separador (seco y húmedo). La composición de estos gases fue obtenida por simulación numérica de una sola etapa de la separación inicial del líquido del yacimiento en las condiciones siguientes: Presión de 70 bars, temperatura 30 grados Celsius para el gas seco, y presión 250 Bars, y temperatura de 50 grados centígrados para el gas húmedo. La composición de los gases inyectados se muestra en la Tabla 6.
Solución de composición antes de la inyección.
Antes de cualquier inyección fue simulada un agotamiento a largo plazo. El pozo fue controlado por el tipo de gas de superficie (500.000 Sm3/dia) con un orificio inferior de presión (BHP de bottom hole pressure), límite de 300 bars. En la fig. 3 es mostrada la distribución de la saturación de líquido y fracción molar del componente más pesado (F1 1) en la composición del yacimiento para la segunda capa (alta conductividad media).
La Fig. 3 muestra que la saturación de líquido en la zona “near-well” es varias veces mayor que el máximo de saturación de líquido en la Constante de pérdida de volumen experimentado (Fig. 1). Esto es causado por el cambio significativo de la composición del yacimiento la composición condensado después de la pérdida mencionada arriba. En la zona “near-well” de un medio de alta conductividad se crea una obstrucción de condensado inamovible (debido a las permeabilidades relativas) con un tamaño significativo en la dirección radial y una alta saturación de líquido.
Esta "obstrucción" disminuye la permeabilidad relativa del gas y la productividad del pozo. En los pozos perforados en lugares de baja conductividad en yacimientos de gas condensado tales como una obstrucción, puede provocar una situación en la que el pozo no permita la fluidez. Por lo tanto, esta "obstrucción" debería eliminarse de la zona “near-well”. La manera más eficaz de limpiar la zona “near-well” es detener la producción del pozo por un corto período de tiempo e inyectar algunos gases para disolver el condensado en la zona “near-well”.
RESULTADOS
Inyección
Después de un largo período de agotamiento el pozo es convertido a un inyector con BHP de control de 350 bars y una tasa mínima de la inyección de 500.000 m3/día durante dos meses. Después de dos meses de la inyección unos 14 meses de agotamiento fueron simulados para estimar el efecto de la duración de la zona “near-well” limpiada. En todos los casos, el volumen inyectado se produjo en 2-2.5 meses.
Inyección Nitrógeno (N2)
La dinámica del campo de líquido saturado en la alta conducción media se muestra en la Figura 4 para inyección y 5 para agotamiento. Analizando estas figuras se puede ver que la inyección de nitrógeno puede limpiar la zona “near-well” de la "obstrucción condensada", pero la duración de este efecto es muy limitado (la "obstrucción condensada", es recurrente después de dos meses de agotamiento). Por lo tanto, la inyección de nitrógeno no puede ser recomendado para la limpieza de la zona “near-well”.
Inyección de Metano (CH4)
La dinámica de la saturación de líquido en el campo de alta la conducción media se muestra en la Figura 6 para la inyección y en el 7 para el agotamiento. El efecto de desbloqueo de la inyección de Cm es similar al N2, pero durante el agotamiento de la " obstrucción condensada " regresa más lentamente.
Inyección Dióxido de Carbono (C02)
La dinámica de los líquidos en el campo de saturación [alto que la realización de los medios de comunicación se muestra en la Figura 8 y 9 de la inyección de agotamiento. Inyección de dióxido de carbono es uno de los métodos eficaces para la eliminación de la "condensado", y tiene un efecto de mucho tiempo (saturación importante líquido se puede observar después de 60 días después de la inyección de agotamiento sólo en el bloque de la red interior y esta situación se conserva durante un mucho tiempo). Por lo tanto, el único, de corta duración C02 inyección que puede eliminar el "tapón condensado" y así aumentar la productividad por un largo tiempo. La razón por la cual la "obstrucción condensado" no vuelva a producirse en la alta conductividad media es que, en el momento de la inyección, una porción significativa de condensado fue disuelto y disminuyó en la baja conductividad los medios de comunicación. Por lo tanto, el gas proveniente de medios de alta conductividad de comunicación después de la inyección ya no tiene un alto contenido de elementos pesados como en TBE por primera vez formando el condensado obstructivo.
Inyección de gas seco del Separador
La dinámica de la saturación de líquido en el campo en el medio de alta conductividad se muestra en la Figura 10 para la inyección y el 11 de de agotamiento. El efecto de esta inyección es mejor que el CH4 puro y es prácticamente la misma que la de CO2. La razón por la cual la inyección de gas seco del separador tiene un efecto diferente en comparación con puro CH4 es el alto contenido de la no - componentes de hidrocarburos (H2S y COZ) de este gas.
Inyección de gas húmedo del separador
Inyección de gas húmedo del separador puede realizarse como la re - inyección de gas provenientes de nuevos pozos productores de gas con altas presiones de yacimientos hacia los antiguos pozos que trabajen con presiones menores a la de burbujeo. En este caso la inyección prácticamente no requiere equipos adicionales de superficie (como compresores) y puede ser rentable. La dinámica de la saturación de líquido en el campo a través del medio de alta conductividad se muestra en la Figura 12 para la inyección y 13 para el agotamiento. El efecto de esta inyección es de largo duración, similar a la C02 y de gas seco de los separadores.
APLICACIÓN EN UN YACIMIENTO REAL
Objetivos
Comparación de las soluciones a una composición en 3D
Problema de simulación de yacimientos
Hoy en día hay un montón de diferentes herramientas de software para simulaciones dinámicas de flujo de fluidos. Para evaluar y comparar estos estudios sobre las herramientas de software de prueba se utilizan ejemplos. Esto enfoque se describe en la Referencia. 1. Dos simuladores de flujo de fluidos son frente en esta parte de la obra. Uno de ellos es ECLIPSE. El otro software que se investigados en este estudio es SRA. El paquete de software fue desarrollado en la Academia Rusa de Ciencias (RAS), incluye una composición tridimensional de dos o tres fases de fluidos modelo de simulación de flujo. Este software fue utilizado en la planificación de la desarrollo de campos y Pricaspian demostrado alta eficiencia. Una nueva EOS desarrollado en la Academia Rusa de Ciencias de la composición se centra en el modelado de yacimientos de petróleo y gas condensado en sistemas de altas presiones y temperaturas (hasta 1000 bars y 200 ºC).
Metodología de Investigación
El campo modelo considerado en este documento se sugiere en el Ref. 1.
El modelo sobre el terreno tiene una superficie de 3x3 km. y espesor de 31 m.. El campo consta de tres capas: 1 º -6 m, 2 - 10 m, 3 ª -- 15 m. Las tres capas tienen la misma porosidad igual a 0,3. El permeabilidad de la primera, segunda y tercera capas es de 500 MD, 50 MD, y 200 MD, respectivamente. Para la simulación se utilizó un bloque de tres capas centrado cuadrícula que contiene 10 x 10 células en el X e Y - direcciones. Las coordenadas (X, Y) son (1,1) para la inyección y (inyector) y (10,10) para la producción de pozo (productor). El inyector de perforación se encuentra en el intervalo de la primera capa, y el intervalo de perforación se encuentra en la tercera capa. Al igual que en [1], la compresibilidad de la roca, la presión capilar, y el daño son iguales a cero. Para la "pureza" del experimento de simulación asumimos la viscosidad del gas y el líquido a ser constante fases.
Para construir el modelo se utilizaron el software ECLIPSE-PVT y MRS-PVT. Los cálculos se llevaron a cabo con los dos parámetros Peng-Robinson EOS. La composición se muestra en la Tabla 1 que se tomó como inicial. Pero después de la agrupación de los número totales de componentes se convirtió en 12. Con el fin de obtener resultados correctos hidrodinámicos de comparación, en ECLIPSE-PVT las propiedades crítica BICS fueron sustituidos por los obtenidos a partir de la MRS.-PVT.
Modelo de simulación de flujo de fluidos
Presión inicial del yacimiento (330 bars) es menor al de punto de burbuja del fluido el yacimiento (aproximadamente 401 bars). En este trabajo se basa en el mantenimiento de la presión de yacimiento por inyección de CO2 en el terreno. El volumen que se inyecta aproximadamente igual al volumen producido. La diferencia en los valores iniciales PIB de los dos programas se explica por una pequeña diferencia en los valores de densidad de gas. Por lo tanto, el estado inicial de la MRS en los sistemas de yacimiento y ECLIPSE 300 son equivalentes. Para obtener la distribución de la presión inicial en el yacimiento, se especifica que la presión en la capa superior en el programa MRS. La presión del yacimiento en otras capas se calcula a partir de la condiciones de equilibrio hidrodinámico. La distribución obtenida de la presión se inscribió en ECLIPSE-300 como la estado inicial. Las características hidrodinámicas, se calcularon por 30 años.
Resultados
Los resultados de la simulación se muestran en la fig. 14-16.
Se presentan las siguientes características: el gas acumulado producción e inyección, fracción molar de gas inyectado en el productor, y la saturación de datos en el bloque de 5x5x3,
Análisis de Resultados
Como se puede observar de estas cifras, ECLIPSE 300 y la MRS. dan prácticamente los mismos resultados. Aunque un gran volumen de C02 se inyectó, pero se pudo disolver todas fase líquida en la fase gaseosa.
La Figura 16 muestra el cambio en el contenido de la condensación de hidrocarburos con un aumento en el contenido de C02 en el bloque 5x5x3. Durante los últimos 5 años el contenido de C02 en este bloque ha sido 70-80%. Durante ese período, el contenido de la fase líquida se ha convertido en menos de I%. Desde el tiempo inicial, el contenido del líquido fase se ha reducido en menos de 30%. Es de interés para continuar investigando el comportamiento de diferentes ecuaciones de estado, en primer lugar, de la nueva ecuación de Estado propuesto por la Academia Rusa de Ciencias, en particular para HP / HT embalses y líquidos con alto no contenido de hidrocarburos.
Conclusiones de la Investigación
1. En las zonas cercanas al pozo de porosidades muy heterogéneas o de doble porosidad de los yacimientos agotados de condensado, ocurre una “obstrucción condensada” en los medios de alta conducción (es decir de alta porosidad efectiva). Esta "obstrucción" tiene una importante saturación de líquido y puede disminuir la productividad del pozo.
2. Esta obstrucción puede ser eliminado de forma efectiva por la inyección de gas.
3. El más efectivo (en el rango de presiones investigadas en este estudio) de todos los gases, por la duración del efecto de limpieza, así como desde el punto de vista tecnológico, es la inyección de gas del separador o por CO2.
4. La inyección de gas húmedo del separador puede realizarse por la re-infección de gas provenientes de nuevos pozos de gas que estén trabajando en zonas del yacimiento que estén a altas presiones hacia a los antiguos pozos de producción en zonas agotadas cuyas presiones de yacimiento sean más bajas que la presión de saturación. Este tipo de inyección puede ser económicamente efectivo.
5. El ciclo de C02 reduce la pérdida de condensado debido al mantenimiento de la presión y disolución de la fase de hidrocarburo líquido en el gas inyectado. Pero la eliminación de líquidos en la fase de gas es incompleta y el volumen de inyección de C02 es alta.
6. La soluciones obtenidas por medio de los software MRS y ECLIPSE 300 para los procesos del ciclo de CO2 son similares.