Тематический рубрикатор статей

Георесурсы Т.22.№1.2020
Стр.
Скачать статью

Моделирование влияния динамической адсорбции на фазовое поведение углеводородов в сланцевых и плотных коллекторах

О.А. Лобанова, И.М. Индрупский

Оригинальная статья

DOI https://doi.org/10.18599/grs.2020.1.13-21

13-21
rus.
eng.

open access

Under a Creative Commons license
Известно, что в сверхнизкопроницаемых коллекторах адсорбция существенно влияет на запасы углеводородов и процессы их извлечения. Этот факт нашел отражение в методиках подсчета запасов и оценки добычного потенциала таких объектов, в частности, сланцевых залежей. Для расчета начального содержания компонентов применяют модели многокомпонентной адсорбции. Влияние на добычу углеводородов учитывается через специальные динамические модели проницаемости сланцевых коллекторов.

Как показывают лабораторные исследования, адсорбция может приводить к существенным изменениям не только объемов, но и состава добываемых флюидов и их фазового поведения. Ранее данный эффект не удавалось воспроизвести на основе математических моделей.

Предлагаемый в данной статье метод позволяет моделировать фазовое поведение углеводородной смеси с учетом динамической адсорбции/десорбции компонентов в процессе изменения давления. Метод применим при расчетах многокомпонентной фильтрации и PVT-моделировании на реальных объектах.

Проведены расчеты фазового поведения углеводородов при истощении залежей в сверхнизкопроницаемых коллекторах. Показано, что пренебрежение динамическим влиянием адсорбции/десорбции приводит к существенным ошибкам в прогнозировании давления насыщения (начала конденсации), а также динамик изменения состава добываемого флюида и извлечения углеводородных компонентов.
 

фазовое поведение, нефть, газ, многокомпонентная углеводородная смесь, многокомпонентная адсорбция, сланцевый коллектор, численный алгоритм

 

  • Брусиловский А.И. (2002). Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. М.: Грааль, 575 с.
  • Ambrose R.J., Hartman R.C., Labs W., Akkutlu I.Y. (2011). SPE 141416. Multi-component Sorbed-phase Considerations for Shale Gas-in-place Calculations. SPE Production and Operations Symp., pp. 1-10. https://doi.org/10.2118/141416-MS
  • Aziz K., Wong T. (1989). Considerations in the development of multipurpose reservoir simulation models. First and Second Forum on Reservoir Simulation, pp. 77-208.
  • Brunauer S., Emmett P.H., Teller E. (1938). Adsorption of Gases in Multimolecular Layers. Journal of the American Chemical Society, 60(2), pp. 309-319. https://doi.org/10.1021/ja01269a023
  • Buleiko V.M., Voronov V.P., Zakirov S.N., Zakirov E.S., Indrupskii I.M. (2007). Regularities in the behavior of hydrocarbon systems of oil and gas pools. Doklady Earth Sciences, 415(1), pp. 686-689. https://doi.org/10.1134/S1028334X07050054
  • Choi B.U., Choi D.K., Lee Y.W., Lee B.K. (2003). Adsorption Equilibria of Methane, Ethane, Ethylene, Nitrogen, and Hydrogen onto Activated Carbon. J. Chem. Eng., 48, pp. 603-607. https://doi.org/10.1021/je020161d
  • Coats K.H. (1998). Implicit Compositional Simulation of Single-Porosity and Dual-Porosity Reservoirs. SPE Symp. on Reservoir Simulation, SPE 18427
  • Dong X., Liu H., Hou J., Wu K. Chen Z. (2016). Phase Equilibria of Confined Fluids in Nanopores of Tight and Shale Rocks Considering the Effect of Capillary Pressure and Adsorption Film. Industrial & Engineering Chemistry Research, 55(3), pp. 798-811. https://doi.org/10.1021/acs.iecr.5b04276
  • Gusev V., O’Brien J.A., Jensen C.R.C., Seaton N.A. (1996). Theory for Multicomponent Adsorption Equilibrium: Multispace Adsorption Model. AIChE Journal, 42(10), pp. 2773-2783. https://doi.org/10.1002/aic.690421009
  • Jhavery B.S., Youngren G.K. (1988). Three-Parameter Modification of the Peng-Robinson Equation of State to Improve Volumetric Predictions. SPE Reservoir Engineering, 3, p. 1033. https://doi.org/10.2118/13118-PA
  • Langmuir I. (1918). The Adsorption of Gases on Plane Surface of Glass, Mica and Platinum. The Research Laboratory of the General Electric Company, 40, pp. 1361-1402. https://doi.org/10.1021/ja02242a004
  • Luo X., Wang S., Wang Z., Jing Z., Le M., Zhai Z., Han T. (2015). Adsorption of Methane, Carbon Dioxide and Their Binary Mixtures on Jurassic Shale from the Qaidam Basin in China. Int. J. Coal Geol., 150-151, pp. 210-223. https://doi.org/10.1016/j.coal.2015.09.004
  • Matsumoto A., Zhao J., Tsutsumi K. (1997). Adsorption Behavior of Hydrocarbons on Slit-Shaped Micropores. Langmuir, 13, pp. 496-501. https://doi.org/10.1021/la950958l
  • Michelsen M.L. (1982a). The Isothermal Flash Problem. Part II. Phase-Split Calculation. Fluid Phase Equilibria, 9, pp. 21-40. https://doi.org/10.1016/0378-3812(82)85002-4
  • Michelsen M.L. (1982b). The Isothermal Flash Problem. Part I. Stability. Fluid Phase Equilibria, 9, pp. 1-19. https://doi.org/10.1016/0378-3812(82)85001-2
  • Nojabaei B., Johns R.T., Chu L. (2013). Effect of Capillary Pressure on Phase Behavior in Tight Rocks and Shales. SPE Reservoir Eval. Eng., 16, pp. 281-289. https://doi.org/10.2118/159258-PA
  • Pang J., Zuo J., Zhang D., Du L. (2013). Effect of Porous Media on Saturation Pressure of Shale Gas and Shale Oil. Proc. Int. Petro. Techn. Conf. Beijing, pp. 1-7, IPTC 16419. https://doi.org/10.2523/IPTC-16419-MS
  • Pedersen K.S., Christensen P.L. (2006). Phase Behavior of Petroleum Reservoir Fluids. Taylor & Francis, USA. https://doi.org/10.1201/9781420018257
  • Peng D.Y., Robinson D.B. (1976). A New Two-Constant Equation of State. Ind. Eng. Chem. Fundam., 15, p. 59. https://doi.org/10.1021/i160057a011
  • Shapiro A., Stenby E.H. (2001). Thermodynamics of the Multicomponent Vapor-Liquid Equilibrium under Capillary Pressure Difference. Fluid Phase Equilib., 178, pp. 17-32. https://doi.org/10.1016/S0378-3812(00)00403-9
  • Sandoval D., Yan W., Michelsen M., Stenby E. (2016). Model Comparison for High-pressure Adsorption in Shale and its Influence on Phase Equilibria. ECMOR XV – 15th European Conference on the Mathematics of Oil Recovery, Proc., Mo Efe 02. https://doi.org/10.3997/2214-4609.201601740
  • Sandoval D.R., Yan W., Michelsen M.L., Stenby E.H. (2018). Influence of Adsorption and Capillary Pressure on Phase Equilibria Inside Shale Reservoirs. Energy & Fuels, 32(3), pp. 2819-2833. https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.7b03274
  • Song L., Sun Z., Duan L., Gui J., McDougall G.S. (2007). Adsorption and Diffusion Properties of Hydrocarbons in Zeolites. Microporous and Mesoporous Materials, 104, pp. 115-128. https://doi.org/10.1016/j.micromeso.2007.01.015
  • Toth J. (1971). State Equations of the Solid Gas Interface Layer. Act. Chim. Acad. Sci. Hung., 69, p. 311.
  • Wang Y., Tsotsis T.T., Jessen K. (2015). Competitive Sorption of Methane/Ethane Mixtures on Shale: Measurements and Modeling. Ind. Eng. Chem. Res., 54, pp. 12187-12195. https://doi.org/10.1021/acs.iecr.5b02850
  • Whitson C.H., Brule M.R. (2000). Phase Behavior. SPE Monograph (Henry L. Doherty) Series, Vol. 20, SPE, Richardson, Texas USA.
  • Yun J.H., Duren T., Keil F.J., Seaton N.A. (2002). Adsorption of Methane, Ethane and Their Binary Mixtures on MCM-41: Experimental Evaluation of Methods for the Prediction of Adsorption Equilibrium. Langmuir, 18, pp. 2693-2701. https://doi.org/10.1021/la0155855
  • Zendehboudi S., Bahadori A. (2015). Shale Oil and Gas Handbook: Theory, Technologies, and Challenges. Gulf Professional Publ.
  •  

Ольга Андреевна Лобанова
Институт проблем нефти и газа РАН
Россия, 119333, Москва, ул. Губкина, д. 3

Илья Михайлович Индрупский
Институт проблем нефти и газа РАН
Россия, 119333, Москва, ул. Губкина, д. 3
E-mail: i-ind@ipng.ru

 

Для цитирования:

Лобанова О.А., Индрупский И.М. (2020). Моделирование влияния динамической адсорбции на фазовое поведение углеводородов в сланцевых и плотных коллекторах. Георесурсы, 22(1), c. 13-21. DOI: https://doi.org/10.18599/grs.2020.1.13-21

For citation:

Lobanova O.A., Indrupskiy I.M. (2020). Modeling the effect of dynamic adsorption on the phase behavior of hydrocarbons in shale and tight reservoirs. Georesursy = Georesources, 22(1), pp. 13-21. DOI: https://doi.org/10.18599/grs.2020.1.13-21

© 2024 Коллектив авторов