PL EN


Preferencje help
Widoczny [Schowaj] Abstrakt
Liczba wyników
Tytuł artykułu

Sensitivity analysis of thermodynamic parameters in gas-condensate systems for reserve estimation by means of probabilistic modeling

Autorzy
Wybrane pełne teksty z tego czasopisma
Identyfikatory
Warianty tytułu
PL
Analiza wpływu termodynamicznych parametrów gazu kondensatowego na obliczenia zasobów w oparciu o modelowanie probabilistyczne
Języki publikacji
EN
Abstrakty
EN
An improper sampling (non-representative) of reservoir fluid may introduce significant errors in reserve estimation. The process of verification and correction of PVT properties has been described, as well as, estimation of uncertainty of evaluation reserves based upon real geologic information. An analysis of vertical change of gas-condensate system composition in the thick geologic structures has been done. Compositional gradients influence saturation pressure (dew or bubble) and other fluid properties. This paper describes the complex phenomena related to mixing and segregation processes occurring during secondary migration and post-filling time of oil and gas-condensate system. The paper discusses the classical and non-equilibrium phenomena in the porous medium in presence of thermal gradient. The verification of PVT properties is based upon the reverse simulation processes using Tsai-Chen version of Peng-Robinson Equation of State. The regression procedure for correction of uncertain parameters in which density of stabilized condensate is the most important convergence criterion - has been applied. The sensitivity of other parameters (e.g. pay thickness, area, porosity, initial saturation of fluids) is included in the general procedure of global uncertainty reserves estimation. The analysis of typical parameter distribution has been made, based on a literature review. The Latin Hypercube Sampling has been used to final probabilistic simulation. Several examples of reserve estimations and their uncertainty have been done. The large impact of improper PVT on the condensate phase reserve estimation has been observed.
PL
Niewłaściwa procedura poboru próbki płynu złożowego dla układu gazo-kondensatowego i układu lekkiej ropy naftowej może powodować duże błędy w ocenie zasobów złoża. Pokazano proces weryfikacji obliczeń zasobów i sposoby korekty własności PVT, jak również niepewność szacowania zasobów złoża na podstawie niepełnych rzeczywistych danych. Wykonana została analiza wpływu zmian własności PVT w pionie na wielkość zasobów. Pokazano wpływ gradientów kompozycyjnych na położenie kontaktu gaz-kondensat (ciśnienie nasycenia). Artykuł opisuje również problemy związane z mieszaniem się i segregacją węglowodorów podczas wtórnej migracji i napełnianiu pułapki złożowej. Opisane są klasyczne i nie-równowagowe zjawiska w ośrodku porowatym w obecności gradientu geotermicznego. Weryfikacja własności PVT jest wykonywana na podstawie odwrotnej symulacji procesu równowagi wg równania Penga-Robinsona (wersja Tsai-Chen). Procedura regresji celem korekcji niedokładnych parametrów z wykorzystaniem gęstości stabilizowanego kondensatu została wykorzystana w obliczeniach. Wrażliwości równania opisującego zasoby w odniesieniu do innych parametrów (np. miąższości efektywnej, powierzchni złoża, porowatości, początkowego nasycenia fazą węglowodorową). Została wykonana analiza rozkładu badanego parametru I oszacowany został jego wpływ na wielkość szacowanych zasobów. Metoda próbkowania Latin Hypercube została wykorzystana do modelowania probabilistycznego. Pokazano przykłady szacowani a zasobów oraz niepewności takich oszacowań. Zaobserwowano znaczny wpływ niereprezentatywnej próbki płynu złożowego na wyniki obliczeń zasobów kondensatu w złożu.
Rocznik
Strony
709--723
Opis fizyczny
Bibliogr. 38 poz., tab., wykr.
Twórcy
autor
autor
  • AGH University of Science & Technology, Drilling and Oil-Gas Faculty, Al. Mickiewicza 30, 30-059 Kraków, Poland, nagy@agh.edu.pl
Bibliografia
  • Aplin A.C., Larter S.R., Bigge M.A., Macleod G., Swarbrick R.E., Grundberger D., 2000. PVTX history of the North Sea’s, Journal of Geochemical Exploration, Vol. 69-70, p. 641-644.
  • Craft B.C., Hawkins M.F., 1959. Applied Petroleum Reservoir Engineering, Prentice-Hall, Inc., Englewood Cliffs, N.J.
  • Creek J.L., Schrader M.L., 1985. East Painter Reservoir: An Example at a Compositional Gradient from a Gravitational Field, SPE 14411.
  • Di Primio R., Dieckmann, Mils N., 1998. PVT and phase analysis in petroleum exploration, Org. Geochem., Vol. 29, No. 1-3, pp. 207-222.
  • Firoozabadi A., 1998. Thermodynamics of Hydrocarbon Reservoir, McGraw Hill Book.
  • Ghorayeb K., Firoozabadi A., 1999. Modelling of Multicomponent Diffusion & Convection in Porous Media, SPE 51932.
  • Hamodi A.N., Abel A.F., 1994. Modelling of a Large Gas-Capped Reservoir With Areal and Vertical Variation of Composition, Paper SPE 28937.
  • Hoeier L., Whitson C.H., 2001. Compositional Grading - Theory and Practice, SPE 63085.
  • Holt T., Linderberg E., Ratkje S.K., 1983, The Effect of Gravity and Temperature Gradients on Methane Distribution in Oil Reservoirs, SPE 11761.
  • Iman R., L,. et al., 1980. Latin Hypercubic Sampling, Sandia Laboratory Report SAND 79-1473, 1980.
  • Jaramillo Barrufet, 2001. Effects in the Determination of Oil Reserves Due to Gravitational Compositional Gradients in Near-Critical Reservoirs, SPE 71726.
  • Kaufman R.L., Kabir C.S., Abdul-Rahman B., Quttainah R., Dashi H., Pedersen J.M., Moon M.S., 2000. Characterizing the Greater Burgan Field With Geochemical and Other Field Data, SPE Res. Eval. & Eng., Vol. 3, No. 2, April 2000, p. 118-126.
  • Khavari-Khorasani G., Michelsen J.K, Dolson J.C., 1998. The factors controlling the abundance and migration of heavy vs. light oils, as constrained by data from Gulf of Sueaz. Part II. The significance of reservoir mass transport process, Org. Geochemistry, Vol. 29, No. 1-3, pp. 283-300.
  • Kondepudi D., Prigogine I., 1998. Modern Thermodynamics. From Heat Engines to Dissipative Structures, Wiley.
  • Mishra S., 1998. Alternatives to Monte Carlo Simulation for Probabilistic Reserves Estimation and Production Forecasting, SPE 49313, held at the 1998 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, 27-30 Sep. 1998
  • Montel F., Gouel P.L., 1985. Prediction of Compositional Grading in a Reservoir Fluid Column, SPE 14410, Paper held at the 60th Annual Technical Conference and Exhibition of SPE, Las Vegas, Sep 22-25.
  • Murtha J.A., 2001. Using Pseudocases to Interpret P10 for Reserves, NPV and Production Forecasts, SPE Hydrocarbon Economics and Evaluation Symposium held in Dallas 2-3 April, 2001, SPE 71789.
  • Muskat M., 1930. Distribution of Non-Reacting Fluids in the Gravitational Field, Physical Review (June 1930), Vol. 35, pp. 1384-1393.
  • Nagy S., 2002. Capillary Adsorption Effects In Gas Condensate Systems In Tight Rocks, Archives of Mining and Sciences, Vol. 47, No. 2, p. 205-253.
  • Nagy S., 2003. Capillary Adsorption Effects In Gas Condensate Systems In Tight Rocks – Vertical Compositional Variation, Archives of Mining and Sciences, Vol. 48, No. 3, p. 356.
  • Newendorp P.D., 1975. Decision Analysis for Petroleum Exploration, Petr. Publ. Co, Tulsa.
  • Padua K.G.,1999. Nonisothermal Gravitational Equilibrium Model, SPE Reservoir Evaluation and Engineering, 2(2):211-216, April 1999.
  • Peng D.Y., Robinson D.B.,1976. A New Two Constant Equation of State, Ind. Eng. Chem. Fund., Vol. 15, p. 59.
  • Petroleum Reserves Definitions, Published by the SPE/WPC/AAPG, Richardson TX, http.://www.spe.org.
  • Rubinstein R.Y., 1981. Simulation and the Monte Carlo Method., New York: John Wiley & Sons.
  • Sage B.M., Lacey W.L., 1938. Gravitational Concentration Gradients in Static Columns of Hydrocarbon Fluids, Trans. AIME, Vol. 132, p. 120-131.
  • Schulte A.M., 1980. Compositional Variations within Hydrocarbon Column Due to Gravity, SPE 9235, presented at the 1980 SPE Annual Meeting, Dallas, Sept. 21-24.
  • Siemek J., Jucha S., Olajossy A., Rybicki C., Zawisza L., 1987. Paper Gas/Sem/12/R/22, Seminar UN. Nations, Economy Commission for Europe, held at Warsaw (Poland), 25-30 May, 1987.
  • Sissiqui F.I., 1999. Defining Fluid Distribution and Fluid Contacts for Dynamically Charged Reservoirs, Paper SPE 56513 presented at the 1999 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, Tx, Oct. 3-6.
  • Sissiqui F.I., Lake L.W., 1997. A comprehensive Dynamic Theory of Hydrocarbon Migration and Trapping, paper SPE 38682 presented at the 1997 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Tx, Oct. 5-8.
  • Smalley P.C. , England W.A., 1992. Assessing Reservoir Compartmentalization During Field Appraisal: How Geochemistry Can Help, SPE 25005, Presented at the European Petroleum Conference, Cannes, Nov. 16-19.
  • Tissot B.P., Welte D.M., 1978. Petroleum Formation & Occurrence, Springer Verlag.
  • Tsai J.-Ch., Y.-P. Chen, 1998. Application of a volume-translated Peng-Robinson equation of state on vapour-liquid equilibrium calculations, Fluid Phase Equilibria, Vol. 145, p. 193-215.
  • Walsh M.P., Raghawan R. 1994. The New, Generalized Material Balance as an Equation of a Straight Line: Part 1 – Applications to Undersaturated, Volumetric Reservoirs, SPE 27684.
  • Wheaton R.J., 1988. Treatment of Variations of Composition with Depth in Gas Condensate Reservoir, SPE 18267
  • Whitson, C.H., Belery P., 1995. Compositional Gradients in Petroleum Reservoirs, paper SPE 28000, presented at the Univ. of Tulsa Centennial Pet. Eng. Symposium, Tulsa, Okla, 29-31 Aug.
  • Nagy S., Olajossy A., 2007. Analysis of use of low quality natural gas to improve oil recovery factor. Arch. Min. Sci., vol. 52, iss. 4, p. 553-571.
  • Nagy S., Olajossy A., 2008. Economic analysis of use of the early application CO2 & CO2/N2-EOR technology in Poland. Arch. Min. Sci., vol. 53, iss. 1, p. 115-124.
Typ dokumentu
Bibliografia
Identyfikator YADDA
bwmeta1.element.baztech-article-BPZ5-0005-0031
JavaScript jest wyłączony w Twojej przeglądarce internetowej. Włącz go, a następnie odśwież stronę, aby móc w pełni z niej korzystać.