Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Confined phase envelope of gas-condensate systems in shale rocks

Nagy S., Siemek J.

Archives of Mining Sciences

|

2014

|

Vol. 59, no. 4

1005--1022

EN

Natural gas from shales (NGS) and from tight rocks are one of the most important fossil energy resource in this and next decade. Significant increase in gas consumption, in all world regions, will be marked in the energy sector. The exploration of unconventional natural gas & oil reservoirs has been discussed recently in many conferences. This paper describes the complex phenomena related to the impact of adsorption and capillary condensation of gas-condensate systems in nanopores. New two phase saturation model and new algorithm for search capillary condensation area is discussed. The algorithm is based on the Modified Tangent Plane Criterion for Capillary Condensation (MTPCCC) is presented. The examples of shift of phase envelopes are presented for selected composition of gas-condensate systems.

PL

Gaz ziemny z łupków (NGS) oraz z ze złóż niskoprzepuszczalnych (typu ‘tight’) staje się jednym z najważniejszych zasobów paliw kopalnych, w tym i następnym dziesięcioleciu. Znaczący wzrost zużycia gazu we wszystkich regionach świata zaznacza się głównie w sektorze energetycznym. Rozpoznawanie niekonwencjonalnych złóż gazu ziemnego i ropy naftowej w ostatnim czasie jest omawiane w wielu konferencjach. Niniejszy artykuł opisuje złożone zjawiska związane z wpływem adsorpcji i kapilarnej kondensacji w nanoporach w złożach gazowo-kondensatowych. Pokazano nowy dwufazowy model równowagowy dwufazowy i nowy algorytm wyznaczania krzywej nasycenia w obszarze kondensacji kapilarnej. Algorytm bazuje na kryterium zmodyfikowanym płaszczyzny stycznej dla kapilarnej kondensacji (MTPCCC). Przykłady zmiany krzywych nasycenia są przedstawiane w wybranym składzie systemów gazowo- kondensatowych.

2

Badanie zmian wielkości ciśnienia punktu rosy gazu kondensatowego zachodzących wskutek jego kontaktu z ropą naftową

Szuflita S.

Nafta-Gaz

|

2012

|

R. 68, nr 8

530-539

PL

Dotychczasowa ocena warunków występowania gazu kondensatowego wskazuje na możliwość jego kontaktu z ropą naftową występującą jako tzw. oil rim. Prawdopodobnie wtedy w separatorach powierzchniowych uzyskuje się kondensat o różnym stopniu zabarwienia. W pracy została przeprowadzona analiza zmian wartości ciśnienia punktu rosy, wywołanych zmienną koncentracją cięższych węglowodorów, w odniesieniu do czystego gazu kondensatowego. Opracowana została również metodyka poboru próbek płynów złożowych do badań PVT.

EN

The current assessment of the conditions of occurrence of gas condensate suggests the possibility of contact with oil acting as the so-called "Oil rim". Then, probably in the surface water separators condensate is obtained with varying degrees of color. The paper presents an analysis of changes in the dew point pressure caused by variable concentrations of heavier hydrocarbons in relation to the pure gas condensate. The paper also presents methodology sampling of reservoir fluids for PVT studies.

3

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

Nagy S., Siemek J.

Archives of Mining Sciences

|

2009

|

Vol. 54, no 4

709-723

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.

4

Wpływ kontaktu wody złożowej na właściwości fazowe gazu kondensatowego

Warchoł M.

Prace Instytutu Nafty i Gazu

|

2006

|

nr 137

879-887

PL

Złoża gazowe w strukturze skały zbiornikowej oprócz węglowodorów często zawierają także wodę związaną oraz podścielającą wodę złożową w równowadze fazowej z gazem. Wskutek kontaktu z wodą (solanką) następuje "transfer mas" i niektóre składniki gazu częściowo migrują do fazy wodnej. W wyniku tego zjawiska skład fazy węglowodorowej ulega zmianie, co pociąga zmianę jej właściwości fazowych. Stopień tych zmian oceniono na podstawie przeprowadzonych badań kontaktowych oraz analiz chemicznych próbek gazu.

EN

Gas reservoirs apart from hydrocarbons contain also interstitial brine in equilibrium and frequently are underlain by an aquifer. In reservoir conditions appears mass transfer due to this water-gas contact. Phase properties of reservoir fluid changes. In addition, the mass transfer between the hydrocarbon and aqueous phases strongly influences their scalling and corrosion potentials. This paper presents experimental data on the effect of contacting gas condensate with brine.

5

Wpływ kontaktu wody złożowej na właściwości fazowe gazu kondensatowego

Warchoł M.

Nafta-Gaz

|

2006

|

R. 62, nr 7-8

376-381

PL

Złoża gazowe w strukturze skały zbiornikowej oprócz węglowodorów często zawierają także wodę związaną oraz podścielającą wodę złożową w równowadze fazowej z gazem. Wskutek kontaktu z wodą (solanką) następuje "transfer mas" i niektóre składniki gazu częściowo migrują do fazy wodnej. W wyniku tego zjawiska skład fazy węglowodorowej ulega zmianie, co pociąga zmianę jej właściwości fazowych. Stopień tych zmian oceniono w pracy na podstawie przeprowadzonych badań kontaktowych oraz analiz chemicznych próbek gazu.

EN

Gas reservoirs apart from hydrocarbons contain also interstitial brine in equilibrium and frequently are underlain by an aquifer. In reservoir conditions appears mass transfer due to this water-gas contact. Phase properties of reservoir fluid changes. In addition, the mass transfer between the hydrocarbon and aqueous phases strongly influences their scalling and corrosion potentials. This paper presents experimental data on the effect of contacting gas condensate with brine.

6

Capillary adsorption effects in gas condensate systems in tight rocks

Nagy S.

Archives of Mining Sciences

|

2002

|

Vol. 47, nr 2

205-253

EN

This paper summarizes some experimental work performed with a porous media core in the PVT cell and discusses impact adsorption/capillarity and gravity phenomena on the Vapour-Liquid Equilibria (VLE) properties of gas condensate and near-critical oil systems. The influence of adsorption/capillary effects is investigated theoretically using the cubic equation of state (CEOS) and a modified Kelvin equation. Computation of saturation-curve movement under the curvature of porous media and other volumetric end phase equilibrium parameters arc discussed.

PL

W klasycznym ujęciu termodynamicznym w zakresie wksności PVT i równowagi fazowej ciecz-para (VLE) pomijany jest efekt segregacji grawitacyjnej, oddziaływań zjawisk kapilarnych czy wpływ zmienności temperatury złożowej na ciśnienie nasycenia (ciśnienie rosy - kondensacji, i ciśnienie pęcherzyków - wrzenia), temperaturą krikondenternu czy ciśnienie krikondenbaru. Przypomnieć należy sprzeczne wnioski dotyczące zakresu oddziaływania struktury porowej na zjawisko zmienności składu spowodowane np. kondensacją kapilarną. Badania rosyjskie i amerykańskie (Trcbin, Zadara 1968; Sadyk-Zada 1963, 1968; Tindy, Reynal 1966) wykazywały istotny wpływ zjawisk kapilarnych na krzywą nasycenia. Trebin i Zadara (1968) pokazali, że ciśnienia nasycenia układu gazowo-kondensatowego w obecności ośrodka porowatego sąo 10-15% wyższe od obserwowanych w zwykłej komorze PVT. Tindy i Rcynol (1966) wskazali, że ciśnienia nasycenia ropy naftowej w obecności ośrodka porowatego są o kilka procent wyższe od ciśnień pomiarowych bez obecności skały porowej. Inne badania amerykańskie i kanadyjskie (Smith, Yarborough 1968; Wcinang, Cordcll 1949; Oxford i Huntington 1953; Singmund et al. 1973) wskazują na brak istotnego wpływu wielkości średniego promienia porowego na wielkość ciśnienia nasycenia. Sigmundct al. (1974) pokazali, że przyczyną powodującą rzekomy wpływ struktury na ciśnienie nasycenia jest fakt, iż płyn nic był przemieszczany w ośrodku porowatym i dlatego wykonali oni analogiczne badania z recyrkulacją płynu węglowodorowego przez ośrodek porowaty. Efekt kapilarny jest istotny w przypadku bardzo dużych krzywizn (tzn. promienie porowe rzędu 10~5-l(T7 cm). Dodatkowo Sigmund i inni twierdzą, że takie krzywizny mogą być niedostępne dla układów o zwilżalności hydrofilnej, w których istnieją duże wartości nasycenia wodą resztkową Swi. Z kolei badania chińskie Yan (1988) wskazują na przesunięcie w górę krzywych nasycenia. Badania te wskazują, że proces kondensacji wstecznej jest przyspieszany, a punkt rosy ma ciśnienie wyższe w odniesieniu do układu bez ośrodka porowatego. Z kolei inni Chińczycy Zu i Huang (1988) wyciągnęli konkluzją, że ciśnienie rosy w układzie ośrodka porowatego było nieco niższe niż w układzie bez ośrodka porowatego, a w pobliżu punktu krytycznego stopień wpływu był mały. W ocenie autora część badań eksperymentalnych prowadzona była przy wykorzystaniu ośrodka porowatego o cechach nie występujących często w warunkach złożowych. Zastrzeżenia można mieć szczególnie do wyboru piasku czy słabo zwięzłych piaskowców o przepuszczalności powyżej 250 mD. Kwestią dyskusyjną jest przyjęcie warunków dynamicznej wymiany płynów (cyrkulacji) w komorze PVT w trakcie wykonywania pomiarów ciśnienia nasycenia (Sigmund et al. 1974). Otwartą kwestią jest również, zdaniem autora, występowanie układów o małym promieniu hydraulicznym (poniżej 10 (im) w przyrodzie w skałach poniżej 3000 m o zwilżalności hydrofobowej, co kwestionuje Sigmund (1974). Rozważania dotyczące występowania zwilżalności hydrofilnej w skałach o biogenicznym pochodzeniu gazu powstałego na skutek degeneracji materii organicznej przez organizmy anacrobowc i w skałach o termogenicznym pochodzeniu gazu powstałego przez biodegradacją związanych ciekłych węglowodorów oraz identyfikacji in situ typu zwilżalności w takich układach znaleźć można w pracy Dcbrandcsa i Bassiounicgo (1990), Sasscna (1988). W złożach głębokich poniżej 3000 m z uwagi na panujące warunki ciśnienia i temperatury resztki bitumiczne i siarka mogą pokrywać pory filmami hydrofobowymi. Woda w tym przypadku nie jest wodą związaną. Również opinie Lee (1989) i Guo (1986) potwierdzają konieczność uwzględnienia oddziaływań kapilarnych dla skał głęboko położonych o niskiej przepuszczalności. Zjawiska adsorpcji mają znaczny wpływ na rozkład zasobów złóż gazu i ropy, gazu ziemnego z pokładów węgla czy też złóż geotermalnych. Proces adsorpcji (desorpcji) wewnątrz ośrodka porowatego różni się w znacznym stopniu od adsorpcji na powierzchni z dwóch zasadniczych powodów (rys. 1): a) występowania naturalnej krzywizny porów, w których może występować zjawisko kondensacji kapilarnej, b) możliwości dostępu do określonych porów są ograniczone wpływem topologii sieci połączeń, co powoduje zjawisko blokowania niektórych porów. Zjawiska adsorpcji zachodzące w ośrodkach porowatych były przedmiotem wielu monografii (m.in. Dcfay, Prigoginc 1966; Adamson 1990; Dullien 1992). Stan prac w zakresie adsorpcji ocenić można w artykułach Shapiro, Stenby (1996, 2000, 2001), Guo et al. (1966) oraz Satik, Horne, Yortsos (1995), Yortsos, Stubos (2001). Zjawisko adsorpcji i wpływ sił kapilarnych uzupełniają się wzajemnie, w obszarach gdzie napięcie powierzchniowe zanika pojawia się większy wpływ sił adsorpcyjnych (np. w pobliżu punktu krytycznego). Wyróżnić należy dwa rodzaje modeli adsorpcyjnych: modele opisujące adsorpcją w pojedynczej kapilarze i modele uwzględniające krzywiznę ośrodka porowatego składającego się z wielu porów. Na rysunku 2 pokazano najważniejsze charakterystyczne zjawiska dotyczące adsorpcji i kondensacji w ośrodku porowatym w pobliżu krzywej nasycenia. Wydaje sią, że najlepiej opisuje te zjawiska model FHH (Frankela-Halscy'a-Hilla) (Adamson 1990), przynajmniej w wysokich i średnich zakresach ciśnień. Jako alternatywą modelu FHH można przyjąć model de Bocra et al. (1956). Kondensacją kapilarną opisuje się zwykle zmodyfikowanym równaniem Kelvina (Adamson 1990) (równania 3-6). Odpowiednie badania eksperymentalne grubości filmu adsorpcyjnego w ośrodku porowatym w wysokich ciśnieniach zamieszczono na podstawie pracy Grcgga i Singa (1982) (tabl. 2 i rys. 3). Model równowagi termodynamicznej ciccz-para w ośrodku porowatym przedstawiono w równaniach 8-18. Jego modyfikacja w postaci zmiany sposobu liczenia stałej równowagi fazowej K jest przedstawiona w wyprowadzeniu w równaniach 19-24. Równanie 24 pokazuje zmianą fuga-tywności składnika układu w fazie ciekłej związanego z krzywizną układu. W równaniach 25-27 pokazano nowe kryteria dla obliczania równowagi ciecz-para z uwzględnieniem kondensacji kapilarnej, zaś równania 28 i 29 definiują nową postać stałej równowagi ciccz-para w funkcji zarówno składu układu, ciśnienia i temperatury, jak również średniego promienia kapilarnego (zdefiniowanego poprzez równanie Laplacc'a). Przedstawiony został nowy algorytm obliczenia krzywej rosy kondensacji kapilarnej w zbitych skałach porowatych. Przedstawiono nową postać znanego równania bilansowego Rachforda-Ricc'a dla obszaru kondensacji kapilarnej (rów. 30). Wyprowadzono nową postać kryterium płaszczyzny stycznej Gibbsa dla kondensacji kapilarnej na podstawie modeli Michclsena (1982a). Teoretyczne wyprowadzenia zastosowano praktycznie do obliczeń równowagowych dla trzech układów gazowo-kondensatowych i ropy naftowej (mixture 1-3). Obliczenia wykonano przy użyciu dwóch podobnych równań stanu typu Pcnga-Robinsona (1976). Zastosowano równania VTPT (Tai-Chen 1998) oraz Magoulasa, Stamatakiego (1990). Do obliczeń wykorzystano również model Whitsona (1990) rozdzielający nieznany skład frakcji C-]+ na szereg pseudoskładników (do C2o+), co umożliwiło znaczne zwiększenie dokładności obliczeń. Krytyczne parametry otrzymanych pseudoskładników określano w oparciu o korelacje Sima, Daubera (1980), Razi, Daubcra (1980) i Wina (1957). Obliczenia napięcia powierzchniowego przeprowadzono w oparciu prace Fanchiego (1990), Danesha et al. (1991), testując model na danych Firozabadiego et al. (1988) (tabl. 12). Na rysunkach 6-32 przedstawiono wpływ zakrzywienia powierzchni porowych i adsorpcji na własności układu ciecz-para dla trzech wymienionych składów w różnych ciśnieniach i temperaturach. Wpływ zakrzywienia powierzchni jest zauważalny dla promienia porowego mniejszego niż 10~5 cm i jest znaczny w przypadku promienia większego niż 10~7 cm. Obserwuje się widoczne przesunięcie punktu krikondentermu w odniesieniu do układów gazowo-kondensatowych (rys. 27), a krzywa nasycenia jest bardziej wypukła. Przesunięcie obserwowane w odniesieniu do składu nr 3 wynosiło 13°C. W odniesieniu do układów lekkiej ropy naftowej obserwuje się obniżenie krzywej nasycenia (krzywej pęcherzyków) (rys. 15, 16) nawet o 23 bary (w odniesieniu do składu 2). Jeśli chodzi o zmianę składu gazu, największe zmiany obserwuje się w odniesieniu do metanu i węglowodorów ciężkich (do 13% w fazie gazowej). W fazie ciekłej obserwuje się przyrost zawartości metanu i spadek zawartości węglowodorów ciężkich (nawet o 17%). Zmiany w składzie węglowodorów C?-C6 są nieznaczne. Obserwowany wypływ zjawisk kapilarnych i adsorpcyjnych na gęstość fazy ciekłej jest znaczący. Obserwowano redukcję gęstości od 0,57 do 0,49 g/cm . Wynik ten jest związany ze wzrostem zawartości metanu w fazie ciekłej o 14%. Jak pokazano w artykule, obserwowane efekty kapilarne i adsorpcyjne mająbardzo duży wpływ na zachowanie się układów dwufazowych w przypadku skał zwięzłych o średnim promieniu porowych mniejszym niż 150 o 10~8 m, co odpowiada efektywnej przepuszczalności skał poniżej 0,5 Ś 10~3 (.im2 (0,5 mD). Część zasobów gazu kondensowanego w tych złożach zostanie na stałe zaadsorbowana i desorpcja części zasobów może nastąpić dopiero w ostatnim etapie eksploatacji złoża.

7

Transport gazu kondensatowego rurociągami dwufazowymi

Siemek J., Nagy S.

Nowoczesne Gazownictwo

|

2000

|

nr 1

23-29