Hinterlasse einen Kommentar

Das Hauptziel der Reservoir- und Produktionstechnik ist es, die ultimative Rückgewinnung von Kohlenwasserstoffen auf wirtschaftlichste Weise und innerhalb kürzester Zeit zu maximieren. Das Verständnis, wie sich die Flüssigkeit unter den Reservoirbedingungen verhält, durch den Prozess des Druckabbaus und bis die Flüssigkeit die Oberfläche erreicht, ist von grundlegender Bedeutung für die Beantwortung wichtiger Fragen, wie z :

• Wie groß sind die Ölreserven?
• Welche Wiederherstellungsmethode sollte verwendet werden?
• Enthält die Flüssigkeit unerwünschte Verbindungen, die Schläuche korrodieren oder den Brunnen verstopfen?
• Verfestigt sich die Flüssigkeit und lagert sich in den Rohrleitungen ab, wodurch die Produktion gefährdet wird?
• Welche Abscheiderdrücke maximieren die Ölrückgewinnung?
• Werden die Phasenvolumina zu hydrodynamischen Problemen, wie Schnecken, in der Strömung innerhalb der Rohrleitungen führen?

Während der Erschließung von Öl- und Gasfeldern unterliegt die produzierte Flüssigkeit mehreren Bedingungen. Während sie sich vom Reservoir bis zu den Rohrleitungen und dann durch Oberflächenanlagen bewegen, ändern sich der Druck und die Temperatur des Systems. Entlang dieses Prozesses variieren auch die Fluidzusammensetzung, das Öl- und Gasvolumen sowie die Fluideigenschaften wie Dichte und Viskosität.

Um zu untersuchen, wie diese volumetrischen Änderungen auftreten, werden routinemäßig mehrere Laborexperimente mit Reservoirölproben in einer PVT-Zelle durchgeführt, die die Bedingungen reproduzieren, denen die Flüssigkeiten während der Produktion ausgesetzt sind. Die häufigsten PVT-Tests zur Charakterisierung dieser Reservoirflüssigkeiten sind:

Konstante Massenexpansion (CCE)

Das CCE-Experiment, auch als Constant Mass Expansion (CME) -Experiment oder einfach als Druck-Volumen-Test (PV) bezeichnet, wird an Gaskondensat oder Rohöl durchgeführt, um die PV-Beziehungen des Systems zu untersuchen.

In diesem Experiment wird die Flüssigkeit unter Reservoirbedingungen gehalten, dann wird der Druck schrittweise bei konstanter Reservoirtemperatur aufgebraucht und das gesamte Kohlenwasserstoffvolumen wird bei jedem Druck gemessen. Während dieses Experiments wird zu keinem Zeitpunkt Gas oder Flüssigkeit aus der PVT-Zelle entfernt. Ein Schema des CCE-Experiments ist unten in Abbildung 1 dargestellt.

Constant Volume Depletion (CVD)

Das CVD-Experiment wird nur für Gaskondensat- und flüchtige Ölgemische durchgeführt, wobei angenommen wird, dass die während der Produktion auftretende retrograde Flüssigkeit im Reservoir unbeweglich bleibt.

Die Flüssigkeit wird auf Reservoirtemperatur und Sättigungspunktdruck gehalten, und dann wird der Druck schrittweise bei konstanter Reservoirtemperatur abgebaut. Bei jedem Druckschritt wird eine zweite Phase gebildet und das Gesamtvolumen des Fluids aufgezeichnet. Um den nächsten Druckabbau zu erreichen, wird Quecksilber in die Zelle injiziert und das Gas wird entfernt, so dass das Volumen des verbleibenden Gas- und Ölgemisches dem Sättigungspunktvolumen entspricht . Unten ist ein Schema des CVD-Experiments in Abbildung 2 dargestellt.

Differential Liberation (DL)

Der Differential Liberation (DL) -Test ist vielleicht das häufigste Laborexperiment, das an Rohölproben durchgeführt wird. Wie im CCE-Experiment wird die Flüssigkeit auf Reservoirtemperatur und normalerweise auf Sättigungsdruck gehalten. Anschließend wird der Druck bei konstanter Speichertemperatur stufenweise abgebaut. Das freigesetzte Gas erreicht zuerst das Gleichgewicht mit dem verbleibenden Öl, dann wird es aus der Zelle entfernt und auf Standardbedingungen geblitzt. Das Volumen der beiden Phasen wird bei jedem Druckniveau gemessen und aufgezeichnet.

Der obige Verarmungsprozess wird bei konstanter Reservoirtemperatur wiederholt, bis ein Druck nahe dem Atmosphärendruck erreicht ist. Die folgende Abbildung zeigt das Schema dieses Experiments.

Separatortests

Separatortests werden durchgeführt, um das Verhalten der Reservoirflüssigkeit beim Durchgang durch die Oberflächenanlagen und dann in den Vorratstank zu bestimmen.

Die Reservoirflüssigkeit wird bei der Reservoirtemperatur und ihrem Sättigungsdruck in eine Zelle (einen Separator) gegeben. Dann wird das Öl zu den spezifizierten Trennzeichenbedingungen geflasht. Wenn das Phasengleichgewicht erreicht ist, wird das Gas aus dem System entfernt, wo sein Volumen, seine Gasgravitation und seine Zusammensetzung gemessen werden. Dann werden das Volumen und die Dichte der verbleibenden Ölphase gemessen. Danach wird diese verbleibende Flüssigkeit wieder den nächsten Abscheidebedingungen unterworfen und der Vorgang wiederholt. Eine schematische Darstellung eines mehrstufigen Separatorentests ist unten dargestellt.

Trotz der Tatsache, dass diese PVT-Experimente das reale Verhalten von Reservoirflüssigkeiten erfassen, können sie nur in einem begrenzten Bereich von Drücken und Temperaturen durchgeführt werden. Sobald sich die ursprünglichen Bedingungen mit der Zeit und den Wiederherstellungsstrategien ändern können, ist die Kenntnis des Flüssigkeitsverhaltens in einem größeren Bereich erforderlich. Auf diese Weise können Simulationen das Verhalten und die Eigenschaften von Fluidphasen unter beliebigen Bedingungen beschreiben und quantifizieren.

In den nächsten Beiträgen werden wir die Simulationslösungen von ESSS für die Reservoir- und PVT-Analyse vorstellen. Wir werden auch diskutieren, wie Simulationssoftware verwendet werden kann, um Ihre Flüssigkeit zu charakterisieren. Bleiben Sie dran!