Measurement and Prediction of Volumetric and Transport Properties of Reservoir Fluids At High Pressure Mesure et prédiction des propriétés volumétriques et des propriétés de transport des fluides de gisement à haute pression

Abstract

Discoveries of oil and gas fields under severe conditions of temperature (above 150°C) or pressure (in excess of 50 MPa) have been made in various regions of the world. In the North Sea, production is scheduled from deep reservoirs at 190°C and 110 MPa. This brings with it important challenges for predicting the properties of reservoir fluids, both from an experimental and a theoretical standpoint. In order to perform fluid studies for these reservoir conditions, IFP has developed a specific mercury-free high pressure apparatus with sapphire windows, a phase sampling device and viscosity determination by the capillary tube method. Its application is illustrated here using examples of real fluids and model mixtures. This equipment was first used to measure volumetric properties for gases. It has been shown that very high compressibility factors can be found with HP-HT gas condensates. This has a strong influence on recovery factors during primary depletion. In order to predict more accurately the volumetric properties of mixtures under these conditions, we propose to use a conventional equation of state, such as Peng-Robinson, with two improvements :- a modified temperature-dependent volume translation method, calibrated for high pressure density data; the method is simple, more accurate than other volume translation methods and fully consistent with lumping procedures;- a quadratic mixing rule on the covolume. Specific phase behavior can also be found. At low temperatures, wax crystallization can occur from a fluid which is a gas condensate at reservoir temperature. This feature is due to the simultaneous presence of abundant methane and heavy paraffins. A study of model fluids in a sapphire cell has allowed us to identify the possible types of phase diagrams. Although generally not considered to be an important parameter, gas viscosity may have some importance in the production of HP-HT accumulations, because of high flow rates. Viscosity models exhibit significant uncertainties because of large viscosity contrasts between the individual components of the reservoir fluid. In order to test and improve prediction methods, we started the acquisition of viscosity data under representative conditions. Special care was taken in the implementation of the capillary tube method, so that low viscosities (down to 0. 02 mPa. s) could be measured with high accuracy at pressures up to 120 MPa on simple systems, such as methane, n-pentane, nitrogen, and nitrogen-pentane mixtures. As a result, it was possible to evaluate mixing rules for viscosity predictions. Les découvertes de pétrole ou de gaz dans des conditions sévères de température (plus de 150°C) ou de pression (plus de 50 MPa) se comptent dans plusieurs bassins à travers le monde. En mer du Nord, on prévoit de mettre en production des gisements dont les conditions de fond vont jusqu'à 110 MPa et 190°C. Ces caractéristiques constituent un défi pour la prédiction des propriétés des fluides de gisement, aussi bien au niveau expérimental que théorique. Dans le but d'étudier les fluides à ces températures et pressions, l'IFP a construit un équipement à haute pression sans mercure, équipé de hublots en saphir, d'une cellule de prélèvement de phase, et d'un dispositif de mesure de viscosité par la méthode du tube capillaire. Son application est illustrée ici par des exemples de fluides réels et des mélanges synthétiques. L'équipement a été employé en premier lieu pour mesurer les propriétés volumétriques des gaz. Il apparaît ainsi que des facteurs de compressibilité très élevés peuvent être atteints avec des gaz à condensat HP-HT. Les conséquences en sont importantes sur les taux de récupération envisageables. De manière à améliorer la prédiction des propriétés volumétriques des mélanges dans ces conditions, on propose d'utiliser une équation d'état classique, comme celle de Peng-Robinson, avec deux améliorations : - une translation de volume améliorée, mise au point sur la base de données de masse volumique à haute pression ; cette méthode est simple, plus précise que les méthodes antérieures de translation de volume, et cohérente avec les procédures de regroupement classiques ; - une règle de mélange quadratique sur le covolume. Des comportements particuliers peuvent aussi se rencontrer en matière d'équilibres de phase. À basse température, les paraffines peuvent cristalliser à partir du fluide, qui est pourtant un gaz à condensat à la température du gisement. Cette caractéristique est due à l'abondance simultanée de méthane et de paraffines lourdes. Une étude de fluides synthétiques dans une cellule saphir nous a permis d'identifier les types de diagramme de phase possibles. Bien qu'elle ne soit généralement pas considérée comme un paramètre important, la viscosité du gaz peut jouer un rôle significatif dans la production des gisements HP-HT, car les vitesses de production sont parfois très élevées. Les modèles de prédiction de la viscosité présentent des incertitudes importantes, du fait du grand contraste de viscosité entre les constituants du fluide. De façon à tester et à améliorer ces modèles, nous avons commencé à acquérir des données dans des conditions représentatives. Un soin particulier a été apporté à l'implantation de la méthode capillaire, de sorte que nous avons pu mesurer des basses viscosités (aussi faibles que 0,02 mPa. s) avec une précision raisonnable jusqu'à des pressions de 120 MPa, sur des systèmes simples : méthane, azote, n-pentane, mélange azote-pentane. Ces données nous ont permis d'évaluer les règles de mélange utilisées dans certains modèles de viscosité.