title: Αξιολόγηση μεθόδων εκτίμησης πυκνότητας πετρελαίων σε συνθήκες ταμιευτήρων με χρήση της σύστασης του μίγματος
title: Evaluation of oil density estimation methods in reservoir conditions using the composition of the mixture
Creators: name: Μπαμπιλη Φανη
Publisher: name: Technical University of Crete
Year: 2019

description: Η πυκνότητα σε συνθήκες σχηματισμού αποτελεί μια θεμελιώδη ιδιότητα των πετρελαϊκών ρευστών με πλήθος εφαρμογών στην βιομηχανία του πετρελαίου. Συνδέοντας τη μάζα με τον όγκο η πυκνότητα έχει άμεσο ρόλο στον υπολογισμό των αποθεμάτων και στην επιλογή του κατάλληλου σχεδίου δράσης για την παραγωγή. Καθορίζει μεταξύ άλλων τη θέση των ρευστών στο πορώδες μέσο, τη μοντελοποίηση του συστήματος ροής και την κατανομή των πιέσεων με το βάθος στον ταμιευτήρα. Τέλος, βρίσκει εφαρμογή στον προσδιορισμό των παραμέτρων που απαιτούνται για την προσομοίωση του ταμιευτήρα.
Στην παρούσα διπλωματική εργασία μελετήθηκαν και αξιολογήθηκαν μέθοδοι εκτίμησης της πυκνότητας των πετρελαίων σε συνθήκες ταμιευτήρα, οι οποίες βασίζονται τόσο στη σύσταση του πετρελαϊκού ρευστού όσο και σε δεδομένα παραγωγής. Στην πρώτη κατηγορία περιλαμβάνονται ημιθεωρητικά μοντέλα όπως η καταστατική εξίσωση Peng-Robinson και ημιεμπειρικές συσχετίσεις όπως η Alani-Kennedy και η Standing-Katz. Στη δεύτερη κατηγορία ανήκει η ημιεμπειρική συσχέτιση Katz. Για την επίτευξη των σκοπών της εργασίας αξιοποιήθηκε μια βάση δεδομένων αποτελούμενη από 484 πετρελαϊκά ρευστά από διαφορετικούς ταμιευτήρες ανά τον κόσμο. Για κάθε πετρελαϊκό ρευστό της βάσης δεδομένων παρέχονταν πληροφορίες σχετικά με τη σύσταση, την πίεση και τη θερμοκρασία του ταμιευτήρα κ.α.
Η αξιολόγηση των εκτιμήσεων των πυκνοτήτων των ημιθεωρητικών και ημιεμπειρικών μεθόδων πραγματοποιήθηκε μέσω σύγκρισης των προβλέψεων των πυκνοτήτων με πειραματικές μετρήσεις πυκνότητας, οι οποίες ήταν διαθέσιμες στη βάση δεδομένων υπό τη μορφή εξίσωσης παλινδρόμησης.
Καλύτερες προσεγγίσεις των πυκνοτήτων των πετρελαίων της βάσης δεδομένων παρείχε η μέθοδος Katz με τη χρήση μόνο δεδομένων παραγωγής, με το μικρότερο μέσο σχετικό (0,30%) και μέσο απόλυτο σχετικό σφάλμα (2,60%). Ακολούθησαν οι μέθοδοι Standing-Katz και Alani-Kennedy με παραπλήσιας ακρίβειας εκτιμήσεις. Η πρώτη έδωσε καλύτερα αποτελέσματα από τη δεύτερη όσον αφορά το μέσο σχετικό σφάλμα (0,35% για τη μέθοδο Standing-Katz και 0,80% για την μέθοδο Alani-Kennedy). Tο αντίστροφο συνέβη στο μέσο απόλυτο σχετικό σφάλμα (2,75% για την μέθοδο Alani-Kennedy και 3,14% για την μέθοδο Standing-Katz). Λιγότερο ακριβής ήταν η μέθοδος Peng-Robinson (χωρίς ρύθμιση παραμέτρων-Tuning) με το υψηλότερο μέσο σχετικό (1,09%) και μέσο απόλυτο σχετικό σφάλμα (3,80%). Την καλύτερη τυπική απόκλιση μέσου σχετικού σφάλματος εμφάνισε η μέθοδος Alani-Kennedy (3,89%) και ύστερα με τη σειρά οι μέθοδοι Katz (4,06%), Peng-Robinson (4,83%) και Standing-Katz (5,36%).
Τέλος, έγινε ανάλυση της εξάρτησης των μέσων απόλυτων σχετικών σφαλμάτων των προβλέψεων των μεθόδων από παράγοντες όπως ο λόγος αερίου/πετρελαίου (GOR), η πυκνότητα API και οι συνθήκες πίεσης και θερμοκρασίας του σχηματισμού. Οι μέθοδοι Κatz, Standing-Katz και Alani-Kennedy με αύξηση των παραπάνω παραγόντων, εμφάνιζαν γενικά υψηλότερο μέσο απόλυτο σχετικό σφάλμα. Εξαίρεση αποτέλεσε η μέθοδος Peng-Robinson η ακρίβεια των προβλέψεων της οποίας δεν παρουσίασε εξάρτηση από τις διαφορετικές τιμές του GOR και της θερμοκρασίας ενώ με την αύξηση της πίεσης και του API το μέσο απόλυτο σχετικό σφάλμα της είχε φθίνουσα πορεία.

description: Density in reservoir conditions is a fundamental property of petroleum fluids with many applications in the oil industry. By linking mass to volume density has a direct role in calculating oil reserves and choosing the right production plan. It defines, among other things, the location of fluids in the porous media, the modeling of the flow system and the distribution of pressures with depth in the reservoir. Finally, it finds application in determining the parameters needed in reservoir simulation.
In this diploma thesis methods of estimating the density of the oil in reservoir conditions, which are based both on the composition of the reservoir fluid and on production data, have been studied and evaluated. In the first category are included semi-theoretical models such as the Peng-Robinson equation of state and semi-empirical correlations such as the Alani-Kennedy and Standing-Katz. The second category refers to the semi-empirical correlation of Katz. In order to achieve the goals of the thesis a database of 484 petroleum fluids from different reservoirs around the world was used. For each petroleum fluid of the database there has been among others information including the composition, pressure and temperature of the reservoir.
The assessment of densities predictions that were provided by the semi-theoretical and semi-empirical methods was performed by comparing the density predictions against the experimental density measurements that were available in the database in the form of regression equations.
The best approach for matching the database densities was found to be the Katz method which uses only production data without the need for composition, exhibiting lowest mean relative (0,30%) and average absolute relative error (2,60%). The Standing-Katz and Alani-Kennedy methods followed with almost similar accurate estimates. The former provided better results than the second one with respect to the average relative error (0,35% for Standing-Katz and 0,80% for Alani-Kennedy). The opposite occurred with respect to the mean absolute relative error (2,75% for Alani-Kennedy and 3,14% for Standing-Katz). Less accurate was found to be the Peng-Robinson (without Tuning) method which exhibited the highest average relative (1,09%) and average absolute relative error (3,80%). The best standard deviation of the mean relative error was achieved by the Alani-Kennedy method (3,89%) followed by the Katz method (4,06%), and then the Peng-Robinson (4,83%) and the Standing-Katz (5,36%) ones.
Finally, an analysis was made of the dependence of the mean absolute relative errors on the gas / oil ratio, API density of the data base oils as well as on the conditions of pressure and temperature of the formation. The mean absolute relative errors of the Katz, Standing-Katz and Alani-Kennedy methods were found in general to increase with the volatility of the fluids (GOR) and with pressure and temperature. The exception was the Peng-Robinson method, the accuracy of the densities predictions of which, did not show to depend on GOR and temperature, while its mean absolute relative error showed a decrease with pressure and API density.