Развитие методов прогнозирования свойств природных углеводородных смесей для проектирования разработки месторождений нефти и газа

Нугаева, Альфия Нафкатовна

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Развитие методов прогнозирования свойств природных углеводородных смесей для проектирования разработки месторождений нефти и газа
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Развитие методов прогнозирования свойств природных углеводородных смесей для проектирования разработки месторождений нефти и газа"

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА

На правах рукописи УДК /622.276 + 622.279/.1/4

НУГАЕВА АЛЬ ФИ Я НАФКАТОВШ ООЗОбзи^^

РАЗВИТИЕ МЕТОДОВ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ СВОЙСТВ ПРИРОДНЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СМЕСЕЙ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

Специальность 25.00.17 -"Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений"

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук

Москва-2007

003053033

Работа выполнена в Научно-Аналитическом Департаменте ОАО «Газпром нефть» и Российском Государственном Университете нефти и газа имени И. М. Губкина.

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор

Брусиловский Александр Иосифович

Официальные оппоненты: доктор технических наук

Лапшин Владимир Ильич кандидат технических наук Орловский Михаил Юрьевич

Ведущая организация: Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ)

Защита диссертации состоится «/$> г. в 15 ч. 00 мин.

в ауд. № 731 на заседании диссертационного Совета Д.212.200.08 при Российском Государственном Университете нефти и газа имени И. М. Губкина по адресу: 119991, ГСП-1, г. Москва, Ленинский проспект, 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского Государственного Университета нефти и газа имени И. М. Губкина

Автореферат разослан « /Ь » февраля 2007 г.

Учёный секретарь диссертационного Совета доктор технических наук, профессор /"? Сомов Б.Е.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность тематики исследований. Знание свойств пластовых флюидов играет важнейшую роль как при подсчёте запасов нефти и газа, так и для принятия правильных решений при проектировании разработки и эксплуатации месторождений нефти и газа.

Современные тенденции научно-технического прогресса в области обоснования свойств природных газов и нефтей заключаются в комплексном использовании результатов промысловых, лабораторных и теоретических исследований. На каждом из отмеченных этапов специалисты стремятся к повышению достоверности получаемой информации и развитию методов её интерпретации.

В настоящее время проектирование и мониторинг разработки месторождений нефти и газа осуществляется с использованием программных комплексов, аккумулирующих научные достижения в области геологического, гидродинамического и термодинамического моделирования исследуемых объектов и процессов. При использовании гидродинамических симуляторов, описывающих протекание многомерных многофазных процессов в продуктивных пластах, важнейшее значение имеет применение обоснованных зависимостей свойств пластовых флюидов в широком диапазоне давлений с учётом особенностей изучаемых объектов разработки.

Анализ применяемых методов обоснования свойств пластовых нефтей и природных газов показал необходимость как дальнейшего развития инженерных методов прогнозирования свойств природных углеводородных смесей, так и широкого их внедрения в промышленную практику.

Сказанное и определяет актуальность решаемой в диссертации проблемы.

Цель работы. Совершенствование и промышленное внедрение методов прогнозирования свойств природных углеводородных смесей для проектирования разработки месторождений нефти и газа.

Основные задачи исследований.

1. Систематизация подходов к созданию расчётных многокомпонентных моделей пластовых нефтей и газоконденсатных смесей при наличии и отсутствии информации о фракционной разгонке дегазированной углеводородной жидкости.

2. Исследование влияния условий промысловой сепарации на величины подсчётных параметров нефтей различных типов.

3. Создание метода обоснования подсчётных параметров нефти, рекомендуемого для использования в случае несоответствия условий лабораторных исследований ступенчатой сепарации фактическим промысловым условиям.

4. Сравнение различных методических подходов к формированию зависимостей от давления PVT-свойств пластовых нефтей для проектирования разработки с использованием моделей типа black oil (нелетучей нефти).

5. Создание эффективного метода подготовки PVT-данных для решения гидродинамических задач проектирования разработки залежей пластовых нефтей на основе модели типа black oil.

6. Исследование закономерностей PVT-свойств пластовых флюидов при разработке газонефтяных залежей.

7. Исследование особенностей свойств лёгких нефтей с высоким газосодержанием.

8. Исследование влияния пластовой температуры на динамику содержания С5+ в добываемом газе и на коэффициент извлечения конденсата при разработке газоконденсатных месторождений на режиме истощения.

9. Исследование комплексного влияния пластовой температуры и наличия рассеянной нефти на состав добываемой углеводородной смеси и коэффициент извлечения конденсата при разработке газоконденсатных месторождений на режиме истощения.

Методы решения поставленных задач. Решение поставленных задач основывается на анализе геолого-промысловой информации, комплексном применении фундаментальных положений физики нефтяного и газового пласта и теории проектирования разработки и эксплуатации месторождений. При моделировании свойств природных углеводородных систем использованы программно-вычислительные комплексы, основанные на применении современных уравнений состояния, методов прикладной термодинамики многокомпонентных систем и вычислительной математики.

Научная новизна.

1. Создан комплексный метод обоснования подсчётных параметров пластовых нефтей и формирования зависимостей свойств нефти и газа в широком диапазоне давлений для проектирования разработки месторождений.

2. Предложен способ идентификации газового фактора по данным замеров плотности сепарированной жидкой углеводородной фазы при промысловой сепарации смеси, добываемой в процессе разработки газонефтяных залежей.

3. Выявлены эффекты совместного влияния пластовой температуры и наличия рассеянных жидких углеводородов (РЖУ) на динамику содержания группы С5+ в добываемом газе и конденсатоотдачу при разработке газоконденсатных залежей.

Основные защищаемые положения.

1. Комплексный метод обоснования подсчётных параметров пластовых нефтей и формирования зависимостей их свойств от давления для проектирования разработки месторождений нефти.

2. Способ идентификации газового фактора по данным замеров плотности сепарированной жидкой УВ фазы при промысловой сепарации смеси, добываемой в процессе разработки газонефтяных залежей.

3. Результаты исследований совместного влияния пластовой температуры и наличия РЖУ на динамику содержания группы С5+ в добываемом газе и конденсатоотдачу при разработке газоконденсатных залежей.

Практическая значимость работы и внедрение результатов исследований. Созданный комплексный метод обоснования подсчётных параметров пластовых нефтей и формирования зависимостей свойств нефти и газа в широком диапазоне давлений получил промышленное внедрение при проектировании разработки месторождений ОАО «Газпром нефть», в том числе Еты-Пуровского, Вынгапуровского, Новогоднего, Ярайнерского, Сугмутско-го, Спорышевского, Романовского, Чатылкинского, Холмистого, Муравлен-ковского, Холмогорского, Карамовского, Зимнего, Умсейского месторождений ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз», Приобского месторождения ОАО «Сибнефть-Хантос» и Крапивинского месторождения ОАО «Сибнефть-Восток».

Предложенный способ идентификации газового фактора по данным замеров плотности сепарированной жидкой УВ фазы при промысловой сепарации смеси, добываемой в процессе разработки газонефтяных залежей, использован при мониторинге разработки Еты-Пуровского месторождения.

Апробация работы. Основные результаты исследований докладывались на следующих конференциях и семинарах:

1. На научно-практической конференции «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала территорий Тюменской области», г. Тюмень, 21-22 сентября 2005 г.

2. На российской нефтегазовой технической конференции и выставке 8РЕ, г. Москва, 3-6 октября 2006 г.

3. На международной академической конференции «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала территорий Тюменской области», г. Тюмень, 11-13 октября 2006 г.

4. На научно-практической конференции «Вопросы оптимизации разработки и повышения нефтеотдачи месторождений ОАО Газпром нефть», г. Ноябрьск, 19-20 декабря 2006 г.

5. На научных семинарах кафедры Разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений Российского Государственного Университета нефти и газа имени И. М. Губкина и Научно-Аналитического Департамента ОАО «Газпром нефть».

6. Комплексный метод обоснования подсчётных параметров пластовых нефтей и формирования зависимостей свойств нефти и газа в широком диапазоне давлений для проектирования разработки месторождений доложен на заседаниях нефтяной секции ЦКР Роснедра 14 сентября 2006 г. и Научно-

технического Совета институтов Российской Академии естественных наук 17 января 2007 г.

Публикации. Основные результаты выполненных исследований опубликованы в 11 печатных работах.

Структура и объём работы. Диссертация состоит из введения, шести глав, заключения и списка литературы из 133 наименований. Она изложена на 135 страницах, содержит 27 рисунков и 25 таблиц.

Благодарности. Автор выражает искреннюю признательность научному руководителю профессору А.И. Брусиловскому за конструктивное обсуждение основных положений диссертационной работы.

Автор выражает благодарность коллективу кафедры Разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, а также руководству и коллегам из Научно-Аналитического Департамента ОАО «Газпром нефть» за внимание и поддержку в процессе работы над диссертацией.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновывается актуальность тематики работы, формулируется её цель, перечисляются основные задачи исследований, характеризуются научная новизна и практическая значимость результатов исследований, приводятся сведения о промышленном внедрении полученных результатов и апробации работы.

Глава 1. Теоретическая база и информационная основа прогнозирования свойств природных углеводородных смесей.

В п.1.1 приводятся теоретические основы фазового состояния многокомпонентных систем.

В п.1.2 проведен обзор основных уравнений состояния, сыгравших значительную роль в описании свойств систем природных углеводородов: Редлиха-Квонга (Redlich-Kwong), Соаве-Редлиха-Квонга (Soave-Redlich-Kwong), Пенга-Робинсона (Peng-Robinson). Приводятся обобщенные формы кубических уравнений состояния по Мартину (Martin), Коутсу (Coats) и Брусиловскому. Делается вывод, что в качестве теоретической основы прогнозирования PVT-свойств природных углеводородных (УВ) систем целесообразно комплексно использовать фундаментальные положения термодинамики фазового состояния многокомпонентных систем и уравнение состояния Пенга-Робинсона с шифт-параметром, предназначенным для уточнения плотностей фаз.

П.1.3 посвящен описанию информационной основы для создания расчётных моделей пластовых УВ флюидов. Для получения качественной информационной основы при обосновании свойств УВ систем необходимо опираться на современные технические средства как при отборе проб, так и при проведении лабораторных исследований. Приводится обзор способов отбора

бора представительных проб пластовых нефтей и газоконденсатных смесей и типовых экспериментальных исследований природных УВ систем. Источниками технического обзора являются как отраслевые стандарты и руководящие документы, так и разработки ведущих специалистов научно-исследовательских и производственных структур нефтегазодобывающей отрасли: Мамуны В.Н., Намиота А.Ю., Требина Г.Ф., Ульянинского Б.В., Хаз-наферова А.И., Ашмяна К.Д. и других в области пластовых нефтей, Великов-ского A.C., Гриценко А.И., Долгушина Н.В., Корчажкина Ю.М., Лапшина В.И., Островской Т.Д., Саввиной Я.Д., Сагитовой Д.З., Степановой Г.С., Худякова О.Ф., Юшкина В.В. и других в области природных газоконденсатных систем.

Глава 2. Создание моделей природных УВ смесей для применения уравнений состояния при прогнозировании свойств природных газов и пластовых нефтей. При создании многокомпонентных моделей природных УВ смесей в инженерной практике используются различные подходы, которые определяются типом смеси (пластовая нефть или газоконденсатная система) и наличием или отсутствием информации о фракционной разгонке дегазированной УВ жидкости.

Целью исследований, описываемых в п.2.1, является создание различных расчётных моделей одной и той же пластовой нефти с учётом данных о фракционной разгонке дегазированной УВ жидкости и при отсутствии этих данных.

В п.2.1.1 рассматривается созданная автором и реализуемая им в практической инженерной деятельности последовательность формирования модели пластовой нефти. Основой создания модели пластовой нефти являются данные о компонентном составе и результатах комплекса лабораторных исследований PVT- и физико-химических свойств пластовой и дегазированной нефтей, которые приводятся в технических отчетах. Порядок создания модели пластовой нефти с разбивкой на фракции группы С7+ включает расчёт молярной массы и плотности группы С7+, её разбиение на фракции с использованием имеющихся данных о фракционном составе дегазированной нефти, определение плотности, молярной массы и мольной доли каждой фракции. Описанный подход иллюстрируется на примере создания модели УВ смеси пласта Ю1-2 Еты-Пуровского месторождения.

В п.2.1.2 описывается предложенный К. Уитсоном (С. Whitson) метод создания модели пластовой УВ смеси при отсутствии данных о фракционном составе дегазированной нефти. Метод основан на предположении, что вероятностная плотность распределения фракций в рассматриваемой группе компонентов определяется трёхпараметрической гамма-функцией. Для иллюстрации изложенного подхода также используется УВ смесь пласта Ю1-2 Еты-Пуровского месторождения.

Основной целью исследований, описываемых в п.2.2, является создание различных расчётных моделей одной и той же природной газоконден-

сатной смеси при наличии и отсутствии данных о фракционном составе де-бутанизированного конденсата.

В п.2.2.1 излагается предложенный А.И. Брусиловским алгоритм создания модели газоконденсатной смеси с учётом лабораторных данных о физико-химических свойствах дебутанизированного конденсата на примере смеси, полученной при газоконденсатных исследованиях пласта АВ11-2 Вынгапуровского месторождения.

В п.2.2.2 метод К. Уитсона (см.п.2.1.2) используется для создания модели пластовой газоконденсатной смеси в отсутствие данных о фракционном составе дебутанизированного конденсата. Для иллюстрации изложенного подхода также используется УВ смесь пласта АВ11-2 Вынгапуровского месторождения.

В п.2.3 даётся обзор применяемых в инженерной практике методов расчёта критического давления р„ критической температуры Тс и ацентрического фактора со фракций-компонент моделей пластовых смесей, необходимых для применения уравнений состояния при прогнозировании свойств природных УВ смесей. Отмечается, что в диссертационной работе расчёт значений рсиа) фракций-компонент моделей пластовых УВ смесей основывается на совместном применении уравнения состояния Пенга-Робинсона, записанного для стандартных термобарических условий, и формулы Эдми-стера (Edmister) для ацентрического фактора. Для оценки значений критической температуры фракций используется корреляция Кэветта (Cavett).

В п.2.4 описываются подходы к прогнозированию свойств газоконденсатных смесей на основе данных дифференциальной конденсации (процесс Constant Volume Depletion, CVD). Анализируются методики исследования дифференциальной конденсации, созданные российскими (Великовский А.С., Гриценко А.И., Лапшин В.И., Островская Т.Д., Саввина Я.Д., Степанова Г.С., Худяков О.Ф., Юшкин В.В. и др.) и зарубежными (Уитсон К., Стэн-динг М. (Standing) и др.) специалистами. Процесс дифференциальной конденсации смоделирован для созданных выше моделей пластовой газоконденсатной смеси пласта АВ11-2 Вынгапуровского месторождения. Показано сравнение результатов экспериментальных исследований и моделирования процесса CVD. Полученные результаты подтверждают необходимость использования лабораторных данных о фракционном составе дебутанизированного (дегазированного) конденсата для более адекватного прогнозирования динамик содержания конденсата (С5+) в добываемом газе и конденсато-отдачи при разработке пласта на режиме истощения пластовой энергии.

В п.2.5 автором выявлены следующие принципиальные факторы, влияющие на точность оценки подсчётных параметров пластовых нефтей:

• нередко в специализированных лабораториях ступенчатую промысловую сепарацию проводят при термобарических условиях, не соответствующих фактическим;

• требуемые с 1 июля 2002 г. условия ГОСТ Р 51858-2002, ГОСТ Р 1756-2000 по упругости паров товарной нефти (0,0667 МПа при 37,8 °С) не соблюдаются.

Анализ результатов лабораторных исследований и термодинамических расчётов показывает, что чем выше газосодержание пластовой нефти и меньше плотность сепарированной нефти, тем большее значение имеет учёт фактических условий промысловой сепарации и соблюдение ГОСТ Р 518582002 по упругости паров товарной нефти.

При обосновании подсчётных параметров пластовых нефтей следует рассматривать два случая, отличающихся информационной основой:

1. Лабораторные исследования ступенчатой сепарации проведены с учётом фактической системы промысловой сепарации и ГОСТ Р 51858-2002;

2. Лабораторные исследования ступенчатой сепарации проведены при условиях, отличающихся от фактической системы промысловой сепарации.

В первом случае значения подсчётных параметров (объёмный и пересчётный коэффициенты, плотность сепарированной нефти) и газосодержание определяются осреднением экспериментальных величин, полученных для представительных проб изучаемого объекта.

Для второго случая предложен и реализован подход, основой которого является создание многокомпонентной термодинамической модели пластовой нефти, точно воспроизводящей осредненные лабораторные результаты стандартной сепарации, значения давления насыщения пластовой нефти и её динамической вязкости при начальных пластовых термобарических условиях (см. п.4.2). Затем моделируется ступенчатая сепарация с учётом фактических промысловых условий на дожимной насосной станции (ДНС) и требований ГОСТ Р 51858-2002 по упругости паров товарной нефти.

Приведены результаты моделирования ступенчатой сепарации для созданной ранее модели пластовой нефти пласта Ю1-2 Еты-Пуровского месторождения (см. п.2.1.1). Результаты исследований показывают существенное влияние условий промысловой сепарации на величину объёмного (а следовательно, и пересчётного) коэффициента и газосодержания пластовой нефти. Значение объёмного коэффициента пластовой нефти, полученное при учёте фактических условий промысловой сепарации и ГОСТ Р 51858-2002 (0,56 МПа; 42 °С; 0,26 МПа; 40 °С; 0,103 МПа; 40 °С; 0,0667 МПа; 37,8 °С; 0.,101 МПа; 20 °С) отличается от лабораторного варианта ступенчатой сепарации (0,8 МПа; 20 °С; 0,25 МПа; 20 °С; 0,101 МПа; 20 °С) на 6,5 %, а для газосодержания этот показатель составляет 10,3 %. Отмечается, что в рассматриваемом случае лабораторные термобарические условия сепарации были весьма далеки от фактических промысловых условий. Поэтому проведено исследование ступенчатой сепарации для пластовой нефти Вынгапуровского месторождения (пласт БВ2-0). Для этой УВ смеси имелись экспериментальные данные ступенчатой сепарации, полученные как при традиционных для этой лаборатории условиях (0,80 МПа; 20 °С; 0,25 МПа; 20 °С; 0,10 МПа; 20

°С), так и при фактических промысловых условиях на ДНС (0,58 МПа; 25 °С; 0,165 МПа; 20 °С; 0,10 МПа; 20 °С). Помимо указанных вариантов промысловой сепарации проведено моделирование ступенчатой сепарации с фактическими условиями на ДНС и учётом ГОСТ. Результаты исследований подтверждают существенное влияние условий промысловой сепарации на величину объёмного (а следовательно, и пересчётного) коэффициента и газосодержания пластовой нефти. Значение объёмного коэффициента пластовой нефти, полученное для фактических условий промысловой сепарации с учётом ГОСТ Р 51858-2002 по упругости паров товарной нефти, отличается от лабораторного варианта фактической ступенчатой сепарации на 2,4 %, а от традиционного варианта лабораторных термобарических условий - на 3,8 %. Аналогичные показатели для газосодержания составляют соответственно 1,6 % и 7,0 %.

Следовательно, неучёт фактических условий промысловой сепарации и ГОСТ Р 51858-2002 по упругости паров товарной нефти приводит к некорректной оценке значений подсчётных параметров. Чем выше газосодержание пластовой нефти и меньше плотность сепарированной нефти, тем большее значение имеет учёт фактических условий промысловой сепарации и соблюдение ГОСТ Р 51858-2002.

Глава 3. Расчётные методы прогнозирования динамической вязкости УВ газов и жидкостей для решения инженерных задач. В инженерной практике для оценки значений динамической вязкости природных УВ систем наряду с лабораторными (экспериментальными) определениями широко используют и расчётные методы.

В п.3.1 даётся обзор методов расчёта динамической вязкости УВ газов. В инженерной практике наиболее распространены методы Ли-Гонзалез-Икин (Ьее-Оопгакг-Еакт) и Лоренц-Брей-Кларк (ЬоЬгепг-Вгау-Оагк).

В п.3.2 даётся обзор методов расчёта динамической вязкости УВ жидкостей, из которого следует, что в инженерной практике проектирования разработки месторождений наиболее распространен метод, включающий три этапа:

• вычисление динамической вязкости дегазированной нефти при пластовой температуре по формуле Нг-Эгбогах

• определение значения динамической вязкости при давлении насыщения и пластовой температуре по формуле Беггс-Робинсон (Ве£§з-ЯоЬтзоп);

• расчёт динамической вязкости при давлении, превышающем давление насыщения, по выражению Вазгез-Беггс (Уаг§ие2-Вед§з).

В п.3.3 отмечается, что при моделировании разработки месторождений природных УВ требуется использование методов, позволяющих описывать свойства как газовых смесей, так и УВ жидкостей. Это особенно важно при исследовании и проектировании процессов активного воздействия на нефтя-

ные и нефтегазовые продуктивные пласты с использованием газовых агентов для повышения компонентоотдачи недр. В качестве такого способа оценки динамической вязкости газовой и жидкой фаз природных УВ систем в настоящее время применяется метод Лоренц-Брей-Кларк. Для его адаптации к экспериментальным значениям динамической вязкости пластовых нефтей используется значение критического молярного объёма фракции группы С7+.

Глава 4. Создание эффективного метода подготовки PVT-данных для решения гидродинамических задач проектирования разработки залежей пластовых нефтей на основе модели типа black oil.

В п.4.1 показано, как комплексно использовать лабораторные данные дифференциального разгазирования при пластовой температуре и результаты промысловой ступенчатой сепарации. Значения газосодержания и объёмного коэффициента В[Р) УВ жидкой фазы при некотором давлении Р, меньшем давления насыщения пластовой нефти, вычисляют по формулам:

^^-(к--*!?)-^ (1)

"oJb

(2)

"cdb

При написании формул приняты следующие обозначения: ВоЬ - объёмный коэффициент по данным ступенчатой (промысловой) сепарации пластовой нефти при давлении насыщения; Rsb - газосодержание пластовой нефти по данным ступенчатой (промысловой) сепарации; Bodb - объёмный коэффициент пластовой нефти при давлении насыщения по данным дифференциального разгазирования; В^ - объёмный коэффициент УВ жидкой фазы на ступени дифференциального разгазирования пластовой нефти при давлении Р; Rsdb- газосодержание пластовой нефти по данным дифференциального разгазирования; - газосодержание УВ жидкой фазы на ступени дифференциального разгазирования пластовой нефти при давлении Р.

Значения газосодержания и объёмного коэффициента в формулах (1), (2) зависят от термобарических условий ступенчатой сепарации, так как в формулы входят величины Rsb, В0ъ, определяемые по результатам промысловой сепарации.

С использованием (1), (2) можно формировать зависимости газосодержания и объёмного коэффициента УВ жидкой фазы для применения в моделях типа black oil. При давлениях, превышающих давление насыщения, газосодержание остается неизменным, а величина объёмного коэффициента корректируется следующим образом:

(3)

рр "р,

Здесь рР, иР - плотность и удельный объём УВ жидкой фазы (нефти) при давлении Р; индекс Ps обозначает давление насыщения.

В современных компьютерных симуляторах (например, Eclipse, VIP, MORE) для формирования зависимостей от давления газосодержания и объёмного коэффициента используют подход, предложенный ещё в 1953 г. Дод-соном, Гудвиллом и Майером (Dodson, Goodwill, Mayer). В этом подходе значения газосодержания и объёмного коэффициента УВ жидкой фазы определяются моделированием промысловой ступенчатой сепарации на каждом шаге дифференциального разгазирования пластовой нефти. Требуемые в модели black oil значения плотности сепарированной нефти и растворённого газа задаются по данным ступенчатой промысловой сепарации исходной пластовой нефти.

Приведённое сравнение результатов исследований, проведенных на примере пластовых нефтей юрской залежи Новогоднего месторождения и пласта АВ-2-2 Вынгапуровского месторождения показывает, что для тяжелых нефтей с невысоким газосодержанием данные дифференциального раз-газирования при пластовой температуре практически не отличаются от результатов комплексного использования данных дифференциального разгазирования и ступенчатой промысловой сепарации. А с увеличением газосодержания пластовых нефтей возрастает различие в результатах моделирования указанных процессов, причем максимальное отличие наблюдается при давлении насыщения. По объёмному коэффициенту различие достигает 14 %, а по газосодержанию -18%. Результаты, полученные для нефти Новогоднего месторождения, демонстрируют необходимость использования описанного выше подхода к получению зависимостей от давления газосодержания и объёмного коэффициента при решении гидродинамических задач проектирования разработки залежей пластовых нефтей на основе модели black oil.

В п.4.2 описывается созданный эффективный метод подготовки PVT-данных для решения гидродинамических задач проектирования разработки залежей пластовых нефтей на основе модели типа black oil. Особенностью метода является получение зависимостей свойств нефти и газа в широком диапазоне давлений на основе комплексного применения результатов моделирования дифференциального разгазирования при пластовой температуре и ступенчатой промысловой сепарации адекватной многокомпонентной термодинамической модели осредненной пластовой нефти изучаемого объекта разработки.

Как отмечено в п.2.5, при обосновании подсчётных параметров пластовых нефтей рассматриваются 2 случая, отличающихся информационной основой.

Для первого случая при создании адекватной термодинамической модели осреднённой пластовой нефти изучаемого объекта осуществляется следующий порядок последовательной настройки параметров:

• Воспроизводится величина давления насыщения пластовой нефти.

Используется однозначность зависимости давления насыщения смеси от величины коэффициента парного взаимодействия метана с фракцией Cjv+

(Ы = 7, ...): возрастание значения этой величины приводит к увеличению давления насыщения пластовой нефти.

• Воспроизводится значение плотности сепарированной нефти по данным ступенчатой сепарации (подсчетный параметр!

Автором реализован способ, основанный на использовании однозначности зависимости плотности сепарированной нефти по данным моделирования ступенчатой сепарации от величины «шифт-параметра» фракции

(1V = 7, ...) '■ возрастание числового значения «шифт-параметра» приводит к увеличению плотности сепарированной нефти.

• Воспроизводится величина объёмного коэффициента пластовой нефти при начальном пластовом давлении по результатам ступенчатой сепарации (подсчётный параметр).

Значение объёмного коэффициента пластовой нефти возрастает с увеличением газосодержания. Поскольку метан (СН4) является доминирующим компонентом в составе растворённого газа, то величина «шифт-параметра» СН4 может эффективно использоваться для воспроизведения объёмного коэффициента пластовой нефти при начальном пластовом давлении по результатам ступенчатой сепарации. Отметим, что изменение значения «шифт-

параметра» метана ^ся4 практически не влияет на величину плотности сепарированной нефти вследствие ничтожно малой доли этого компонента в её составе.

Во втором случае реализуется подход, основой которого является создание многокомпонентной термодинамической модели пластовой нефти, точно воспроизводящей осреднённые лабораторные результаты стандартной сепарации. А последующее моделирование ступенчатой сепарации с учётом фактических промысловых условий на ДНС и требований ГОСТ Р 518582002 позволяет получить корректные значения подсчётных параметров.

Последовательность настройки параметров модели следующая.

• Воспроизводится величина давления насыщения Сем, описание первого случая).

• Воспроизводится значение плотности сепарированной нефти по данным стандартной сепарации. Для этого, как и в первом случае, используется величина «шифт-параметра» фракции См+ (И = 7, ...) £!с)/+ •

• Воспроизводится величина объёмного коэффициента пластовой нефти при начальном пластовом давлении по результатам стандартной сепарации. Для этого, как и в первом случае, используется величина «шифт-

параметра» метана ■

На основе созданной адекватной термодинамической модели осред-нённой пластовой нефти определяются обоснованные значения подсчётных параметров моделированием ступенчатой сепарации с учётом фактических

промысловых условий на ДНС и требований ГОСТ Р 51858-2002 по упругости паров товарной нефти.

После создания термодинамической модели в обоих рассмотренных случаях необходимо добиться совпадения с экспериментальными данными величины динамической вязкости пластовой нефти при начальных термобарических условиях.

• Воспроизводится значение динамической вязкости пластовой нефти при начальных термобарических условиях.

Для расчётов используется метод Лоренца-Брея-Кларка, результаты применения которого в значительной степени зависят от значения критического мольного объёма V„ группы компонентов Сда- (N = 7, ...). Поэтому величина Kr,cKt является эффективным параметром, позволяющим адекватно воспроизводить динамическую вязкость пластовой нефти.

Далее как в первом, так и во втором случаях на основе созданной адекватной термодинамической модели формируются зависимости PVT-свойств нефти и газа, необходимые для решения гидродинамических задач проектирования разработки залежи. Таким образом осуществляется согласование данных о свойствах пластовых нефтей, используемых как при подсчёте запасов, так и при проектировании и мониторинге разработки месторождений.

Модель black oil основана на концепции псевдобинарной смеси. Поэтому рекомбинацией дегазированной нефти и растворённого газа с заданием более высокого газосодержания, чем у исходной пластовой нефти, можно сформировать УВ смесь, имеющую более высокое давление насыщения. Комплексное применение для этой смеси результатов моделирования её дифференциального разгазирования при пластовой температуре и промысловой ступенчатой сепарации на каждом шаге снижения давления дифференциального разгазирования позволяет получать зависимости PVT-свойств нефти от давления в более широком диапазоне газосодержания, чем при разгазиро-вании исходной пластовой нефти.

В п.4.3 приводится пример использования созданного эффективного метода подготовки PVT-данных для решения гидродинамических задач проектирования и мониторинга разработки залежей пластовых нефтей. Рассмотрены результаты воспроизведения свойств пластовой и сепарированной нефтей одного из пластов Ярайнерского месторождения. Иллюстрируется влияние различных параметров модели на расчётные величины, характеризующие свойства пластовой и сепарированной нефтей: давление насыщения при пластовой температуре, плотность сепарированной нефти при стандартных условиях, динамическую вязкость пластовой нефти при начальном пластовом давлении. Показаны полученные зависимости от давления объёмного коэффициента и динамической вязкости пластовой нефти, которые используются

при гидродинамическом моделировании процесса разработки залежи с применением модели black oil.

Глава 5. Некоторые важные закономерности PVT-свойств пластовых флюидов газонефтяных систем и легких нефтей с высоким газосодержанием.

В п.5.1 рассматривается использование термодинамического подхода к идентификации компонентного состава газовой шапки по данным исследований пластовых нефтей газонефтяных залежей в отсутствие газоконденсат-ных исследований.

Исследование пластовых нефтей при наличии газовой шапки является трудной проблемой, так как давление в месте отбора пробы нефти ниже пластового давления, и вследствие разгазирования газосодержание отобранных проб УВ жидкости обычно меньше, чем газосодержание пластовой нефти. То есть, глубинные пробы не являются представительными и характеризуют лишь жидкую УВ фазу в месте отбора пробы. После образования газового конуса и прорыва газа в скважину добываемая УВ система является смесью пластовой нефти и газа из газовой шапки. Измеряемый в процессе эксплуатации газовый фактор может значительно превышать величину газосодержания пластовой нефти, и добываемая смесь по своему компонентному составу и физико-химическим свойствам может являться газоконденсатной системой.

Для идентификации компонентного состава газовой шапки по данным исследований пластовых нефтей газонефтяных залежей используется следующий термодинамический подход.

Вначале создается термодинамическая модель, воспроизводящая результаты экспериментальных PVT-исследований глубинных проб пластовой нефти.

Затем рекомбинацией нефти и газа, полученных при стандартной сепарации расчётной модели глубинной пробы, определяется искомый состав пластовой нефти. Газовый фактор при рекомбинации подбирается таким образом, чтобы давление насыщения рекомбинированной смеси было равно пластовому давлению.

В результате расчёта давления насыщения пластовой нефти определяется единственно возможный компонентный состав равновесной газовой фазы, который и соответствует искомой газоконденсатной системе.

Применение описанного методического подхода иллюстрируется на результатах исследований для пласта БП^1 Еты-Пуровского месторождения. На первом этапе исследований создана расчётная модель пластовой нефти, соответствующая данным исследований скважины № 2005/1. Подтверждена адекватность полученной модели результатам экспериментальных исследований. На втором этапе исследований искомый состав пластовой нефти определен рекомбинацией нефти и газа, полученных при стандартной сепарации глубинной пробы из скважины № 2005/1. Газовый фактор при рекомбинации выбран таким, чтобы давление насыщения пластовой нефти при

80,8°С равнялось пластовому давлению 22,95 МПа. Группа С7+ пластовой нефти разбита на 10 фракций для более точного определения компонентного состава газовой шапки. Приведены компонентные составы пластовой нефти и равновесного с ней свободного газа.

В п.5.2 предложен способ идентификации газового фактора по данньм замеров плотности сепарированной жидкой УВ фазы при промысловой сепарации смеси, добываемой в процессе разработки газонефтяных залежей.

На примере пласта БП121 Еты-Пуровского месторождения представлен набор возможных компонентных составов добываемых УВ смесей, полученный при смешении в различных соотношениях пластовой нефти и газа из газовой шапки. На рис. 1 показана зависимость плотности сепарированной нефти от газового фактора по данным ступенчатой сепарации рассмотренных УВ смесей. Плотность сепарированной нефти уменьшается при увеличении газового фактора добываемой УВ смеси, что и наблюдается на практике. Полученная зависимость является практически линейной. На взгляд автора, её можно эффективно использовать для идентификации газового фактора по известной величине плотности сепарированной нефти. Это важно как при отсутствии результатов соответствующих измерений, так и в качестве контроля за результатами измерений газового фактора.

Показана возможность по плотности сепарированной нефти судить о том, какая часть добываемой УВ смеси получена из нефтяной толщи, а какая

- из газовой шапки (рис. 2).

При последовательном использовании рис. 1, 3 можно определить газовый фактор, соответствующий однократному разгазированию при стандартных термобарических условиях и долю пластовой нефти в добываемой УВ смеси.

В п.5.3 рассмотрены особенности свойств лёгких нефтей с высоким газосодержанием на примере углеводородной смеси юрской залежи Новогоднего месторождения, полученной при исследовании скважины № 158, вскрывающей основные линзы пласта Ю/. Исследования проведены на основе имеющихся экспериментальных данных, фундаментальных положений термодинамики многокомпонентных систем и применении уравнения состояния.

На глубине отбора проб (интервал перфорации 2910-2916 м) начальное пластовое давление равняется 35 МПа, температура 99 "С, а состав пластовой смеси следующий (% мол.): N2 - 0,205; С02 - 0,670; СН4 - 56,225; С2Н6 -11,695; С3Н8 - 7,920; i-C4Н,0 - 1,420; п-С4Н,„ - 2,515; /-С5Н!2 - 0,855; п-С5Н,2

- 0,850; фракция С6 - 1,080; группа С7+ - 16,565. Согласно экспериментальным данным, давление перехода пластовой УВ смеси из гомогенного в гетерогенное состояние составляет 31,3 МПа. По результатам стандартной сепарации плотность сепарированной нефти равна 831 кг/м3, а газосодержание -519 м3/м3.

Вследствие высокого газосодержания пластовой смеси и невысокой плотности дегазированной нефти важной является проблема идентификации типа пластового УВ флюида.

Для обоснования агрегатного состояния пластовой УВ смеси юрской залежи Новогоднего месторождения проведены термодинамические расчёты с использованием наиболее распространённого в инженерной практике уравнения состояния Пенга-Робинсона.

При создании многокомпонентной модели исследуемой смеси группа С7+ разбита на 6 фракций в соответствии с лабораторными данными. Критические параметры фракций рассчитывались на основе подходов, изложенных в п.2.3.

Представлена фазовая диаграмма исследуемой смеси в координатах «давление-температура». Делается вывод, что исследуемая УВ смесь при начальных пластовых термобарических условиях находилась в жидком агрегатном состоянии, поскольку критическая температура (228 °С) значительно превышает пластовую температуру. Этот вывод подверждается и критериями известных специалистов Ч. Кронквиста (Cronquist) и Ф. Мозеса (Moses).

Особенность усадки пластовой нефти юрской залежи Новогоднего месторождения наглядно иллюстрируется сравнением динамик насыщенности УВ жидкой фазы пластов Ю/ и БВ31 (рис. 4). Начальное давление в пласте БВ31 составляет 22 МПа, температура равна 76 "С. Состав пластовой смеси следующий (% мол.): N2 - 0,411; С02 - 0,027; СИ, - 25,769; С2Н6 - 7,621; С3Н8 - 9,705; /-С4Н10 - 1,957; и-С4Ню - 5,996; г-С5Н12 - 1,854; я-С5Н12 - 3,167; группа Сб+высшие - 43,504. Согласно экспериментальным данным, давление насыщения пластовой УВ смеси составляет 11,6 МПа. По результатам стандартной сепарации плотность сепарированной нефти равна 828 кг/м3, а газосодержание -122 м3/м3.

Термодинамические исследования позволили выявить особенности, характерные для пластовой УВ системы юрской залежи Новогоднего месторождения. Для пластовой нефти БВз1 уменьшение насыщенности УВ жидкой фазой при снижении давления ниже давления насыщения носит более плавный характер, чем для УВ системы К)/. Для последней даже при незначительном снижении давления ниже давления насыщения наблюдается резкая усадка УВ жидкой фазы, уменьшение газосодержания УВ жидкой фазы и возрастание её динамической вязкости.

Совокупность отмеченных факторов объясняет причину значительного уменьшения подвижности жидкой УВ фазы в пласте и резкого увеличения газосодержания добываемой УВ смеси при снижении пластового давления ниже давления насыщения в процессе разработки залежи легкой нефти с высоким газосодержанием.

760

100

Доля пластовой нефти в добываемой Увсмеси, % мол

♦—Ступенчатая сепарация Ш— Стандартная сепарация

Рис 1. Зависимость между плотно- Рис.2. Зависимости между дачей

стью сепарированной нефти и суммарным газовым факторам при ступенчатой сепарации

пластовой нефти в добываемой УВ смеси и плотностью сепарированной нефти по результатам ступенчатой (промы еловой) и стандартной (однократное разгазирование) сепарации

6000 4000 2000

| 50 100

Доля пластовой нефти в добываемой УВсмеси, _ % мол.

- Ступенчатая сепарация

- Стандартная сепарация

Рис 3. Зависимости между долей Рис.4. Зависимости насыщенности

пластовой нефти в добываемой УВ смеси и газовым факторам по результатам ступенчатой (промысловой) и стандартной (однократное разгазирование) сепарации

УВ жидкой фазой от безразмерного пластового давления, равного отношению текущего давления к давлению насыщения

В залежах, приуроченных к продуктивному горизонту большой толщины, распределение компонентного состава пластового УВ флюида по глубине зависит от многих причин. Под воздействием сил гравитации состав пластовой смеси формируется таким образом, что концентрация легких компонентов (метан, азот) уменьшается по направлению от кровли к подошве, а тяжелых - увеличивается. Влияние термодиффузии противоположно воздействию сил гравитации. Представлены результаты моделирования изменения компонентного состава пластовой УВ смеси залежи Ю/ при учёте сил гравитации и геотермического градиента, равного 0,03 °С/м. В качестве опорных данных взят компонентный состав и пластовые термобарические условия, соответствующие абсолютной отметке -2833,8 м. Отметка -2780 м соответствует кровле пласта, а -2945 м - отметке водонефтяного контакта. Для компонентных составов пластовой смеси, соответствующих отмеченным глубинам, рассчитаны стандартная и ступенчатая сепарация. Причём ступенчатая сепарация смоделирована как с учётом, так и без учёта ГОСТ Р 51858-2002. Отмечается существенное отличие значений свойств нефтей, получаемых по данным ступенчатой сепарации с учётом и без учёта указанного ГОСТ. Показывается, что свойства пластовой и сепарированной нефтей рассматриваемой залежи по глубине могут изменяться весьма значительно.

Для прогнозирования разработки юрской залежи Новогоднего месторождения используется модель многокомпонентной фильтрации. С целью экономии процессорного времени при проектировании разработки на основе модели многокомпонентной фильтрации число компонентов модели пластового УВ флюида уменьшено с 16 до 7 компонентов. В основе принципа уменьшения количества компонентов модели положена необходимость прогнозирования содержания в добываемой УВ смеси пропан-бутановой фракции (широкой фракции лёгких углеводородов, ШФЛУ), групп компонентов С5-Г и С7+, а также близость физико-химических свойств объединяемых компонентов. В итоге 7-компонентная модель состоит из следующих псевдокомпонентов: (N2 + СН»), (С02 + С2Н6), (С3Н8 + 1-С4Н10 + Я-С4Н10), (¿-С5Н12 + п-С5Н12 + фракция С6), (1С7+ + 2С7+), (ЗС7+ + 4С7+ + 5С7+), (6С7+). Приведены экспериментальные и расчётные значения РУТ-свойств УВ смеси пласта К)/, сравнение которых показывает адекватность созданных термодинамических моделей.

Глава 6. Некоторые важные особенности при прогнозировании компонентного состава добываемых газоконденсатных систем и динамики конденсатоотдачи.

В п.6.1 даётся обзор исследований проблемы влияния рассеянных жидких углеводородов на динамику содержания группы С5+ в добываемом газе и величину коэффициента конденсатоотдачи. Одним из первых промысловых свидетельств наличия в газонасыщенной зоне пласта РЖУ являются данные А.Г. Дурмишьяна. Физико-химические особенности газоконденсатных систем, содержащих до начала разработки жидкую УВ фазу, в СССР впервые

исследовали К.В. Покровский и его сотрудники. Этими исследователями установлено, что наличие РЖУ в залежах VII-VIII горизонтов Карадагского га-зоконденсатного месторождения (ГКМ) привело к более интенсивной конденсации УВ С5+. Изучением особенностей фазового поведения и углеводо-родоотдачи газоконденсатных пластов, содержащих РЖУ, занимались также М.Т. Абасов, А.Г. Ковалев, P.M. Кондрат, В.А. Николаев, Ф.Г. Оруджалиев, Т.Д. Островская, В.И. Петренко, М.С. Разамат, Г.В. Рассохин, Г.С. Степанова, P.M. Тер-Саркисов и другие. Установлено, что при наличии РЖУ компо-нентоотдача пласта на начальных стадиях разработки понижена по сравнению с пластом, лишенным РЖУ. На более поздних стадиях разработки текущая компонентоотдача зависит от того, вовлекается ли в процесс фильтрации неподвижная ранее жидкая УВ фаза.

Коэффициент извлечения конденсата (КИК) и динамика потенциального содержания УВ С5+ при разработке залежи на режиме истощения оцениваются по данным дифференциальной конденсации пластового газа. Эти исследования обычно проводятся в период подготовки залежи к промышленной эксплуатации. Как показал опыт эксплуатации Оренбургского месторождения, при равенстве давления начала конденсации пластового газа начальному пластовому давлению в прогнозных расчётах весьма важно предусматривать и возможное влияние РЖУ на динамику добычи конденсата. А.И. Брусиловским, С.Н. Закировым, В.З. Баишевым с соавторами разработан методический подход, позволяющий уточнять динамику содержания стабильного конденсата в добываемом газе для прогнозирования добычи конденсата и оценки коэффициента его извлечения при наличии в пласте РЖУ. Исследования показали, что наличие РЖУ является одних из важных факторов, предопределивших отклонение фактических данных содержания группы Cs+ в пластовом газе от прогнозной зависимости, использованной ранее при проектировании разработки месторождения и оценке КИК на Оренбургском месторождении. Величина КИК для пластовой смеси Оренбургского месторождения составила 62 %, что значительно отличается от утвержденной ранее величины 74 %.

В п.6.2 исследуется влияние пластовой температуры на динамику содержания группы С5+ в добываемом газе и величину коэффициента конден-сатоотдачи на примере пластовой газоконденсатной смеси Дулисьминского месторождения. Пластовая температура рассматриваемой залежи является аномально низкой (30 °С при глубине кровли пласта 2460 м) вследствие наличия 1,5 километровой толщи вечномерзлых пород. Отмечено, что для глубин, соответствующих залеганию пластов Дулисьминского месторождения и при отсутствии причин аномальности, температура оценивается равной 88 °С. Построена фазовая диаграмма «давление-температура» пластовой газоконденсатной системы Дулисьминского месторождения, из которой следует, что при температуре 30 °С максимальная насыщенность жидкой УВ фазой составляет около 9 % об., а при температуре 88°С - около 2 % об.

Величина пластовой температуры влияет как на давление начала ретроградной конденсации, так и на динамику показателей дифференциальной конденсации исследуемой системы. При температуре 30 °С давление начала конденсации равно начальному пластовому (22,8 МПа), а при температуре 88 °С оно уменьшается до 20,3 МПа. На рис. 5, 6 наглядно видно влияние пластовой температуры на динамику насыщенности ретроградной УВ жидкой фазой и содержания УВ С5+ по результатам дифференциальной конденсации пластового газа. Аномально низкая пластовая температура приводит к интенсивному снижению содержания конденсата в добываемом газе и, как следствие, к значительному уменьшению КИК из пласта. К примеру, если давление забрасывания составит 3 МПа, то при пластовой температуре 88 °С КИК составил бы 0,75, а фактически - 0,41.

В п.6.3 приведены результаты исследований комплексного влияния РЖУ и пластовой температуры на содержание группы С5+ в добываемом газе и динамику КИК на примере Дулисьминского месторождения. Показано, что компонентный состав и физико-химические свойства жидкой УВ фазы, полученной в результате расчёта давления начала конденсации исходной газо-конденсатной системы при пластовой температуре 30 °С, хорошо согласуются с данными лабораторных исследований глубинных проб пластовой нефти нефтяной оторочки. Расчётная термодинамическая модель жидкой УВ фазы применена для исследования комплексного влияния РЖУ и пластовой температуры на динамику содержания конденсата (С5+) в добываемом пластовом газе при разработке газоконденсатной части залежи на режиме истощения. В исследованиях предполагалось, что в газоносной части залежи жидкая УВ фаза неподвижна, но участвует в массообмене с газовой фазой. Результаты исследований влияния рассеянной УВ жидкой фазы на динамику содержания конденсата в добываемой смеси представлены на рис. 7, а конденсатоотдачи -на рис.8. Приведены результаты, полученные как в предположении отсутствия РЖУ, так и при различной насыщенности пласта РЖУ. Исследования проведены для двух вариантов пластовой температуры: 30 °С и 88 °С. Результаты показывают, что комплексное влияние РЖУ и аномально низкой пластовой температуры оказывается ещё более значительным для динамики добычи конденсата и его коэффициента извлечения, чем учёт этих факторов в отдельности.

16 14 12 10 8

Давление, МПа

30 С (факт)

88 С

Рис.5 Динамит насыщенности ретроградной У В жидкой фазой по результатам дифференциальной конденсации пластового газа

Рис. 6 Динамика содержания У В С$+ в пластовом газе по результатам дифференциальной конденсации

Давление, МПа

30С__смесь 1 (исходная г/к система) -*-30С_смесь 2 (1% УВ жидкости)

-±-30С_смесь 3 (5% УВ жвдкосги) -А- 30С_смесь 4 (10% УВ жидкости)

88С смесь 1 88С смесь 2

-*-88С_смесьЗ 88С смесь 4

Рис. 7 Динамика содержания УВ С5, в добываемой смеси по результатам дифференциальной конденсации пластового газа при наличии и отсутствии рассеянной УВ жидкой фазы

(М о о> о

Давление, МПа

30С_смесь 1 (исходная г/к система) ЗОСсмесь 2(1% УВ жидкости)

—Ь-30С_смесь 3 (5% УВ жидкости) -к-ЗОС_смесь 4 (10% УВ жидкости)

-*—88С смесь 1 -*—88С смесь 2

-+—88С смесь 3 -*—88С_смесь4

Рис 8 Динамика конденсатоотдачи по результатам дифференциальной конденсации пластового газа при наличии и отсутствии рассеянной УВ жидкой фазы

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ

1. Систематизированы подходы к созданию расчётных многокомпонентных моделей пластовых нефтей и газоконденсатных смесей при наличии и отсутствии информации о фракционной разгонке дегазированной УВ жидкости. Показано значительное влияние условий промысловой сепарации на величины подсчётных параметров нефтей с повышенным газосодержанием.

2. Разработан метод обоснования подсчётных параметров нефти, рекомендуемый для использования в случае несоответствия условий лабораторных исследований ступенчатой сепарации фактическим условиям промысловой сепарации. В основу метода положено создание термодинамической модели, базирующейся на осредненном компонентном составе представительных проб и точно воспроизводящей такие параметры, как давление насыщения при пластовой температуре, плотность сепарированной нефти и объёмный коэффициент по данным стандартной сепарации и динамическую вязкость при начальных пластовых условиях. Созданная адекватная модель пластовой нефти применяется для моделирования фактических условий промысловой ступенчатой сепарации с учётом ГОСТ Р51858-2002 по упругости паров товарной нефти.

3. Создан эффективный метод подготовки PVT-данных для решения гидродинамических задач проектирования разработки залежей пластовых нефтей на основе применения модели типа black oil. Особенностью метода является получение зависимостей свойств нефти и газа в широком диапазоне давлений на основе комплексного применения результатов моделирования дифференциального разгазирования при пластовой температуре и ступенчатой промысловой сепарации адекватной многокомпонентной термодинамической модели осреднённой пластовой нефти изучаемого объекта разработки.

4. Созданные методы внедрены в практику обоснования подсчётных параметров пластовых нефтей и подготовки PVT-данных для решения задач гидродинамического моделирования при проектировании и мониторинге разработки месторождений ОАО «Газпром нефть».

5. Предложен способ идентификации газового фактора по данным замеров плотности сепарированной жидкой УВ фазы при промысловой сепарации смеси, добываемой в процессе разработки газонефтяных залежей. На примере Еты-Пуровского месторождения показана возможность по плотности сепарированной нефти судить о том, какая часть добываемой из пласта УВ смеси получена из нефтяной толщи, а какая - из газовой шапки. Показано использование термодинамического подхода для определения компонентного состава газовой шапки по данным исследований пластовых нефтей газонефтяных залежей в отсутствие газоконденсатных исследований.

6. На примере пласта KV Новогоднего месторождения показано значительное влияние газосодержания пластовой нефти на динамику её усадки в пластовых условиях. Отмечено, что при незначительном снижении давления ниже давления насыщения наблюдается существенное увеличение насыщенности газовой фазой. Особенность усадки пластовой нефти юрской залежи Новогоднего месторождения наглядно иллюстрируется сравнением динамик насыщенности УВ жидкой фазы пластов Ю/ и БВз1. Результаты моделирования свидетельствуют, что для залежей с большим этажом продуктивного горизонта необходимы исследования динамики компонентного состава и свойств пластовой УВ смеси с глубиной.

7. На примере Дулисьминского месторождения:

• подтверждено, что наличие РЖУ в газоносном объёме пласта может приводить к значительным отклонениям при планировании добычи конденсата и коэффициента его извлечения;

• показано, что аномально низкая пластовая температура оказывает существенное влияние на динамику содержания конденсата в добываемом газе и конденсатоотдачу;

• выявлено, что совместное влияние РЖУ и аномально низкой пластовой температуры оказывается ещё более значительным, чем учёт этих факторов в отдельности.

СПИСОК РАБОТ, ОПУБЛИКОВАННЫХ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1. Нугаева А.Н. Развитие методов прогнозирования свойств пластовых углеводородных систем при планировании разработки нефтяных и газонефтяных залежей. Тюмень: 2005 г. 21-22 сентября. Материалы научно-практической конференции «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала территорий Тюменской области», с. 151-161.

2. Нугаева А.Н. Влияние аномально низкой пластовой температуры и рассеянных жидких углеводородов на динамику добычи конденсата. - М.: Газовая промышленность, № 7,2006 г., с. 27-30.

3. Нугаева А.Н. Некоторые факторы, влияющие на прогнозирование добычи конденсата при разработке газоконденсатных залежей. Тюмень: 2006 г. 11-13 октября. Материалы международной академической конференции «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала территорий Тюменской области», с. 150-155.

4. Брусиловский А.И., Нугаева А.Н. Метод моделирования PVT-свойств пластовых УВ смесей при планировании разработки нефтяных месторождений с применением моделей типа black oil. - М.: Газовая промышленность, 2005, № 7, с. 41-43.

5. Брусиловский А.И., Нугаева А.Н. Эффективный подход к описанию свойств пластовых углеводородных систем при планировании разработки

нефтяных и газонефтяных залежей. - М.: Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2005, № 7, с. 50-54.

6. Брусиловский А.И, Нугаева А.Н. Метод моделирования свойств пластовых нефтей при планировании разработки залежей и термодинамические эффекты при сепарации добываемых УВ смесей. - М.: Технология нефти и газа, 2005, № 5-6, с. 99-105.

7. A.I.Brusilovsky and A.N.Nugaeva. Modelling PVT properties of reservoir hydrocarbon fluids while oil field development planning. M.: Gas Industry of Russia, 2006, Digest № 1, p. 9-11.

8. Брусиловский А.И, Нугаева A.H. Важные особенности прогнозирования добычи конденсата при разработке газоконденсатных залежей. Материалы российской нефтегазовой технической конференции. Москва, 3-6 октября 2006 г. SPE paper 101069 (AXBrusilovsky and A.N.Nugaeva. Significant peculiarities prediction of condensate production in gas condensate fields).

9. Брусиловский А.И, Катан А.И., Нугаева А.Н. Закономерности PVT-свойств пластовых флюидов газонефтяных систем и термодинамические эффекты при сепарации добываемых УВ смесей. Материалы российской нефтегазовой технической конференции. Москва, 3-6 октября 2006 г. SPE paper 101071 (A.LBrusilovsky, A.L.Kaplan and A.N.Nugaeva. Trends of the PVT-properties of the gas-oil reservoir fluids and the thermodynamic effects occurring at the separation of the produced HC mixtures).

10. Брусиловский А.И, Нугаева А.Н. Решение актуальных задач прогнозирования свойств природных углеводородных смесей. - М.: Нефтяное хозяйство, 2006, № 12, с. 44-47.

11. Брусиловский А.И, Нугаева А.Н., Закиров С.Н. Особенности свойств пластовой углеводородной смеси юрской залежи Новогоднего месторождения. - М.: Нефтяное хозяйство, 2006, № 12, с. 27-29.

Соискатель

А. Н. Нугаева

Принято к исполнению 07/02/2007 Исполнено 08/02/2007

Заказ № 82 Тираж: 130 экз.

Типография «11-й ФОРМАТ» ИНН 7726330900 115230, Москва, Варшавское ш., 36 (495) 975-78-56 www autoreferat.ru

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Нугаева, Альфия Нафкатовна

Введение

ГЛАВА 1. Теоретическая база и информационная основа прогнозирования свойств природных углеводородных смесей

1.1. Базовые положения теоретических основ фазового состояния многокомпонентных систем

1.2. Основные уравнения состояния природных газов и нефтей

1.2.1. Уравнение Редпиха-Квонга и его модификации

1.2.2. Уравнение Соаве-Редлиха-Квонга (SRK)

1.2.3. Уравнение Пенга-Робинсона (PR) и его модификации

1.2.4. Кубическое уравнение состояния в обобщенной форме по Мартину и Коутсу)

1.2.5. Кубическое уравнение состояния в обобщенной форме по А.И.Брусиловскому)

1.3. Информационная основа для создания расчетных моделей пластовых УВ флюидов

1.3.1. Пластовые нефти

1.3.2. Газоконденсатные смеси

1.3.3. Современные возможности оперативной оценки свойств пластовых УВ флюидов в промысловых условиях

Выводы к главе

ГЛАВА 2. Создание моделей природных УВ смесей для применения уравнений состояния при прогнозировании свойств природных газов и пластовых нефтей

2.1. Создание моделей пластовых нефтей (на примере пластовой УВ смеси пласта Ю1-2 Еты-Пуровского месторождения)

2.1.1. Создание модели пластовой УВ смеси при наличии данных о фракционном составе дегазированной нефти

2.1.2. Создание модели пластовой УВ смеси в отсутствие данных о фракционном составе дегазированной нефти

2.2. Создание моделей газоконденсатных систем (на примере газоконденсатной смеси пласта АВ11-2 Вынгапуровского месторождения) 51 2.2.1. Создание модели пластовой смеси с учетом данных о фракционном составе дебутанизированного конденсата

2.2.2. Создание модели в отсутствие данных о фракционном составе дебутанизированного конденсата

2.3. Расчет параметров фракций-компонент моделей пластовых смесей для применения уравнений состояния при прогнозировании свойств природных УВ смесей

2.4. Прогнозирование свойств газоконденсатных смесей на основе данных дифференциальной конденсации (CVD)

2.5. Особенности применения данных исследований ступенчатой сепарации пластовых нефтей для оценки значений подсчетных параметров 66 Выводы к главе

ГЛАВА 3. Расчетные методы прогнозирования динамической вязкости

УВ газов и жидкостей для решения инженерных задач

3.1. Расчетные методы оценки динамической вязкости УВ газов

3.2. Расчетные методы оценки динамической вязкости УВ жидкостей

3.3. Универсальный инженерный расчетный метод оценки динамической вязкости газовой и жидкой фаз УВ систем

Выводы к главе

ГЛАВА 4. Создание эффективного метода подготовки PVT-данных для решения гидродинамических задач проектирования разработки залежей пластовых нефтей на основе модели типа «black oil»

4.1. Подходы к получению зависимостей свойств пластовых нефтей от давления

4.2. Метод подготовки PVT-данных для решения гидродинамических задач проектирования разработки залежей пластовых нефтей на основе модели типа "black oil"

4.3. Использование предложенного метода для прогнозирования свойств пластовых нефтей месторождений ОАО «Газпром нефть» 93 Выводы к главе

ГЛАВА 5. Некоторые важные закономерности PVT-свойств пластовых флюидов газонефтяных систем и легких нефтей с высоким газосодержанием

5.1.Термодинамический подход к идентификации компонентного состава газовой шапки по данным исследований пластовых нефтей газонефтяных залежей (на примере Еты-Пуровского месторождения)

5.2. О возможности использования данных о плотности сепарированной нефти для идентификации газового фактора и доли пластовой нефти в добываемой УВ смеси при разработке газонефтяных залежей (на примере Еты-Пуровского месторождения)

5.3. Особенности свойств легких нефтей с высоким газосодержанием (на примере пластовой углеводородной смеси юрской залежи Новогоднего месторождения)

Выводы к главе

ГЛАВА 6. Некоторые важные особенности при прогнозировании компонентного состава добываемых газоконденсатных систем и динамики конденсатоотдачи

6.1. О влиянии рассеянных жидких углеводородов на динамику содержания группы С5+ в добываемом газе и величину коэффициента конденсатоотдачи

6.2. О влиянии пластовой температуры на динамику содержания группы

С5+ в добываемом газе и величину коэффициента конденсатоотдачи

6.3. О комплексном влиянии пластовой температуры и наличия рассеянной нефти на динамику содержания группы С5+ в добываемом газе и величину коэффициента конденсатоотдачи 120 Выводы к главе 6 122 Основные результаты исследований 123 Литература

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Развитие методов прогнозирования свойств природных углеводородных смесей для проектирования разработки месторождений нефти и газа"

Актуальность тематики исследований.

Знание свойств пластовых флюидов играет важнейшую роль как при подсчете запасов нефти и газа, так и для принятия правильных решений при проектировании разработки и эксплуатации месторождений нефти и газа.

В настоящее время проектирование и мониторинг разработки месторождений нефти и газа осуществляется с использованием программных комплексов, аккумулирующих научные достижения в области геологического, гидродинамического и термодинамического моделирования исследуемых объектов и процессов. При использовании гидродинамических симуляторов, описывающих многомерные многофазные процессы, протекающие в продуктивных пластах, важнейшее значение имеет применение обоснованных зависимостей свойств пластовых флюидов в широком диапазоне давлений с учетом особенностей изучаемых объектов разработки.

Сказанное и определяет актуальность решаемой в диссертации проблемы.

Цель работы.

Совершенствование и промышленное внедрение методов прогнозирования свойств природных углеводородных смесей для проектирования разработки месторождений нефти и газа.

Основные задачи исследований.

1. Систематизация подходов к созданию расчетных многокомпонентных моделей пластовых нефтей и газоконденсатных смесей при наличии и отсутствии информации о фракционной разгонке дегазированной углеводородной жидкости.

2. Исследование влияния условий промысловой сепарации на величины подсчетных параметров нефтей различных типов.

3. Создание метода обоснования подсчетных параметров нефти, рекомендуемого для использования в случае несоответствия условий лабораторных исследований ступенчатой сепарации фактическим промысловым условиям.

5. Создание эффективного метода подготовки PVT-данных для решения гидродинамических задач проектирования разработки залежей пластовых нефтей на основе модели типа "black oil".

6. Исследование закономерностей PVT-свойств пластовых флюидов при разработке газонефтяных залежей.

7. Исследование особенностей свойств легких нефтей с высоким газосодержанием.

Методы решения поставленных задач.

Решение поставленных задач основывается на анализе геолого-промысловой информации, комплексном применении фундаментальных положений физики нефтяного и газового пласта и теории проектирования разработки и эксплуатации месторождений. При моделировании свойств природных углеводородных систем использованы программно-вычислительные комплексы, основанные на применении современных уравнений состояния, методов прикладной термодинамики многокомпонентных систем и вычислительной математики.

Научная новизна.

1. Создан комплексный метод обоснования подсчетных параметров пластовых нефтей и формирования зависимостей свойств нефти и газа в широком диапазоне давлений для проектирования разработки месторождений.

Основные защищаемые положения.

1. Комплексный метод обоснования подсчетных параметров пластовых нефтей и формирования зависимостей их свойств от давления для проектирования разработки месторождений нефти.

Практическая значимость работы и внедрение результатов исследований.

Созданный комплексный метод обоснования подсчетных параметров пластовых нефтей и формирования зависимостей свойств нефти и газа в широком диапазоне давлений получил промышленное внедрение при проектировании разработки месторождений ОАО «Газпром нефть», в том числе Еты-Пуровского, Вынгапуровского, Новогоднего, Ярайнерского, Сугмутского, Спорышевского, Романовского, Чатылкинского, Холмистого, Муравленковского, Холмогорского, Карамовского, Зимнего, Умсейского месторождений ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз», Приобского месторождения ОАО «Сибнефть-Хантос» и Крапивинского месторождения ОАО «Сибнефть-Восток».

Апробация работы.

Основные результаты исследований докладывались на следующих конференциях и семинарах:

2. На российской нефтегазовой технической конференции и выставке SPE г. Москва, 3-6 октября 2006 г.

4. На научно-практической конференции «Вопросы оптимизации разработки и повышения нефтеотдачи месторождений ОАО "Газпром нефть"», г. Ноябрьск, 19-20 декабря 2006 г.

5. На научных семинарах кафедры Разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений Российского Государственного Университета нефти и газа имени И. М. Губкина и Научно-аналитического Департамента ОАО «Газпром нефть».

6. Комплексный метод обоснования подсчетных параметров пластовых нефтей и формирования зависимостей свойств нефти и газа в широком диапазоне давлений для проектирования разработки месторождений доложен на заседаниях нефтяной секции ЦКР Роснедра 14 сентября 2006 г. и Научно-технического Совета институтов Российской Академии естественных наук 17 января 2007 г.

Публикации.

Основные результаты выполненных исследований опубликованы в одиннадцати печатных работах.

Структура и объем работы.

Диссертация состоит из введения, шести глав, заключения и списка литературы из 133 наименований. Изложена на 135 страницах, в том числе содержит 27 рисунков и 25 таблиц. Благодарности.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Нугаева, Альфия Нафкатовна

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ

1. Систематизированы подходы к созданию расчетных многокомпонентных моделей пластовых нефтей и газоконденсатных смесей при наличии и отсутствии информации о фракционной разгонке дегазированной УВ жидкости. Показано значительное влияние условий промысловой сепарации на величины подсчетных параметров нефтей с повышенным газосодержанием.

2. Разработан метод обоснования подсчетных параметров нефти, рекомендуемый для использования в случае несоответствия условий лабораторных исследований ступенчатой сепарации фактическим условиям промысловой сепарации. В основу метода положено создание термодинамической модели, базирующейся на осредненном компонентном составе представительных проб и точно воспроизводящей такие параметры, как давление насыщения при пластовой температуре, плотность сепарированной нефти и объемный коэффициент по данным стандартной сепарации и динамическую вязкость при начальных пластовых условиях. Созданная адекватная модель пластовой нефти применяется для моделирования фактических условий промысловой ступенчатой сепарации с учетом ГОСТ Р51858-2002 по упругости паров товарной нефти.

3. Создан эффективный метод подготовки PVT-данных для решения гидродинамических задач проектирования разработки залежей пластовых нефтей на основе применения модели типа "black oil". Особенностью метода является получение зависимостей свойств нефти и газа в широком диапазоне давлений на основе комплексного применения результатов моделирования дифференциального разгазирования при пластовой температуре и ступенчатой промысловой сепарации адекватной многокомпонентной термодинамической модели осредненной пластовой нефти изучаемого объекта разработки.

4. Созданные методы внедрены в практику обоснования подсчетных параметров пластовых нефтей и подготовки PVT-данных для решения задач гидродинамического моделирования при проектировании и мониторинге разработки месторождений ОАО «Газпром нефть».

6. На примере пласта KV Новогоднего месторождения показано значительное влияние газосодержания пластовой нефти на динамику её усадки в пластовых условиях. Отмечено, что при незначительном снижении давления ниже давления насыщения наблюдается существенное увеличение насыщенности газовой фазой. Особенность усадки пластовой нефти юрской залежи Новогоднего месторождения наглядно иллюстрируется сравнением динамик насыщенности УВ жидкой фазы пластов KV и БВ31. Результаты моделирования свидетельствуют, что для залежей с большим этажом продуктивного горизонта необходимы исследования динамики компонентного состава и свойств пластовой УВ смеси с глубиной.

7. На примере Дул исьм и некого месторождения:

• подтверждено, что наличие РЖУ в газоносном объеме пласта может приводить к значительным отклонениям при планировании добычи конденсата и коэффициента его извлечения;

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Нугаева, Альфия Нафкатовна, Москва

1. Абасов М.Т., Оруджалиев Ф.Г., Азимов Э.Х. и др. Рассеянные жидкие углеводороды газоконденсатных залежей Азербайджана. - Баку: ИПГНГМ АН АзССР, 1987.-С.2-10.

2. Азиз X., Сеттари Э., Математическое моделирование пластовых систем.-М.:Недра.,1982. -407 С.

3. Ашмян К.Д., А.Б. Баишев, С.Г. Вольпин. Анализ технических требований к исходным геолого-физическим и гидродинамическим данным для моделирования углеводородных систем // Вестник ЦКР Роснедра. 2006. № 1. - С.53-59.

4. Байков В.А., Шабалин М.А., Савичев В.И.и др. Коррекция физико-химических свойств нефти методом моделирования с использованием уравнений состояния // Нефтяное хозяйство , 2006, №9 (сентябрь), С.6-8.

5. Байков Н.М., Сайфутдинова Х.Х., Авдеева Г.Н. Лабораторный контроль при добыче нефти и газа. М.: Недра,1983, 128 С.

6. Басниев К.С. Добыча и транспорт газа и газового конденсата. М.: Недра, 1985, 246 С.

7. Баталин О.Ю., Брусиловский А.И., Захаров М.Ю. Фазовые равновесия в системах природных углеводородов. М.: Недра, 1992.-272 С.

8. Брусиловский А.И. Методология применения кубических уравнений состояния для моделирования природных газоконденсатных смесей // Газовая промышленность, 2004, №4 (апрель), С. 16-19.

9. Брусиловский А.И, Нугаева А.Н. Метод моделирования PVT-свойств пластовых УВ смесей при планировании разработки нефтяных месторождений с применением моделей типа «black oil» // Газовая промышленность , № 7, 2005, С.41-43.

10. Брусиловский А.И, Нугаева А.Н. Метод моделирования свойств пластовых нефтей при планировании разработки залежей и термодинамические эффекты при сепарации добываемых УВ смесей. // Технология нефти и газа, 2005, № 5-6, С.99-105.

11. Брусиловский А.И, Нугаева А.Н. Решение актуальных задач прогнозирования свойств природных УВ смесей. // Нефтяное хозяйство, 2006, № 12, С.44-47.

12. Брусиловский А.И, Нугаева А.Н., Закиров С.Н. Особенности свойств пластовой углеводородной смеси юрской залежи Новогоднего месторождения. // Нефтяное хозяйство, 2006, № 12, С.27-29.

13. Брусиловский А.И. Методы расчета дифференциальной конденсации многокомпонентных систем // Тр. МИНХ и ГП им. И.М.Губкина. 1985, вып. 192, С. 67-77.

14. Брусиловский А.И. Фазовое равновесие в залежах нефти и газа / Глава 5 в книге:. Баталин О.Ю,. Брусиловский, А.И., Захаров М.Ю. Фазовые равновесия в системах природных углеводородов. М.: Недра, 1992, С. 142-198.

15. Брусиловский А.И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. М.: Грааль, 2002.- 575 С.

16. Брусиловский А.И., Закиров С.Н., В.З.Баишев и др. Прогнозирование добычи конденсата и оценка конечного коэффициента его извлечения // Газовая промышленность, 2000, март. С.43-45.

17. Брусиловский А.И., Нугаева А.Н. Эффективный подход к описанию свойств пластовых углеводородных систем при планировании разработки нефтяных и газонефтяных залежей. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2005, № 7, С.50-54.

18. Газоконденсатные системы и методы их изучения. М.: Недра, 1984. - 152 С. (УкрНИГРИ, Труды, Вып, XXXII).

19. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта М.Недра, 1982.311С.

20. Гриценко А.И., Островская Т.Д., Юшкин В.В. Углеводородные конденсаты месторождений природного газа. М.: Недра, 1983.-263 С.

21. Гуревич Г.Р., Брусиловский А.И. Справочное пособие по расчету фазового состояния и свойств газоконденсатных смесей. М., Недра. 1984. 264 С.

22. Гуревич Г.Р., Лапшин В.И., Брусиловский, Желтое А.П. Коэффициенты сверхсжимаемости природных газов с высоким содержанием сероводорода и двуокиси углерода // Изв. ВУЗов. Сер. Нефть и газ. 1989, № 7, С. 61-64.

23. Гутман И.С. Методы подсчета запасов нефти и газа. М., Недра, 1985. 223 С.

24. Долгушин Н.В. Терминология и основные положения технологии газоконденсатных исследований. Ухта: 2003. - 175 С.

25. Долгушин Н.В., Корчажкин Ю.М., Сагитова Д.З. Исследование природных газоконденсатных систем. Методическое руководство. М.: ВНИИгаз, 1994, 257 С.

26. Дунюшкин И.И., Мищенко И.Т. Расчет основных свойств пластовых нефтей при добыче и подготовке нефти М. Недра, 1982.- 79 С.

27. Дунюшкин И.И., Мищенко И.Т.Елисеева Е.ИР Расчеты физико-химических свойств пластовой и промысловой нефти и воды. М: ФГУП Из-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им.И.М. Губкина, 2004 . 448 С.

28. Дурмишьян А.Г. Газоконденсатные месторождения Азербайджана. Баку, Азернешр, 1967.- С. 75 - 98.

29. Жданов М.А. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа . М. Недра,1981 .- 453 С.

30. Закиров С.Н., Сомов Б.Е., Гордон В.Я.и др. Многомерная и многокомпонентная фильтрация: Справочное пособие. М: Недра, 1988. 335 С.

31. Закиров С.Н. Разработка газовых, газококонденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений М. "Струна", 1998. 628 С.

32. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. Под ред. Г.А.Зотова, З.С.Алиева. М.: Недра, 1980, С.213-245.

33. Искендеров М.А., Гаджи-Касумов А.С. Изменение свойств конденсата в процессе разработки газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1970, С.78 86.

34. Исследование газоконденсатных месторождений на газоконденсатность / Глава 7 в книге: Руководство по исследованию скважин. М.: Наука, 1995. С.363 -404.

35. Исследование газоконденсатных месторождений на газоконденсатность / Глава 7 в книге: Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. М.: Недра, 1980. С.213 - 245.

36. Каневская Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований. - 2002. -140 С.

37. Ковалев А.Г., Кузнецов В.В., Покровский В.В. и др. О содержании остаточной нефти в газонасыщенных зонах нефтегазовых месторождений Приобья // Нефтяное хозяйство, 1986, № 9. С.41-43.

38. Кондрат P.M. Газоконденсатоотдача пластов. М.: Недра, 1992.-С.215-231.

39. Контроль за разработкой газовых и газоконденсатных месторождений / Рассохин Г.В.,Леонтьев И.А., Петренко В.И. и др. М.: Недра. - С.34-45.

40. Лапшин В.И., Гуревич Г.Р., Брусиловский А.И. и др. Исследование фазового состояния пластовых смесей // Газовая промышленность, 1987, № 10. С. 4648.

41. Мамуна В.Н., Требин Г.Ф., Ульянинский Б.В. Экспериментальное исследование пластовых нефтей .- М.: ГОСИНТИ, 1960. -144 С.

42. Методика измерения расхода газа в напорных газопроводах и факельных линиях и оперативного определения газовых факторов на месторождениях. -Тюмень, СибНИИНП, 2004 г.

43. Михайлов Н.Н. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов М.: Недра, 1992, 270С.

44. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти М.: Недра, 1989, 245 С.

45. ЪЪ.Намиот А.Ю. Расчеты фазовых равновесий в нефтегазовых смесях / Глава 2в книге: Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. М.: Недра, 1983, С.30-59.

46. Научные основы прогноза фазового поведения пластовых газоконденсатных систем / А.И.Гриценко, И.А.Гриценко,В.В.Юшкин, Т.Д.Островская. М.: Недра, 1995.-432 С.

47. Нефть. Отбор глубинных проб. РД 5753490-033-2003. Сургут: ОАО «Сургутнефтегаз». 2003.

48. Нефть. Отбор проб пластовых флюидов. Стандарт организации. СТО РМНТК 153-39.2-002-2003. М.: РМНТК «Нефтеотдача». -2003.

49. Нефть. Типовое исследование пластовых флюидов и сепарированных нефтей. ОСТ 153-39.2-048-2003. М.: Минэнерго РФ, ВНИИнефть. 2003 г.

50. Нугаева А.Н. Влияние аномально низкой пластовой температуры и рассеянных жидких углеводородов на динамику добычи конденсата. // Газовая промышленность , № 7, 2006. С.27-30.

51. Основы технологии добычи газа / Мирзаджанзаде А.Х.,Кузнецов О.Л., Басниев К.С., АлиевЗ.С. М.: ОАО "Издательство "Недра", 2003. - 880 С.

52. Покровский КВ., Дьяченко И.И., Разамат М.С. Исследования влияния присутствия нефти на изменение потерь и добычи конденсата при дифференциальной конденсации // Газовое дело, НТС ЦНИИТЭнефтегаз. -1969, №2, С.6 - 9; №3.-С.9.-11.

53. Разработка и эксплуатация нефтегазоконденсатных месторождений /: Желтое Ю.В., Мартос В.Н., Мирзаджанзаде А.Х., Степанова Г.С. М.: Недра, 1979.-254 С.

54. Рид Р., Прауснитц Дж., Шервуд Т. Свойства газов и жидкостей. Л.: Химия. 1982.-592 С.

55. Руководство по исследованию скважин / А.И.Гриценко, З.С.Алиев, О.М.Ермилов, В.В.Ремизов, Г.А.Зотов. М.: Наука, 1995. - 523 С.

56. Рыбак Б.М. Анализ нефти и нефтепродуктов. М: Гостоптехиздат., 1962.

57. Саушин А.З., Семенякин B.C., Вихляев В.Г. Оценка коэффициента сверхсжимаемости в подъемнике скважин // Газовая промышленность. 2000, № 3. С. 54-55.

58. Совершенствование технологии разработки месторождений нефти и газа / Под ред.Закирова С.Н. М. - Изд. "Грааль". 2000. 643С.

59. Степанова Г.С. Фазовые превращения в месторождениях нефти и газа. М.: Недра, 1983, С.104-107.

60. Степанова Г.С. Фазовые превращения углеводородных смесей газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1974.

61. Тер-Саркисов P.M. Разработка месторождений природных газов. ОАО «Издательство «Недра», 1999.-659 С.

62. Тер-Саркисов P.M., Долгушин Н.В., Подюк В.Г. Современное состояние и пути совершенствования газоконденсатных исследований в ОАО «Газпром». -Газовая промышленность, 2004, №4 (апрель), С.12-15.

63. Тер-Саркисов P.M., Подюк В.Г., Николаев В.А. Научные основы повышения эффективности . М.: Недра, 1998,. - 344 С.

64. Требин Г.Ф., Чарыгин Н.В., Обухова Т.М. Нефти месторождений Советского Союза. М.: Недра, 1974.

65. Хазнаферов А.И. Исследование пластовых нефтей / Под ред.Мамуны. В.Н -М.: Недра, 1987.-116 С.

66. Хазнаферов А.И., Дуброва А.И. Метод приближенной оценки давления насыщения пластовой нефти. Нефтепромысловое дело , 1978, N 6. С 62-66.

67. Химия нефти и газа: Учебное пособие для вузов / Богомолов А.И., Гаиле А.А., Громова В.В., и др. Л.: Химия, 1989. - 592 С.

68. Ширковский А.И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1987. - 309 С.

69. Ahmed Т. Hydrocarbon Phase Behavior. Gulf Publ. Co., Houston, TX. 1989, p.221.

70. Bergman D.F., Tek M.R., Katz D.L. Retrograde condensation in natural pipelines / Virginia: AGA, 1975.

71. Brusilovsky A.I. and.Nugaeva A.N : Modelling PVT properties of reservoir hydrocarbon fluids while oil field development planning. // Gas Industry of Russia, 2006, Digest # 1, p 9. 11.

72. Cavett R.H. Physical data for distillation calculation vapor-liquid equilibria // Proc. 27th Midyear meeting, API Division of refining, San-Francisco, CA. May 15,1964.

73. Craft B.C., Hawkins M. Applied Petroleum Reservoir Engineering. -McGraw- Hill Bock Co.lnc. New York City. - 1960.

74. Sb.Danesh Ali. PVT and Phase Behaviour of Petroleum Reservoir Fluid. Developments in Petroleum Science, Vol.47. Publ. House Elsevier Science B.V., 1998.

75. Dodson C.R., Goodwill D., Mayer E.H Application of Laboratory PVT Data to Reservoir Engineering Problems. // Transactions of AIME. 1953, v.198, p.287-298.

76. Edmister W.C. И Petroleum Refiner. -1958, v. 37, № 4, p. 173.91 .Edmister W.C. Applied Hydrocarbon Thermodynamics. Vol. 2, Houston, Gulf Publishing Co., 1988.

77. Erbar J.H., Maddox R.N. Сб + fractions need special attention // Oil and Gas Journal.-1981.-Feb. 16.-p. 116-118.

78. Evelein K.A., Moore R.G. Prediction of phase equilibria in sour natural gas systems using the Soave-Redlich-Kwong equation of state // Ind. Eng. Chem. Process Design and Development. -1979. v. 18. - № 3. - p. 618-624.

79. Firoozabadi A Thermodynamics of Hydrocarbon Reservoirs. McGraw-Hill, 1999.

80. Glaso 0. Generalized Pressure-Volume Temperature Correlations // JPT, May 1980, p. 785-795.

81. Grabocki M.S., Daubert Т.Е. A modified Soave equation of state for phase equilibrium calculations. 1. Hydrocarbon systems // Industrial and Engineering Chemistry. Process Design and Development. 1978. - № 4. - p.443-454.

82. Jhavery B.S., Youngren G.K. Three-parameter modification of the Peng-Robinson of state to improve volumetric predictions // SPE Reservoir Engineering. 1988. -v. 3. - № 3 (August). - p. 1033-1040.

83. Kail D.L., Firoozabadi A. Predicting phase behavior of condensate / crude-oil systems using methane interaction coefficients // Journal of Petroleum Technology. 1978. July. p. 1649-1655.

84. Kesler M.G., Lee B.J. Improve prediction of enthalpy of fractions // Hydrocarbon Processing. 1976. v. 55. № 3. p. 153. 158.

85. Lee B.I., Kesler M.G. //AlChE Journal. -1975, v. 21, p. 510.

86. Martin J.J. Cubic equations of state which ? // Ind. Eng. Chem. Fundam.1979.-v. 18.-p. 81-97.

87. Mc Cain Jr. W.D. Reservoir Fluid Property Correlations State of the Art // SPE Reservoir Engineering, May 1991, p.266. -272.

88. McCain W.D., Jr, Alexander R.A. Sampling Gas-Condensate Wells // SPE Reservoir Engineering, August 1992, p.358. 362

89. Moses P.L. Engineering applications of phase behavior of crude oil and condensate systems // Journal of Petroleum Technology. 1986. July. - p. 715 -723.

90. Pedersen K.S., Fredenslund Aa, Thomassen P. Properties of Oils and Natural Gases. Houston, Texas: Gulf Publishing Co. - 1989.

91. Pedersen K.S., Thomassen P., Fredenslund A. Thermodynamics of petroleum mixtures containing heavy hydrocarbons. 2. Flash and PVT calculations with the SRK equation of state // Ind. Eng. Chem. Process Des. Dev.- 1984, v. 23, № 3, p.566-573.

92. Peneloux A., Rauzy E., Freze R. A consistent volume correction for Redlich-Kwong-Soave volumes // Fluid Phase Equilibria. 1982. v. 8. - p. 7-23.

93. Peng D.Y., Robinson D.B. A new two-constant equation of state // Ind. Eng. Chem. Fundam. -1976. v. 15. - p. 59-64.

94. Peng D.Y., Robinson D.B. A rigorous method for predicting the critical properties of multicomponent system from an equation of state // AlChE Journal. 1977. - № 2.-p. 137-144.

95. Peng D.Y., Robinson D.B. The characterization of C7+ or undefined fraction for equation of state treatment // Proc. of 56 Annual Convention GPA. Dallas, Texas, 1977.-March 21-23.

96. Prausnitz J.H., Chue P.Z. Computer calculations for high pressure vapor-liquid equilibria N.-Y.: Prentice-Hall Inc., 1968.-239 p.

97. Reid R.C., Prausnitz J.H., Poling B.E. The Properties of Gases and Liquids. Fourth Edition. McGraw-Hill, Inc., 1987, 741 p.

98. Riazi M.R., Daubert Т.Е. Characterization Parameter for Petroleum Fractions // Ind. and Eng. Chem. Res. -1987, v.26, № 4.

99. Riazi M.R., Daubert Т.Е. Prediction of the composition of petroleum fractions // Ind. Eng. Chem. Process Des. Dev., v.19, 1980, p. 289-294.

100. Riazi M.R., Daubert Т.Е. Simplify property predictions // Hydrocarbon Processing.-1980, №3.-p. 115-116.

101. Sim W.J., Daubert Т.Е. Prediction of vapor-liquid equilibria of undefined mixtures // Ind. Eng. Chem. Process Des. Dev. -1980, v. 19. № 3, p. 386-393.

102. Soave G.S. Equilibrium constants from a modified Redlich-Kwong equation of state // Chem. Eng. Sci. -1972. v.27 - p. 1197-1203.

103. Soave G.S. Application of a cubic equation of state to vapor-liquid equilibria of systems containing polar compounds // Chem. E. Symposium series. 1979. - № 56-p. 1.2/1-1.2/16.

104. Standing M.B. И Volumetric and Phase Behavior of Oil Field Hydrocarbon Systems. SPE. Richardson . Texas. -1977 p. 124

105. Turner R.G., Hubbard M.G., Dukler A.E. Analysis and Prediction of Minimum FlowRate for the Continuous Removal of Liquids from Gas Wells // JPT, Nov. 1969, p.1475-1482.

106. Varotsis N., Gaganis V., Nighswander J. A Novel Non-Iterative Method for the Prediction of the PVT Behavior of Reservoir // SPE paper 56745 presented at the 1999 SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in Houston, Texas, 3-6 October 1999.

107. Varotsis N., Gaganis V., Nighswander J. Quality Assurance Tool for PVT Simulator Predictions // SPE paper 68235 presented at the 2001 SPE Middle East Oil Show held in Bahrein, 17-20 March 2001.

108. Vasquez M., Beggs H.D. Correlations for Fluid Physical Property Prediction // JPT, June 1980, p. 968-970.

109. Whitson C.H. Characterizing hydrocarbon plus fractions // SPE Journal. 1983. - August. - p. 683-694.

110. Whitson C.H. Effect of C7+ properties on equation-of-state predictions // SPE Journal. 1984. -December. - pp. 685-696.

111. Whitson C.H., Brule7 M.R. Phase Behavior. SPE Monograph Series. Richardson, Texas, 2000.

112. Whitson C.H., Torp S.B. Evaluating constant-volume depletion data // Journal of Petroleum Technology. 1983. - March. - p. 610-620.

113. Whitson, C.H. Brule M.R. Phase behavior. SPE Monograph Series. Richardson, Texas, 2000.

114. Wilson G.M. Advances in Cryogenic Engineering. 1964. - v.9. - p.168-172.

115. Zudkevitch D., Joffe J. Correlation and prediction of vapor-liquid equilibria with the Redlich-Kwong equation of state // AlChe Journal. 1970. - v. 16. № 1. - p. 112-119.

Информация о работе

Нугаева, Альфия Нафкатовна
кандидата технических наук
Москва, 2007
ВАК 25.00.17

Диссертация

Развитие методов прогнозирования свойств природных углеводородных смесей для проектирования разработки месторождений нефти и газа - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы