Введение
ГЛАВА 1 Теоретические основы создания PVT-моделей природных углеводородных систем 12
1.1.Базовые положения о фазовом равновесии в многокомпонентных системах 12
1.1.1.Химический потенциал 12
1.1.2.Условия термодинамического равновесия 12
1.1.3.Летучесть и коэффициент летучести 13
1.1.4.Правило фаз Гиббса 15
1.1.5.Константы равновесия. Закон Рауля 16
1.2.Кубические уравнения состояния 18
1.2.1.Основные уравнения состояния 18
1.2.2. Трехпараметрическое кубическое уравнение состояния Пенга - Робинсона 21
1.3.Исходные данные, необходимые для применения уравнения состояния, и методы их
определения 23
1.3.1.Компонентный состав природных углеводородных смесей 23
1.3.2.Свойства индивидуальных компонент смеси 25
1.3.3.Свойства фракций 25
1.3.4.Разбиение остатка на фракции 31
1.3.5.Группировка компонент 34
1.4.Методы и алгоритмы расчета фазового равновесия в многокомпонентных системах 1.4.1.Энергия фаз Гиббса 35
1.4.2.Алгоритм определения стабильности системы 36
1.4.3.Алгоритм расчета парожидкостного равновесия многокомпонентной системы 1.5.Алгоритмы моделирования основных экспериментов для природных газоконденсатных систем 46
1.5.1.Давление начала ретроградной конденсации 46
1.5.2.Контактная конденсация 50
1.5.3.Исследование на истощение при постоянном объеме (CVD) 50
Выводы к ГЛАВЕ 1 53
ГЛАВА 2. Адаптация PVT-модели природной газоконденсатной смеси к экспериментальным данным 54
2.1.Существующие методы адаптации PVT-моделей и проблема их создания 54
2.2.Исходные данные и критерии их представительности з
2.2.1. Ключевые параметры при настройке PVT-модели газоконденсатной смеси 57
2.2.2.Об особенностях формирования коэффициента извлечения конденсата в процессе истощения газоконденсатной залежи 57
2.3.Построение PVT-модели пластовой углеводородной газоконденсатной системы 58
2.3.1.Критические параметры фракций 60
2.4.Адаптация термодинамической модели к экспериментальным данным 63
2.5.Примеры создания PVT-моделей газоконденсатных смесей 67
2.6.Формирование зависимостей PVT-свойств газоконденсатной смеси от давления для моделирования разработки месторождений 73
2.6.1.Модель многокомпонентной фильтрации 74
2.6.2.Модель «Black oil» с опцией «wet gas» (псевдобинарная модель с учетом растворимости конденсата в газовой фазе) 75
Выводы к ГЛАВЕ 2 76
ГЛАВА 3. Моделирование PVT-свойств природных газоконденсатных смесей с учетом наличия остаточной воды в поровом пространстве 77
3.1.Учет воды при моделировании фазового равновесия 78
3.1.1.Правило смешивания Huron - Vidal 78
3.1.2.Математическое моделирование трехфазного равновесия 80
3.2. Моделирование бинарных систем «вода – газ» 84
3.3.Инженерные методы расчета влагосодержания углеводородных систем 88
3.4.Моделирование PVT-свойств природных газоконденсатных смесей с учетом наличия остаточной воды в коллекторе 91
Выводы к ГЛАВЕ 3 97
ГЛАВА 4. Идентификации компонентного состава и PVT-свойств пластовых углеводородных флюидов двухфазных залежей при ограниченной исходной информации 99
4.1.Идентификация состава пластовой нефти 99
4.1.1.Метод определения компонентного состава сепарированной нефти 100
4.1.2. Проверка метода идентификации состава дегазированной нефти 101
4.1.3.Пример идентификации компонентного состава пластовой нефти при неполной исходной информации 102
4.2.Воспроизведение PVT-свойств пластовой нефти 103
4.3.Свободный газ (газовая шапка) 104
Выводы к ГЛАВЕ 4 107
Основные результаты работы 109
Список литературы 110
