Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Совершенствование методов математического моделирования разработки нефтегазоконденсатных залежей

Диссертация: Совершенствование методов математического моделирования разработки нефтегазоконденсатных залежей
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Для проведения необходимых расчетов и математических экспериментов была разработана и реализована в виде программы следующая численная методика: одномерная гидродинамическая модель пласта, основанная на совместном решении уравнений трехфазной четырехкомпонентной фильтрации. Программа написана на языке программирования Visual Basic в пакете Microsoft Office Excel. Решение системы алгебраических… Читать ещё >

Совершенствование методов математического моделирования разработки нефтегазоконденсатных залежей (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Содержание

  • Глава 1. ОБЗОР ПРЕДШЕСТВУЮЩИХ ИССЛЕДОВАНИЙ. ОБОСНОВАНИЕ ТЕМАТИКИ ДИССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЫ
    • 1. 1. История развития и современное состояние методов математического моделирования фильтрации углеводородных систем
      • 1. 1. 1. Первый опыт математического моделирования разработки месторождений
      • 1. 1. 2. Модель black oil
      • 1. 1. 3. Модифицированная модель black oil
      • 1. 1. 4. Композиционное моделирование
      • 1. 1. 5. Альтернативные гидродинамические модели
    • 1. 2. Исследования в области методов математического моделирования парожидкостного равновесия углеводородных газожидкостных систем
    • 1. 3. Обоснование тематики диссертационной работы
  • Глава 2. ТРЕХФАЗНАЯ ЧЕТЫРЕХКОМПОНЕНТНАЯ ГИДРОДИНАМИЧЕСКАЯ МОДЕЛ
    • 2. 1. Постановка задачи
    • 2. 2. Разностная схема
    • 2. 3. Методы решения
    • 2. 4. Расчет дебита компонентов
    • 2. 5. Методика моделирования поддержания давления в работающей ячейке
  • Глава 3. МЕТОДИКА ПОДГОТОВКИ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ ПО ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИМ СВОЙСТВАМ ФЛЮИДОВ ДЛЯ РЕАЛИЗАЦИИ ТРЕХФАЗНОЙ ЧЕТЫРЕХКОМПОНЕНТНОЙ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ
    • 3. 1. Выбор модельного состава пластовой системы
    • 3. 2. Формализация физико-химических свойств флюидов модельной смеси
    • 3. 3. Расчет вязкостей жидкой и газовой фаз
    • 3. 4. Методика интерполяции зависимостей физико-химических свойств флюидов и анализ полученных результатов
    • 3. 5. Формализация физико-химических свойств флюидов нефтегазоконденсатного месторождения для реализации трехфазной четырехкомпонентной гидродинамической модели на примере Югидского НГКМ
  • Глава 4. ЧИСЛЕННЫЕ ЭКСПЕРИМЕНТЫ НА ОДНОМЕРНОЙ ТРЕХФАЗНОЙ ЧЕТЫРЕХКОМПОНЕНТНОЙ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ
    • 4. 1. Численные эксперименты с использованием физико-химических свойств модельной смеси
    • 4. 2. Численные эксперименты с использованием физико-химических свойств Югидского НГКМ

Актуальность тематики диссертационной работы.

При проектировании разработки нефтяных залежей наиболее широкое распространение получила модель black oil, суть которой заключается в численном решении системы уравнений, описывающих трехфазное (вода, нефть, газ) трех-компонентное (НгО, С 1.4, С5+) течение флюидов в пористой среде. Модифицированная модель black oil (МВО), учитывающая содержание компонентов Cs+ в газовой фазе (ГФ), широко применяется при проектировании разработки газокон-денсатных залежей. Вместе с тем, значительная часть разрабатываемых газокон-денсатных месторождений имеет нефтяные оторочки промышленного значения. Отличительной чертой модели типа МВО является единообразие физико-химических свойств жидкой углеводородной фазы (ЖУФ) во всех частях моделируемого объекта (газовая шапка, нефтяная оторочка). Эта особенность находится в противоречии с тем фактом, что конденсат и нефть существенно отличаются по своим физико-химическим свойствам. Данное противоречие заставляет в большинстве случаев отказаться от использования моделей типа МВО в пользу более сложного и требовательного к машинным ресурсам композиционного моделирования.

Безусловное достоинство композиционных моделей — их практически неограниченные возможности для решения самых разных задач проектирования разработки. Однако они не лишены ряда недостатков. Во-первых, при композиционном моделировании значительно возрастает количество уравнений. Во-вторых, для расчета входящих в уравнения физико-химических свойств флюидов необходимо предварительное определение состава пластовой смеси. В-третьих — сложность применяемых для реализации указанных моделей типов разностных схем. В настоящее время наиболее распространены полностью неявная схема (модель Коутса) и неявная по давлению — явная по составам. Первая предъявляет слишком жесткие требования к ресурсам ЭВМ, поэтому используется только для локальных расчетов, у второй ограниченные возможности устойчивости вычислительного процесса, контроль которой затруднителен. Кроме того, для обеих моделей требуется довольно тонкая настройка констант фазового равновесия и уравнения состояния.

Актуальность работы заключается в том, что существует необходимость создания альтернативного композиционному подходу метода моделирования разработки нефтегазоконденсатных месторождений, позволяющего адекватно описывать совместную фильтрацию газа, конденсата и нефти, не перегружая моделирование излишними вычислениями.

Цель диссертационной работы.

Разработка, реализация и апробация методики трехфазного четырехкомпо-нентного гидродинамического моделирования, позволяющего корректно прогнозировать показатели разработки нефтегазоконденсатных залежей, избегая громоздкого аппарата композиционного моделирования.

Основные задачи исследования.

1. Проанализировать существующие методы гидродинамического моделирования разработки залежей углеводородов различного типа, их достоинства, недостатки и области применения.

2. Предложить альтернативный композиционному моделированию подход, основанный на создании трехфазной четырехкомпонентной гидродинамической модели, обладающий рядом достоинств при моделировании разработки нефтегазоконденсатных залежей.

3. Разработать и описать методику подготовки исходной информации по физико-химическим характеристикам пластовых флюидов для корректной реализации трехфазной четырехкомпонентной модели.

4. Реализовать предлагаемую расчетную методику на примере одномерной гидродинамической модели.

Методы решения поставленных задач.

Для проведения необходимых расчетов и математических экспериментов была разработана и реализована в виде программы следующая численная методика: одномерная гидродинамическая модель пласта, основанная на совместном решении уравнений трехфазной четырехкомпонентной фильтрации. Программа написана на языке программирования Visual Basic в пакете Microsoft Office Excel. Решение системы алгебраических уравнений на каждом временном шаге осуществляется методом Ньютона, а на каждой ньютоновской итерации решение системы линейных уравнений — методом матричной прогонки.

Для реализации предложенной гидродинамической модели разработана методика подготовки табличных зависимостей физико-химических свойств углеводородных флюидов от двух параметров.

Физические свойства флюидов (плотность и вязкость фаз, массовые доли компонентов в фазах, фазовые проницаемости) в каждой точке разностной сетки находятся линейным интерполированием по заданным однои двумерным сеткам. Использование для определения входящих в уравнения неразрывности величин эффективного способа аппроксимации позволяет существенно сократить количество вычислений и получить без особых затрат аналитические частные производные разностных аналогов уравнений неразрывности.

Для подтверждения работоспособности реализованной модели было проведено сопоставление результатов проведенных расчетов с аналогичными расчетами, выполненными в программных комплексах Tempest (в композиционной постановке) и «Протей» (в постановке black oil), показавшее удовлетворительную сходимость результатов.

Научная новизна.

1. Выведены уравнения трехфазной четырехкомпонентной фильтрации при условии разделения жидкой углеводородной фазы на легкий и тяжелый компоненты, что позволяет адекватно описывать совместное течение нефтегазоконден-сатной смеси, не перегружая моделирование излишними вычислениями.

2. Предложенное решение системы выведенных уравнений в рамках использования полностью неявной разностной схемы обеспечивает безусловную устойчивость вычислительного процесса.

3. Формализация физико-химических свойств флюидов в зависимости от давления и массовой доли тяжелой фракции в жидкой углеводородной фазе, позволяет при трехфазном четырехкомпонентном моделировании учитывать различие физико-химических свойств ретроградного конденсата и пластовой нефти.

Защищаемые положения.

1. Совершенствование модели black oil за счет разделения жидкой углеводородной фазы на легкий и тяжелый компоненты и введения дополнительного уравнения фильтрации тяжелой углеводородной фракции позволяет, не прибегая к композиционному моделированию, корректно прогнозировать показатели разработки нефтегазоконденсатных залежей.

2. Методика аппроксимации свойств углеводородных флюидов функциональными зависимостями двух переменных (давления и массовой доли тяжелой фракции в жидкой углеводородной фазе) обеспечивает возможность подготовки исходных данных для трехфазного четырехкомпонентного гидродинамического моделирования.

3. Результаты тестирования реализованной трехфазной четырехкомпонент-ной гидродинамической модели подтверждают ее работоспособность и показывают удовлетворительную сходимость получаемых результатов с аналогичными расчетами в сертифицированных программных продуктах.

Практическая значимость работы.

1. Разработана методика подготовки исходных данных по физико-химическим свойствам флюидов для реализации трехфазной четырехкомпонент-ной гидродинамической модели.

2. Проведены термодинамические расчеты, показавшие возможность формализации физико-химических свойств флюидов от двух параметров (давления и массовой доли тяжелой фракции в жидкой углеводородной фазе).

3. Предложена и реализована одномерная трехфазная четырехкомпонентная гидродинамическая модель.

4. Проведены численные расчеты на созданной трехфазной четырехкомпо-нентной гидродинамической модели с использованием физико-химических свойств флюидов модельной смеси и реального нефтегазоконденсатного месторождения, подтвердившие работоспособность реализованной модели.

5. Результаты диссертационной работы использованы при проектировании разработки месторождений, эксплуатируемых ООО «Газпром переработка». Использование указанных результатов позволило провести предпроектные исследования по оптимизации активного воздействия на нефтяную оторочку Югидского нефтегазоконденсатного месторождения.

Апробация работы.

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались:

— на международных молодежных научных конференциях «Севергеоэкотех-2011» и «Севергеоэкотех-2012» (УГТУ, г. Ухта, 16−18 марта 2011 г. и 21−23 марта 2012 г.);

— межрегиональных семинарах «Рассохинские чтения» (УГТУ, г. Ухта, 4−5 февраля 2010 г. и 3 — 4 февраля 2011 г.);

— II и III научно-практических молодежных конференциях «Новые технологии в газовой отрасли: опыт и преемственность» (ООО «Газпром ВНИИГАЗ», г. Москва, 6−7 октября 2010 г. и 12 — 14 октября 2011 г.);

— пятой молодежной научно-технической конференции «Основные проблемы поиска, освоения и обустройства нефтегазовых месторождений и пути их решения» (ООО «ВолгоуралНИПИгаз», г. Оренбург, 22 апреля 2011 г.);

— научно-практической конференции молодых специалистов проектных организаций ОАО «Газпром» «Инновационные решения в области добычи, транспорта и переработки газа и газового конденсата» (ОАО «ЮЖНИИГИПРОГАЗ», г. Донецк, 8−9 сентября 2011 г.);

— всероссийской конференции с международным участием «Фундаментальные проблемы разработки месторождений нефти и газа» (ИПНГ РАН, г. Москва, 15- 18 ноября 2011 г.);

— XVII научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Проблемы развития газовой отрасли Сибири-2012» (ТюменНИИгипрогаз, г. Тюмень, 21 — 25 мая 2012 г.).

Публикации результатов работы.

По теме диссертации опубликовано 11 печатных работ, в том числе три статьи опубликовано в изданиях, выпускаемых в РФ и рекомендуемых ВАК для публикации основных результатов диссертаций.

Структура и объем диссертационной работы.

Работа состоит из введения, 4-х глав, заключения и библиографического списка, содержащего 131 источник. Текст изложен на 148 страницах, в работу включены 73 рисунка и 27 таблиц.

Благодарности.

Автор, пользуясь возможностью, выражает искреннюю благодарность своему научному руководителю кандидату технических наук, доценту A.B. Назарову за помощь на всех этапах подготовки диссертационной работыкандидатам технических наук А. Н. Щукину и Т. П. Богданович за помощь в создании гидродинамической модели, ценные советы и рекомендации в процессе работы, а также сотрудникам ИПНГ РАН и сотрудникам отдела центра разработки и эксплуатации газовых и нефтегазовых месторождений филиала ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта за практические советы и помощь при решении поставленных задач.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

При выполнении исследований, содержащихся в настоящей работе, получены следующие результаты.

1. Исследована принципиальная возможность предложенного подхода к моделированию показателей разработки нефтегазоконденсатных залежей, заключающегося в использовании трехфазной четырехкомпонентной гидродинамической модели.

2. Выведены уравнения трехфазной четырехкомпонентной фильтрации при условии, что ЖУФ разделена на легкий и тяжелый компоненты.

3. Проведен ряд термодинамических расчетов, которые показали возможность построения гладких зависимостей физико-химических свойств флюидов от давления и массовой доли тяжелой фракции, находящейся в ЖУФ.

4. Для реализации предложенной гидродинамической модели разработана методика подготовки табличных зависимостей физико-химических свойств углеводородных флюидов от двух параметров, основанная на следующих принципах:

— параметры фазового равновесия жидкой и газовой фаз в любой заданной термобарической точке для смеси известного состава рассчитывались на основе уравнения состояния А. И. Брусиловского;

— расчет вязкости газовой фазы при пластовых условиях производился с использованием корреляции Ли — Гонзалеса, жидкой фазы — по методу расчета вязкости через ее состав, предложенному Джосси и его коллегами;

— для проведения интерполяции полученных зависимостей физико-химических свойств флюидов используется видоизмененный метод локальной квадратичной интерполяции.

5. Реализована трехфазная четырехкомпонентная гидродинамическая модель в одномерной постановке, основанная на совместном решении уравнений трехфазной четырехкомпонентной фильтрации, при разработке которой особое внимание было уделено следующим актуальным задачам и направлениям:

— отказ от использования композиционного моделирования за счет применения более простой модели;

— использование при расчетах полностью неявной разностной схемы, что обеспечивает безусловную устойчивость и, как правило, сходимость вычислительного процесса (решение системы алгебраических уравнений на каждом временном шаге осуществляется методом Ньютона, а на каждой ньютоновской итерации решение системы линейных уравнений — методом матричной прогонки);

— осуществление контроля над счетом путем проверки условия покомпонентного материального баланса;

— возможность задания фиксированного отбора из ячеек по одному из компонентов (С5+, С1−4, НгО) или по сумме компонентов (С5++С1−4) и задания фиксированной закачки в ячейки компонентов С 1.4, Н2О, или суммы компонентов (С1.4+Н2О) с указанием объемной доли в смеси воды или газа, т. е. моделирования водогазового воздействия;

— реализация возможности моделирования поддержания давления в работающей ячейке в случае снижения давления в данной ячейке до заданного минимального (ртп) — * min / 7.

— учет различия физико-химических свойств конденсата, нефти и их смесей;

— использование для определения входящих в уравнения неразрывности величин эффективного способа аппроксимации, позволяющего существенно сократить количество вычислений и получить без особых затрат по имеющимся однои двумерным зависимостям аналитические частные производные разностных аналогов уравнений неразрывности;

— возможность раздельного учета добычи свободного газа, попутного нефтяного газа, конденсата и нефти.

6. Корректность модели и возможность ее применения для решения более сложных задач, связанных с разработкой газоконденсатных залежей, была подтверждена в результате опробования модели на тестовых примерах.

7. Сопоставление результатов расчетов, проведенных с использованием коллекторских и физико-химических свойств Югидского НГКМ, с аналогичными расчетами, выполненными в программных комплексах Tempest (в композиционной постановке) и «Протей» (в постановке black oil), показало их удовлетворительную сходимость (максимальное расхождение полученных результатов не превысило 4%), что дополнительно подтверждает работоспособность реализованной модели.

Показать весь текст

Список литературы

  1. М.Т., Оруджалиев Ф. Г. Газогидродинамика и разработка газокон-денсатных месторождений. М.: Недра, 1989. — 262 с.
  2. X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. -М.: Недра, 1982.-408 с.
  3. Н.Ф., Виноградова A.A., Левочкин В. В. Эффективность разработки нефтяных оторочек с применением гидродинамического моделирования на примере Новопортовского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2010. -№ 12.-С. 39−41.
  4. A.B., Бикбулатова Т. Г., Костюченко C.B. Опыт моделирования самотлорского месторождения: проблемы и перспективы // Нефтяное хозяйство. 2010. — № 11. — С. 46 — 50.
  5. Г. И., Ентов В. М., Рыжик В. М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984. — 211 с.
  6. К.С., Гуревич Г. Р., Николаевский В. Н. О движении газоконден-сатных смесей в пористой среде / НТС по геологии, разработке и транспорту природного газа, Вып. 2. -М.: Недра, 1965, С. 140 — 148.
  7. А.И. Теоретические основы фазовых превращений углеводородных смесей: Учебное пособие. М.: РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2010.-92 с.
  8. А.И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. М.: Грааль, 2002. — 575 с.
  9. А.И., Нугаева А. Н. Теория и практика обоснования свойств природных углеводородных систем: Обз. инф. // Сер. «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений». М.: ИРЦ Газпром, 2008. — 112 с.
  10. А.И., Нугаева А. Н., Хватова И. Е. Методология системного обоснования свойств пластовых нефтей при подсчете запасов и проектировании разработки месторождений (ч. I) // Недропользование XXI век. — 2009. -№ 5.-С. 23 -30.
  11. А.И. Многокомпонентная фильтрация газоконденсатных систем в глубокойогруженных залежах // Геология нефти и газа. 1997. — № 7. -С. 31−38.
  12. М., Ямбаев М. Проблемы подготовки pVT-свойств для задачи неизотермической фильтрации высоковязких нефтей и способы их решения // Oil & Gas Eurasia. № 8. — 2007. — с. 32.
  13. И.В., Казакова Т. Г., Мельников М. Н. Оптимизация системы заводнения нефтяных пластов с низкопроницаемыми зонами коллектора // Нефтепромысловое дело. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2006. -№ 3.-С.9−12.
  14. Р.И., Гриценко А. И., Тер-Саркисов P.M. Разработка и эксплуатация газовых месторождений. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. — 880 с.
  15. А.К. Композиционная модель двухфазной многокомпонентной фильтрации // Математические методы и ЭВМ в моделировании объектов газовой промышленности. -М.: ВНИИГАЗ, 1991. С. 127 — 133.
  16. С.П. Аналитические основы добычи нефти, газа и воды из скважин. М. — Л.: Нефтеиздат, 1932. — 516 с.
  17. Г. Р., Брусиловский А. И. Справочное пособие по расчету фазового состояния и свойств газоконденсатных смесей. М.: Недра, 1984. — 264 с.
  18. Г. Р., Николаевский В. Н. Оценка некоторых вариантов разработки газоконденсатных месторождений методом математического баланса // Газовая промышленность. 1965. — № 10. — С. 52−53.
  19. Г. Р., Ширковский А. И. Аналитические методы исследования парожидкостного состояния природных углеводородных газов / Обз. Инф. Сер. Добыча. М.: ВНИИОЭНГ. — 1975. — 135 с.
  20. В.А. Диагностика состояния природных углеводородных систем в залежах. М.: Недра, 1992. — 128 с.
  21. В.Д., Кац P.M. Гидродинамические расчеты взаимного вытеснения жидкостей в пористой среде. М.: Недра, 1980. — 284 с.
  22. Движение углеводородных смесей в пористой среде / В. Н. Николаевский, Э. А. Бондарев, М. И. Миркин и др. М.: Недра, 1968. — 173 с.
  23. Д.В., Сергеев Е. И., Юрьев Д. А. Восстановление корректных pVT-свойств пластового флюида нефтегазоконденсатного месторождения с использованием физико-математического моделирования // Нефтяное хозяйство. -2008. -№ 1.-С. 35 -38.
  24. Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: учебник для ВУЗов. 2-е изд., перераб. и доп. — М.: Недра, 1998. — 365 с.
  25. Ю.П., Розенберг М. Д. О фильтрации многокомпонентных систем. НТС по добыче нефти. — Вып.18. — М.: Гостоптехиздат, 1962. — С. 9 — 13.
  26. С.Н. Разработка газовых и нефтегазоконденсатных месторождений. М.: Струна. — 1998. — 628 с.
  27. Иерархия явно-неявных разностных схем для решения задач многофазной фильтрации / H.A. Марченко, А. Х. Пергамент, С. Б. Попов и др. // Препринты ИПМ им. Келдыша. 2008. — № 97. — 17 с.
  28. Использование постоянно действующих моделей для повышения эффективности выработки запасов нефти / A.B. Давыдов, A.B. Черницкий, Е. В. Субботина и др. // Интервал. 2002. — № 9. — С. 34 — 37.
  29. Исследование движения многокомпонентных смесей в пористой среде / А. К. Курбанов, М. Д. Розенберг, Ю. П. Желтов и др. / Теория и практика добычи нефти: ежегодник ВНИИ. М.: Недра, 1966. — С. 31 — 48.
  30. Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2002. — 140 с.
  31. A.B., Назаров A.B. Предпосылки вторичной добычи конденсата из техногенных оторочек // Наука и техника в газовой промышленности. — 2011.— № 2.-С. 56−61.
  32. Р. Течение жидкости через пористые материалы. М.: Мир, 1964.-350 с.
  33. П.П. Решение задач о контуре нефтеносности для круга / Доклады АН СССР, 1948. № 8. — Т. 60. — С. 1333 — 1334.
  34. .Б. Теоретические основы разработки месторождений природных газов. Москва — Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2002. -296 с.
  35. Л.С. Движение природных жидкостей и газов в пористой среде. -М.: Гостоптехиздат, 1947. 244 с.
  36. В.П. Области применения гидродинамических моделей трехфазной фильтрации «Техсхема» и нелетучей нефти // Нефтяное хозяйство. 2002. -№ 8. — С. 44 — 47.
  37. М. Физические основы добычи нефти. М.: Гостоптехиздат, 1953.-606 с.
  38. Методические рекомендации по применению Классификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов, утвержденной Приказом Министерства природных ресурсов РФ № 298 от 01 ноября 2005 г. / Приказ Минприроды РФ № 23-р от 05.04.2007 г.
  39. А.Г., Журавлев Я. Е., Хамзин A.B. Подходы к созданию фильтрационной модели многопластового газоконденсатного месторождения Сургил // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. М.: ВНИИОЭНГ, 2009. -№ 12.-С. 48.
  40. Многомерная и многокомпонентная фильтрация: Справочное пособие / С. Н. Закиров, Б. Е. Сомов, В. Я. Гордон и др. М.: Недра, 1988. — 335 с.
  41. Моделирование разработки месторождений природных газов с воздействием на пласт / P.M. Тер-Саркисов, H.A. Гужов, A.A. Захаров и др. М.: Недра, 2004. — 590 с.
  42. A.B. Оптимизация вычислительного процесса при создании гидродинамических симуляторов // Газовая промышленность. 2011. — № 4. — С. 24−26.
  43. A.B., Северинов Э. В. Математическая модель трехфазного трехкомпонентного течения // Обз. инф. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ИРЦ Газпром. — 2003. — 73 с.
  44. Научные основы разработки нефтяных месторождений / А. П. Крылов, М. М. Глоговский, М. Ф. Мирчинк и др. М., Гостоптехиздат, 1949. — 415 с.
  45. В.Н. О выборе системы уравнений фильтрации газоконденсатных смесей. Изв. АН Азерб. ССР, сер. reo л.-географ, наук. — № 1.1965.-С. 91−96.
  46. Об использовании модели Маскета-Мереса для описания трехфазной фильтрации в процессах разработки нефтяных и нефтегазовых залежей / P.M. Кац, A.C. Кундин, В. А. Рождественский и др. Тр. ВНИИ, 1983. — Вып. 83. -С. 95- 102.
  47. E.H., Ибрагимова Р. К. Опыт гидродинамического моделирования на примере Шумшинского месторождения Урайского района // Нефтяное хозяйство. 2008. — № 8. — С. 55 — 57.
  48. Прогнозирование сайклинг-процесса с использованием модели black oil / С. Н. Закиров, А. И. Брусиловский, Э. С. Закиров и др. // Газовая промышленность. 1998. — № 7. — С. 54 — 56.
  49. И.П., Шаламов М. А. Моделирование горизонтальных и многозабойных скважин на начальной стадии разработки на примере Северо-Тарховского месторождения // Нефтепромысловое дело. М.: ОАО ВНИИОЭНГ, 2004.-№ 1.-С. 9- 12.
  50. РД 153−39.0−047−00. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. -М: Минтопэнерго РФ, 2000. 130 с.
  51. В.А., Шовкринский Г. Ю. Математическая двумерная модель трехфазной фильтрации сжимаемых жидкостей / Тр. ВНИИнефть. 1982. -Вып. 79.-С. 105−113.
  52. М.Д., Кундин С. А. Многофазная многокомпонентная фильтрация при добыче нефти и газа. М.: Недра, 1976. — 335 с.
  53. Садых-заде Э.С., Разамат М. С. Влияние начальной углеводородной жидкой фазы в газоконденсатных месторождениях на потери и коэффициент извлечения конденсата // Геология нефти и газа. 1989. — № 10. — С. 26 — 30.
  54. С.Г., Шилов A.B. Особенности геологического строения и разработки Сугмутского месторождения // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2000. — № 11. — С. 11 — 14.
  55. Свойства природных углеводородных систем в околокритическом состоянии / Брусиловский А. И., Назаров A.B., Петров Г. В. и др / Обз.инф. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ИРЦ Газпром. — 1998. — 56 с.
  56. Г. С. Фазовые превращения в месторождениях нефти и газа. -М.: Недра, 1983.- 181 с.
  57. И.А. Модель трехфазной фильтрации с переменным давлением насыщения / Тр. ВНИИнефть, 1988. Вып. 102. — С. 81 — 87.
  58. С.А. Неустановившееся течение жидкости и газа в пористой среде при резких изменениях давления во времени при больших градиентах пористости / ФТПРПИ № 1, Новосибирск: Наука, 1985. С. 3 — 18.
  59. .В. Об уравнениях трехфазной фильтрации при неполном насыщении жидких фаз газом / Тр. ВНИИнефть, 1991. Вып. 106. — С. 39 — 46.
  60. .В. Численное моделирование трехфазной фильтрации (нефти, воды и газа) с переменным давлением насыщения на основе полностью консервативной разностной сетки / Тр. ВНИИнефть, 1995. Вып. 120. -С. 79−88.
  61. .В. Численное решение двумерных задач трехфазной фильтрации / Тр. ВНИИнефть. 1976. Вып. 55. — С. 172 — 184.
  62. Г. А., Кан С.А., Хаджиханов Б. А. Определение оптимального способа закачки воды в нефтегазоконденсатую залежь // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. М.: ВНИИОЭНГ, 2009. — № 12. — С. 13−17.
  63. Ahmed Tarek Н. Hydrocarbon Phase Behavior. Gulf Publication Company, Houston, 1989.-424 p.
  64. Aziz K. Ten golden rules for simulation engineers // Journal of Petroleum
  65. Technology. Volume 41. — № 11. — 1989. — Pp. 1157.
  66. Behrens R., Sandler S. The Use of Semi-Continuous Description to Model the C7+ Fraction in EOS Calculations // SPE Reservoir Engineering. Volume 3. — № 3. -20−23 April 1986. — Pp. 1041 — 1047.
  67. Brusilovsky A.I. Mathematical Simulation of Phase Behavior of Multicompo-nent System at High Pressures with an Equation-of-State // SPE Reservoir Engineering.- 1992.-№ l.-Pp. 117−122.
  68. Buckley S.E., Leverett M.C. Mechanism of fluid displacement in sands // Transactions AIME. Volume 446. — 1942. — Pp. 107 — 116.
  69. Coats K.H. Simulation of Gas-Condensate Reservoir Performance // Journal of Petroleum Technology. October 1985. — Pp. 1870 — 1886.
  70. Coats K.H. Smart G.T. Application of a Regression Based Equation of State PVT Program to Laboratory Data // SPE Reservoir Engineering. Volume 1. — № 3. -1986.-Pp. 277−299.
  71. Cook R.E., Jacoby R.H., Ramesh A.B. A Beta-Type Reservoir Simulator for Approximating Compositional Effects During Gas Injection // SPE Journal. Volume 14.-№ 15.-October 1974.-Pp. 471−481.
  72. Danesh A. PVT and Phase Behaviour of Petroleum Reservoir Fluids. Developments in Petroleum Science. — Volume 47. — Amsterdam: Elsevier, 1998. — 388 p.
  73. Drohm J.K., Trengove R., Goldthorpe W.H. On the Quality of Data From Standard Gas-Condensate PVT Experiments // Paper SPE 17 768. 13−15 June 1988.
  74. El-Banbi A.H., Ahmed H., Forrest J.K., Fan L., McCain W.D. Jr. Producing Rich-Gas-Condensate Reservoirs Case History and Comparison Between Compositional and Modified Black-Oil Approaches // Paper SPE 58 988. — 1−3 February 2000.
  75. El-Banbi A.H., Fattah K.A., Sayyouh M.H., Cairo U. New Modified Black-Oil Correlations for Gas Condensate and Volatile Oil Fluids // Paper SPE 102 240. -24−27 September 2006.
  76. Fattah A., El-Banbi K., Ahmed H., Sayyouh M.H. Study Compares PVT Calculation Methods for Non Black Oil Fluids // Oil & Gas Journal. Volume 104. -№ 12. — 27 March 2006. — Pp. 35 — 39.
  77. Fevang O., Singh K., Whitson C.H. Guidelines for Choosing Compositional and Black-Oil Models for Volatile Oil and Gas-Condensate Reservoirs // Paper SPE 63 087.- 1−4 October 2000.
  78. Galic H., Cawley S., Bishop S., Todman S., Gas F. C02 Injection Into Depleted Gas Reservoirs // Paper SPE 123 788. 8−11 September 2009.
  79. Gasem K.A.M., Gao W., Pan Z., Robinson R. L. A modified temperature dependence for the Peng-Robinson equation of state // Fluid Phase. Equilibria. Volume 181.-May 2001.-Pp. 113−125.
  80. Geiger S., Matthai S., Niessner J., Helmig R. Black-Oil Simulations for Three-Component, Three-Phase Flow in Fractured Porous Media // SPE Journal. Volume 14. — № 2. — June 2009. — Pp. 338 — 354.
  81. Ghorayeb K., Aziz R.M., Limsukhon M., Al-Anzi E. Innovative Alternative to Full-Field Compositional Modeling Case Study of the North Kuwait Jurassic Complex // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. — Volume 14. — № 3. — June 2011. -Pp. 332 — 344.
  82. Ghorayeb K., Holmes J. Black-Oil Delumping Techniques Based on Compositional Information From Depletion Processes // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. Volume 10. — № 5. — Oktober 2007. — Pp. 489 — 499.
  83. Ghorayeb K., Holmes J., Torrens R., Grewal B. A General Purpose Controller for Coupling Multiple Reservoir Simulations and Surface Facility Networks // Paper SPE 79 702. 3−5 February 2003.
  84. Gibbs J.W. The scientific papers, Volume 1: Termodynamics. N. Y., 1906.-434 p.
  85. Guo T.M., Du L. A three-paramater cubic equation of state for reservoir fluids // Fluid Phase Equilibria. Volume 52. — December 1989. — Pp. 47−57.
  86. Hoffman A.E., Crump J.S., Hocott C.R. Equilibrium Constants of a Gas-Condensate System // Journal of Petroleum Technology. Volume 5. — № 1. — January 1976.-Pp. 1 — 10.
  87. Hosein R. Phase Behaviour of Trinidad Gas Condensates. Ph.D. Dissertation, The University of the West Indies, St Augustine, Trinidad, March 2004 // http://hdl.handle.net/2139/1891.
  88. Hosein R., Dawe R.A. Tuning of the Peng-Robinson Equation of State for Gas Condensate Simulation Studies // Paper SPE 158 882-MS. 11−13 June 2012.
  89. Hosein R, Dawe R., Amani M. Peng-Robinson Equation of State Predictions for Gas Condensate Before and After Lumping // Advances in Petroleum Exploration and Development. Volume 2. — № 2. — 2011. — Pp. 41 — 46.
  90. Jhavery B.S., Youngren G.K. Three-parameter modification of the Peng-Robinson equation of state to improve volumetric predictions // SPE Reservoir Engineering. Volume 3. — № 3. — August 1988. — Pp. 1033 — 1040.
  91. Jossi J. A., Stiel L.I., Thodos G. The Viscosity of Pure Substancesin the Dense Gaseous and Liquid Phases // AIChE Journal. Volume 8. — Issue 1. — March 1962. -Pp. 59−63.
  92. Kniazeff V.I., Navill S.A. Two-Phase Flow of Volatile Hydrocarbons // SPE Journal. Volume 5. — № 1. — March 1965. — Pp. 37 — 44.
  93. Lantz R.B. Rigorous Calculation of Miscible Displacement Using Immiscible Reservoir Simulators // SPE Journal.- Volume 10.- № 2.- June 1970.-Pp. 192−202.
  94. Lawrence J.J., Gupta D.K. Quality Assessment And Consistency Evaluation Of Hydrocarbon PVT Data // Paper SPE 13 784-MS. 7−9 December 2009.
  95. Lohrenz J., Bray B.G., Clark C.R. Calculating Viscosities of Reservoir Fluids From Their Compositions // Journal of Petroleum Technology. Volume 16. — № 10. -Oktober 1964. — Pp. 1171−1176.
  96. McVay D.A. Generation of PVT Properties For Modified Black-Oil Simulation of Volatile Oil and Gas Condensate Reservoirs / Ph.D. Thesis, Texas A&M University, College Station, Texas, December 1994.
  97. Nasrifar Kh., Moshfeghian M. A new cubic equation of state for simple fluids: pure and mixture // Fluid Phase Equilibria. Volume 190. — № 1 — 2. — November 2001.-Pp. 73 -88.
  98. Oldenburg C.M., Pruess K. EOS7C: Gas reservoir simulation for TOUGH2 // Earth Sciences Division, Lawrence Berkeley National Laboratory Report, Berkeley, 2000.
  99. Oldenburg C.M., Pruess K., Benson S.M. Process modeling of CO2 injection into natural gas reservoirs for carbon sequestration and enhanced gas recovery // Energy & Fuels. Volume 15. — № 2. — February 2001. — Pp. 293 — 298.
  100. Olmos Torres T.R. Analysis of Operative Variables for Establishing a Procedure To Obtain Representative Fluid Samples in Gas/Condensate Fields // Paper SPE 139 141-MS. 1−3 December 2010.
  101. Pedersen K.S., Fredenlund A., Thomassen P. Properties of Oil and Natural Gases. Huston: Gulf Publishing Co, 1989. — 252 p.
  102. Peng D.Y., Robinson D.B. A New Two-Constant Equation of State // Industrial and Engineering Chemistry Fundamentals. Volume 15. — № 1. -February 1976. -Pp. 59 — 64.
  103. Ramharack R., Aminian K., Ameri S. Impact of Carbon Dioxide Sequestration in Gas/Condensate Reservoirs // Paper SPE 139 083-MS. 12−14 October 2010.
  104. Rappoport L.A., Leas W.I. Properties of linear waterfloods / L.A. Rappoport, W.I. Leas // Journal of Petroleum Technology. Volume 5. — № 5. — May 1953. -Pp. 139- 148.
  105. Reudelhuber F.O., Hinds R.F. Compositional Material-Balance Method for Prediction of Recovery From Volatile Oil Depletion Drive Reservoirs // Journal Petroleum Transactions, AIME. Volume 210. — 1957. — Pp. 19 — 26.
  106. Robinson R.L. Chao Kwang-CHu A Correlation of Vaporization Equilibrium Ratios for Gas Processing Systems // Industrial and Engineering Chemistry Process Design and Development. Volume 10. — № 2. — April 1971. — Pp. 221 — 229.
  107. Shank G.D., Vestal C.R. Practical techniques in two-pseudocomponent black-oil simulation // SPE Reservoir Engineering. Volume 4. — № 2. — May 1989.1. Pp. 244 252.
  108. Slobod R.L., Koch H.A. High Pressure Gas Injection Mechanism of Recovery Increase // Paper SPE 53−082. Drilling and Production Practice, 1953.
  109. Soave G. Equilibrium constants from a modified Redlich-Kwong equation of state// Chemical Engineering Science. Volume 27. — № 6. — June 1976. -Pp. 1197- 1203.
  110. Spivak A., Dixon T.N. Simulation of Gas-Condensate Reservoirs // Paper SPE 4271.- 10−12 January 1973.
  111. Stryjek R. Vera J.H. PRSV: An improved Peng-Robinson equation of state for pure compounds and Mixtures // The Canadian Journal of Chemical Engineering. -Volume 64. № 2. — April 1986. — Pp. 323 — 333.
  112. Todd M.R., Longstaff W.J. The Development, Testing, and Application Of a Numerical Simulator for Predicting Miscible Flood Performance // Journal of Petroleum Technology. Volume 24. — № 7. — July 1972. — Pp. 874 — 882.
  113. Trangenstein J.A., Bell J.B. Mathematical Structure of the Black-Oil Model for Petroleum Reservoir Simulation // SIAM Journal on Applied Mathematics (Society for Industrial and Applied Mathematics). Volume 49. — № 3. — 1989. — Pp. 749 — 783.
  114. Valderrama J.O. A generalized Patel-Teja equation of state for polar and nonpolar fluids and their mixtures // Journal Of Chemical Engineering Of Japan. Volume 23,-№ 1, — 1990. -Pp. 87−91.
  115. Van der Waals J.D. The equation of state for gases and liquids // Nobel Lectures. 12 December 1910. — Pp. 254 — 265.
  116. Voskov D.V., Younis R., Tchelepi H.A. Nonlinear General Nonlinear Solution Strategies for Multiphase Multicomponent EoS Based Simulation // Paper SPE 118 996. 2−4 February 2009.
  117. Walsh M.P., Towler B.F. Method Computes PVT Properties for Gas Condensate // Oil & Gas Journal. Volume 93. — № 31. — 31 July 1995. — Pp. 83 — 86.
  118. Weisenborn (Toon) A.J., Shell U.K. Compositional integrated subsurface-surface modeling // Paper SPE 65 158. 24−25 October 2000.
  119. Welge H.J., Johnson E.F., Erving S.P., Brinkman F.H. The Linear Displacement of Oil from Porous Media by Enriched Gas // Journal of Petroleum Technology. -August 1961. Pp. 787 — 796.
  120. Whitson C.H. Characterizing Hydrocarbon Plus Fractions // Paper EUR 183presented at the European Offshore Petroleum Conference and Exhibition in London, 21−24 October 1980. Pp. 21 — 24.
  121. Whitson Curtis H., Brule Michael R. Phase Behavior. Society of Petroleum Engineers, Richardson, Texas, 2000. — 240 p.
  122. Whitson C.H., Torp S.B. Evaluating Constant-Volume-Depletion Data // Paper SPE 10 067. 5−7 Oktober 1981, also Journal of Petroleum Technology. — March 1983.-Pp. 610−620.
  123. Zaydullin R., Voskov D.V., Tchelepi H.A. Nonlinear Formulation Based on EoS-free Method for Compositional Flow Simulation // Paper SPE 146 989. 30 October — 2 November 2011.
Заполнить форму текущей работой

Сессия? Спокойно!