RU2255217C2 - Способ прогнозирования изменения фракционного состава конденсата пластового газа в процессе разработки газоконденсатного месторождения - Google Patents

Способ прогнозирования изменения фракционного состава конденсата пластового газа в процессе разработки газоконденсатного месторождения Download PDF

Info

Publication number
RU2255217C2
RU2255217C2 RU2003126889/03A RU2003126889A RU2255217C2 RU 2255217 C2 RU2255217 C2 RU 2255217C2 RU 2003126889/03 A RU2003126889/03 A RU 2003126889/03A RU 2003126889 A RU2003126889 A RU 2003126889A RU 2255217 C2 RU2255217 C2 RU 2255217C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
condensate
gas
fraction
reservoir
content
Prior art date
Application number
RU2003126889/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2003126889A (ru
Inventor
Н.В. Долгушин (RU)
Н.В. Долгушин
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - ВНИИГАЗ"
Открытое акционерное общество "Газпром"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - ВНИИГАЗ", Открытое акционерное общество "Газпром" filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - ВНИИГАЗ"
Priority to RU2003126889/03A priority Critical patent/RU2255217C2/ru
Publication of RU2003126889A publication Critical patent/RU2003126889A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2255217C2 publication Critical patent/RU2255217C2/ru

Links

Images

Landscapes

  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Other Investigation Or Analysis Of Materials By Electrical Means (AREA)

Abstract

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проектирования разработки месторождений с высоким содержанием конденсата в пластовом газе, и может быть использовано при прогнозировании изменения фракционного состава конденсата (ФСК) пластового газа в процессе разработки. Техническим результатом изобретения является повышение точности прогнозирования изменения ФСК пластового газа в процессе разработки залежи на режиме истощения. Для этого осуществляют отбор проб газа сепарации и сырого конденсата из бомбы pVT и исследовательского сепаратора, исследование ФСК пластового газа и прогнозирование изменения ФСК с помощью графических зависимостей. Дополнительно проводят определение массового фракционного состава дегазированного конденсата, отобранного из бомбы установки pVT и исследовательского сепаратора при промысловых исследованиях путем отбора и исследования микропроб конденсата газохроматографическим методом по мере снижения давления в бомбе установки pVT. После чего с помощью аналитических зависимостей прогнозируют содержание конденсата для недонасыщенной и насыщенной залежей. После определения прогнозных значений содержания конденсата для недонасыщенной и насыщенной залежей уточняют значения их с помощью поправочных коэффициентов. Затем определяют расчетным путем содержание i-й фракции в составе дегазированного сепараторного конденсата. При этом на основании данных определения массового фракционного состава определяют содержание i-й фракции в составе всего пластового конденсата для начальных условий, а также определяют пластовые потери каждой фракции. На основании данных о содержании каждой фракции пластового конденсата в составе пластового газа для начальных условий и данных о пластовых потерях этих фракций в процессе разработки рассчитывают прогнозные зависимости содержания фракции конденсата в составе пластового газа в процессе разработки для насыщенной и недонасыщенной залежи по приведенным математическим зависимостям. Затем уточняют их значения с помощью поправочных коэффициентов, определяемых путем деления объемов сухого газа, находящегося в бомбе установки pVT в газовой и жидкой фазах, на объем сухого газа в газовой фазе и учитывающих растворение пластового газа в выпавшем сыром конденсате и определяемых на основании экспериментальных исследований. Затем рассчитывают ФСК путем деления значения содержания каждой фракции конденсата на значение содержания всего конденсата. 6 ил., 6 табл.

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проектирования разработки месторождений с высоким содержанием конденсата в пластовом газе, и может быть использовано при прогнозировании изменения фракционного состава конденсата пластового газа в процессе разработки.
Известен способ прогнозирования изменения фракционного состава и свойств конденсата в процессе разработки месторождения [1].
По известному способу прогнозирования изменения фракционного состава конденсата в процессе разработки газоконденсатного месторождения производят отбор проб газа сепарации и сырого конденсата из бомбы установки pVT и исследовательского сепаратора, исследуют фракционный состав конденсата пластового газа и прогнозируют изменение фракционного состава конденсата с помощью графических зависимостей на основании данных о пластовых потерях конденсата и фракционного состава конденсата для начальных условий. С помощью графических зависимостей можно прогнозировать изменение фракционного состава конденсата на различных этапах разработки газоконденсатного месторождения.
Недостатком известного способа прогнозирования фракционного состава конденсата пластового газа в процессе разработки газоконденсатных месторождений, взятого нами в качестве прототипа, является недостаточная точность прогнозирования изменения фракционного состава конденсата пластового газа в процессе разработки газоконденсатного месторождения.
Задачей разработанного способа является повышение точности прогнозирования изменения фракционного состава конденсата пластового газа в процессе разработки газоконденсатной залежи с высоким содержанием конденсата на режиме истощения.
Поставленная задача в способе прогнозирования изменения фракционного состава конденсата пластового газа в процессе разработки газоконденсатного месторождения для залежей с высоким содержанием конденсата, включающем отбор проб газа сепарации и сырого конденсата из бомбы pVT и исследовательского сепаратора, исследование фракционного состава конденсата пластового газа и прогнозирование изменения фракционного состава конденсата с помощью графических зависимостей, решается тем, что проводят определение массового фракционного состава дегазированного конденсата, отобранного из бомбы установки pVT и исследовательского сепаратора при промысловых исследованиях путем отбора и исследования микропроб конденсата газохроматографическим методом по мере снижения давления в бомбе установки pVT, после чего с помощью аналитических зависимостей прогнозируют содержание конденсата для недонасыщенной залежи по формуле
Figure 00000002
где n - количество этапов; m - порядковый номер этапа;
Figure 00000003
- начальное содержание конденсата в пластовом газе, г/м3;
Figure 00000004
- относительный отбор сухого газа при снижении пластового давления от начального до давления начала конденсации;
Figure 00000005
- содержание конденсата в пластовом газе в конце m-го этапа, г/м3;
Figure 00000006
- относительный отбор сухого газа при снижении пластового давления от давления начала конденсации до атмосферного;
Figure 00000007
- пластовые потери конденсата в конце m-го этапа, г/м3;
после чего содержание конденсата для насыщенной залежи определяют по формуле
Figure 00000008
где
Figure 00000009
- относительный отбор газа при снижении давления от начального до 0,101 МПа, затем после определения прогнозных значений содержания конденсата для недонасыщенной и насыщенной залежей уточняют значения их с помощью поправочных коэффициентов, определяемых путем деления объемов сухого газа, находящегося в бомбе установки pVT в газовой и жидкой фазах, на объем сухого газа в газовой фазе, учитывающих растворение пластового газа в выпавшем сыром конденсате и определяемых на основании экспериментальных исследований, после чего определяют расчетным путем содержание i-й фракции в составе дегазированного сепараторного конденсата, при этом на основании данных определения массового фракционного состава его определяют содержание i-й фракции в составе всего пластового конденсата для начальных условий путем суммирования соответствующих фракций газовых потоков и дегазированного конденсата, а также определяют пластовые потери каждой фракции и на основании данных о содержании каждой фракции пластового конденсата в составе пластового газа для начальных условий и данных о пластовых потерях этих фракций в процессе разработки рассчитывают прогнозные зависимости содержания фракции конденсата в составе пластового газа в процессе разработки для недонасыщенной залежи по формуле:
Figure 00000010
Figure 00000011
где n - количество этапов; m - порядковый номер этапа;
Figure 00000012
-содержание i-й фракции конденсата в составе пластового газа при начальных условиях, г/м3;
Figure 00000013
- относительный отбор сухого газа при снижении пластового давления от начального до давления начала конденсации;
Figure 00000014
- относительный отбор сухого газа при снижении пластового давления от давления начала конденсации до атмосферного;
Figure 00000015
- содержание i-й фракции конденсата в составе пластового газа в конце m-го этапа, г/м3;
Figure 00000016
- пластовые потери i-й фракции в конце m-го этапа, при этом содержание конденсата для насыщенной газоконденсатной залежи определяют по формуле
Figure 00000017
и после определения прогнозных зависимостей содержания фракции конденсата в составе пластового газа в процессе разработки для недонасыщенной и насыщенной газоконденсатных залежей уточняют значения их с помощью поправочных коэффициентов, определяемых путем деления объемов сухого газа, находящегося в бомбе установки pVT в газовой и жидкой фазах, на объем сухого газа в газовой фазе и учитывающих растворение пластового газа в выпавшем сыром конденсате и определяемых на основании экспериментальных исследований, а фракционный состав пластового конденсата рассчитывают путем деления значения содержания каждой фракции конденсата на значение содержания всего конденсата.
Существенными отличительными признаками заявленного изобретения является следующее:
- проводят определение массового фракционного состава дегазированного конденсата, отобранного из бомбы установки pVT и исследовательского сепаратора при промысловых исследованиях путем отбора и исследования микропроб конденсата газохроматографическим методом по мере снижения давления в бомбе установки pVT;
- прогнозируют содержание конденсата для недонасыщенной залежи по формуле (1); для насыщенной - по формуле (2);
- определяют расчетным путем содержание i-й фракции в составе дегазированного сепараторного конденсата:
- определяют содержание i-й фракции в составе всего пластового конденсата для начальных условий и в составе выпавшего в пласте конденсата на разных этапах разработки путем суммирования соответствующих фракций газовых потоков и дегазированного конденсата;
- определяют пластовые потери каждой фракции и на основании данных о содержании каждой фракции пластового конденсата в составе пластового газа для начальных условий и данных о пластовых потерях этих фракций в процессе разработки рассчитывают прогнозные зависимости содержания фракции конденсата в составе пластового газа в процессе разработки для недонасыщенной залежи по формуле (3), для насыщенной - по формуле (4); уточняют значения их с помощью поправочных коэффициентов, определяемых путем деления объемов сухого газа, находящегося в бомбе установки pVT в газовой и жидкой фазах, на объем сухого газа в газовой фазе и учитывающих растворение пластового газа в выпавшем сыром конденсате и определяемых на основании экспериментальных исследований, а фракционный состав пластового конденсата рассчитывают путем деления значения содержания каждой фракции конденсата на значение содержания всего конденсата.
Заявителю представляется, что существенные отличительные признаки, изложенные в отличительной части формулы изобретения, являются новыми, так как ни из практики способ прогнозирования изменения фракционного состава конденсата пластового газа в процессе разработки, ни из информационных и патентных источников не были нам ранее известны.
Изобретательский уровень заявляемого изобретения, по мнению заявителя, не вызывает сомнения, так как существенные отличительные признаки изобретения в совокупности с известными позволяют решить задачу, поставленную изобретением, и являются неочевидными для специалистов в данной области знаний.
Заявленное техническое решение апробировано при исследовании скв. 19 Печорогородского газоконденсатного месторождения. Поэтому мы считаем, что заявленный способ соответствует критерию "промышленная применимость".
Способ прогнозирования фракционного состава конденсата пластового газа в процессе разработки был осуществлен с помощью экспериментальных исследований на бомбе установки pVT и исследовательского сепаратора при промысловых исследованиях путем отбора и исследования микропроб конденсата газохроматографическим методом по мере снижения давления в бомбе установки pVT, после чего с помощью аналитических зависимостей прогнозируют содержание конденсата для недонасыщенной залежи по формуле (1), после чего содержание конденсата для насыщенной залежи определяют по формуле (2), затем после определения прогнозных значений содержания конденсата для недонасыщенной и насыщенной залежей уточняют значения их с помощью поправочных коэффициентов, определяемых путем деления объемов сухого газа, находящегося в бомбе установки pVT в газовой и жидкой фазах, на объем сухого газа в газовой фазе, учитывающих растворение пластового газа в выпавшем сыром конденсате и определяемых на основании экспериментальных исследований, после чего определяют расчетным путем содержание i-й фракции в составе дегазированного сепараторного конденсата, при этом на основании данных определения массового фракционного состава его определяют содержание i-й фракции в составе всего пластового конденсата для начальных условий путем суммирования соответствующих фракций газовых потоков и дегазированного конденсата, а также определяют пластовые потери каждой фракции и на основании данных о содержании каждой фракции пластового конденсата в составе пластового газа для начальных условий и данных о пластовых потерях этих фракций в процессе разработки рассчитывают прогнозные зависимости содержания фракции конденсата в составе пластового газа в процессе разработки для недонасыщенной залежи по формуле (3).
Формула (3) выведена из условия, что весь сухой газ находится в газовой фазе, но часть его растворится в выпавшем сыром конденсате. Для учета этого явления уточняем полученные значения с помощью поправочных коэффициентов, определяемых на основании экспериментальных исследований путем деления объемов сухого газа, находящегося в бомбе установки pVT в газовой и жидкой фазах, на объем сухого газа в газовой фазе и учитывающих растворение пластового газа в выпавшем сыром конденсате. Результаты определения их приведены в табл. 1.
Содержание фракции конденсата для насыщенной залежи определяют по формуле (4) и после определения прогнозных зависимостей содержания фракции конденсата в составе пластового газа в процессе разработки для недонасыщенной и насыщенной газоконденсатных залежей уточняют значения их с помощью поправочных коэффициентов, определяемых путем деления объемов сухого газа, находящегося в бомбе установки pVT в газовой и жидкой фазах, на объем сухого газа в газовой фазе и учитывающих растворение пластового газа в выпавшем сыром конденсате и определяемых на основании экспериментальных исследований, а фракционный состав пластового конденсата рассчитывают путем деления значения содержания каждой фракции конденсата на значение содержания всего конденсата.
Массовый фракционный состав конденсата определяют по следующим фракциям: нк-100°С (соответствует углеводородам С5-С7), 100-125°С (соответствует углеводородам С8), 125-150°С (соответствует углеводородам С9), 150-177°С (соответствует углеводородам С10), 177-200°С (соответствует углеводородам С11), 200°С - кк (соответствует углеводородам C12+в).
Способ прогнозирования фракционного состава конденсата пластового газа в процессе разработки рассмотрим на примере результатов исследований скв. 19 Печорогородского месторождения, где рпл - пластовое давление равно 36,54 МПа; рнк - пластовое давление начала конденсации, равное 34,2 МПа;
Figure 00000018
- начальное содержание конденсата в пластовом газе, равное 397 г/м3;
Figure 00000019
- относительный отбор сухого газа при снижении пластового давления от начального до давления начала конденсации, равный 0,036;
Figure 00000020
- относительный объем сухого газа, растворенного в выпавшем сыром конденсате при давлении 0,101 МПа, равный 0,004.
Вначале проводим прогнозирование содержания конденсата для недонасыщенной и насыщенной залежей по формуле (1) и (2) и с помощью поправочных коэффициентов, определяемых на основании экспериментальных исследований путем деления объемов сухого газа, находящегося в бомбе установки pVT в газовой и жидкой фазах, на объем сухого газа в газовой фазе и учитывающих растворение пластового газа в выпавшем сыром конденсате. Результаты исследований и расчетов приведены в табл. 1 и на фиг.1-3. После решения задачи прогноза газоконденсатной характеристики переходим к решению задачи прогнозирования изменения фракционного состава конденсата пластового газа и конденсата, выпадающего в пласте. В процессе лабораторных исследований определяют массовый фракционный состав дегазированного конденсата, отобранного из сепаратора и бомбы установки pVT путем отбора и исследования микропроб конденсата газохроматографическим методом по мере снижения давления в бомбе установки pVT. Результаты исследований приведены в табл. 3. Сначала рассчитывают содержание фракций в дегазированных конденсатах.
Определяют содержание i-й фракции в составе дегазированного сепараторного конденсата по формуле
Figure 00000021
где qкпг - содержание конденсата в пластовом газе, г/м3;
Figure 00000022
- содержание i-й фракции в составе дегазированного конденсата, соответственно мас.%.
Результаты расчетов приведены в табл. 3.
Определяют содержание i-й фракции в составе всего пластового конденсата для начальных условий по формуле
Figure 00000023
где
Figure 00000024
Figure 00000025
Figure 00000026
- содержание i-й фракции пластового конденсата в составе газов сепарации, дегазации и дегазированного конденсата, соответственно г/м3, которые определяют по формулам
Figure 00000027
Figure 00000028
Figure 00000029
где
Figure 00000030
Figure 00000031
Figure 00000032
- содержание i-й фракции пластового конденсата в составе газов сепарации, дегазации и дегазированного конденсата, соответственно мас.%.
Результаты расчетов приведены в табл. 5.
Содержание фракции конденсата в составе всего конденсата определяют путем суммирования соответствующих фракций газовых потоков и дегазированного конденсата. Но, учитывая, что обычно не проводится исследование состава газов с определением индивидуальных компонентов до С9+в и C12+B, в этом случае конденсат, содержащийся в газах, необходимо относить к фракции нк-100°С. Тогда содержание фракции нк-100°С в составе конденсата пластового газа будет определяться по формуле
Figure 00000033
Рассчитывают содержание фракций в составе пластового конденсата для начальных условий и в составе ретроградного конденсата (выпавшего в пласте). В табл. 2, 3 приведены исходные данные для расчета. В табл. 3 приведены также результаты расчетов содержания каждой фракции в составе конденсата пластового газа и ретроградного конденсата. Пластовые потери каждой фракции приведены на фиг.4, 5. Для каждой фракции выведены уравнения пластовых потерь, которые соответствуют следующим зависимостям:
Figure 00000034
По этим уравнениям рассчитывают пластовые потери каждой фракции к концу каждого этапа разработки. Данные расчетов приведены в табл. 4.
Затем на основании данных о содержании каждой фракции пластового конденсата в составе пластового газа для начальных условий и данных о пластовых потерях этих фракций в процессе разработки рассчитывают прогнозные зависимости содержания фракции конденсата в составе пластового газа в процессе разработки для недонасыщенной залежи.
Фракционный состав пластового конденсата рассчитывают путем деления значения содержания каждой фракции конденсата на значение содержания всего конденсата.
Результаты прогнозных значений содержания фракций конденсата в пластовом газе при разработке залежи на режиме истощения приведены в табл. 5 и на фиг.6, массовый фракционный состав конденсата пластового газа представлен в табл. 6.
Заявленное техническое решение в сравнении с прототипом позволяет с удовлетворительной для практики точностью прогнозировать изменение фракционного состава конденсата, выпадающего в пласте и добываемого в составе пластового газа.
Figure 00000035
Figure 00000036
Figure 00000037
Figure 00000038
Figure 00000039
Figure 00000040
Источник информации принятый во внимание при экспертизе заявки:
1. Гриценко А.И., Островская Т.Д., Юшкин В.В. Углеводородные конденсаты месторождений природного газа. - М.: Недра. - С.54-55 (Прототип).

Claims (1)

  1. Способ прогнозирования изменения фракционного состава конденсата пластового газа в процессе разработки газоконденсатного месторождения для залежей с высоким содержанием конденсата, включающий отбор проб газа сепарации и сырого конденсата из бомбы pVT и исследовательской аппаратуры, исследование фракционного состава конденсата пластового газа и прогнозирование изменения фракционного состава конденсата с помощью аналитических зависимостей, отличающийся тем, что проводят определение массового фракционного состава дегазированного конденсата, отобранного из бомбы pVT и исследовательского сепаратора при промысловых исследованиях путем отбора и исследования микропроб конденсата газохроматографическим методом по мере снижения давления в бомбе pVT, после чего с помощью аналитических зависимостей прогнозируют содержание конденсата для недонасыщенной залежи по формуле:
    Figure 00000041
    где n - количество этапов; m - порядковый номер этапа;
    Figure 00000042
    - начальное содержание конденсата в пластовом газе, г/м3;
    Figure 00000043
    - относительный отбор сухого газа при снижении пластового давления от начального до давления начала конденсации;
    Figure 00000044
    - содержание конденсата в пластовом газе в конце m-го этапа, г/м3;
    Figure 00000045
    - относительный отбор сухого газа при снижении пластового давления от давления начала конденсации до атмосферного;
    Figure 00000046
    - пластовые потери конденсата в конце m-го этапа, г/м3,
    после чего содержание конденсата для насыщенной залежи определяют по формуле:
    Figure 00000047
    ,
    где
    Figure 00000048
    - относительный отбор газа при снижении давления от начального до 0,101 МПа,
    затем после определения прогнозных значений содержания конденсата для недонасыщенной и насыщенной залежей
    Figure 00000049
    уточняют значения их с помощью поправочных коэффициентов, определяемых путем деления объемов сухого газа, находящегося в бомбе установки pVT в газовой и жидкой фазах, на объем сухого газа в газовой фазе и учитывающих растворение пластового газа в выпавшем сыром конденсате и определяемых на основании экспериментальных исследований, после чего определяют расчетным путем содержание i-ой фракции в составе дегазированного сепараторного конденсата, при этом на основании данных определения массового фракционного состава его определяют содержание i-ой фракции в составе всего пластового конденсата для начальных условий путем суммирования соответствующих фракций газовых потоков и дегазированного конденсата, а также определяют пластовые потери каждой фракции и на основании данных о содержании каждой фракции пластового конденсата в составе пластового газа для начальных условий и данных о пластовых потерях этих фракций в процессе разработки рассчитывают прогнозные зависимости содержания фракции конденсата в составе пластового газа в процессе разработки для недонасыщенной залежи по формуле:
    Figure 00000050
    где
    Figure 00000051
    - содержание i-й фракции конденсата в составе пластового газа при начальных условиях, г/м3;
    Figure 00000052
    - относительный отбор сухого газа при снижении пластового давления от начального до давления начала конденсации;
    Figure 00000053
    - относительный отбор сухого газа при снижении пластового давления от давления начала конденсации до атмосферного;
    Figure 00000054
    - содержание i-й фракции конденсата в составе пластового газа в конце m-го этапа, г/м3;
    Figure 00000055
    - пластовые потери i-й фракции в конце m-го этапа,
    при этом содержание конденсата для насыщенной газоконденсатной залежи определяют по формуле:
    Figure 00000056
    и после определения прогнозных зависимостей содержания фракции конденсата в составе пластового газа в процессе разработки для недонасыщенной и насыщенной газоконденсатных залежей
    Figure 00000057
    уточняют значения их с помощью поправочных коэффициентов, определяемых путем деления объемов сухого газа, находящегося в бомбе установки pVT в газовой и жидкой фазах, на объем сухого газа в газовой фазе и учитывающих растворение пластового газа в выпавшем сыром конденсате и определяемых на основании экспериментальных исследований, а фракционный состав пластового конденсата рассчитывают путем деления значения содержания каждой фракции конденсата на значение содержания всего конденсата.
RU2003126889/03A 2003-09-03 2003-09-03 Способ прогнозирования изменения фракционного состава конденсата пластового газа в процессе разработки газоконденсатного месторождения RU2255217C2 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2003126889/03A RU2255217C2 (ru) 2003-09-03 2003-09-03 Способ прогнозирования изменения фракционного состава конденсата пластового газа в процессе разработки газоконденсатного месторождения

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2003126889/03A RU2255217C2 (ru) 2003-09-03 2003-09-03 Способ прогнозирования изменения фракционного состава конденсата пластового газа в процессе разработки газоконденсатного месторождения

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2003126889A RU2003126889A (ru) 2005-03-10
RU2255217C2 true RU2255217C2 (ru) 2005-06-27

Family

ID=35364340

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2003126889/03A RU2255217C2 (ru) 2003-09-03 2003-09-03 Способ прогнозирования изменения фракционного состава конденсата пластового газа в процессе разработки газоконденсатного месторождения

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2255217C2 (ru)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2586940C1 (ru) * 2015-02-26 2016-06-10 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" Экспресс-способ определения текущего содержания углеводородов c5+b в пластовом газе газоконденсатной скважины
CN106934084A (zh) * 2015-12-30 2017-07-07 中国石油天然气股份有限公司 一种带底油凝析气藏的相态拟合方法

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
ГРИЦЕНКО А.И. и др. Углеводородные конденсаты месторождений природного газа. - М.: Недра, 1982, с. 54-55. *

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2586940C1 (ru) * 2015-02-26 2016-06-10 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" Экспресс-способ определения текущего содержания углеводородов c5+b в пластовом газе газоконденсатной скважины
CN106934084A (zh) * 2015-12-30 2017-07-07 中国石油天然气股份有限公司 一种带底油凝析气藏的相态拟合方法

Also Published As

Publication number Publication date
RU2003126889A (ru) 2005-03-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Firoozabadi et al. Reservoir depletion calculations for gas condensates using extended analyses in the Peng‐Robinson equation of state
Vazquez et al. Correlations for fluid physical property prediction
EP2788754B1 (en) Method of characterizing chemical composition of crude oil for petroleum refinery processing
CA2998471C (en) Phase predictions using geochemical data
Kokal et al. Phase behavior and physical properties of CO2-saturated heavy oil and its constitutive fractions: Experimental data and correlations
Pedersen et al. On the dangers of “tuning” equation of state parameters
Yu et al. Phase behavior of reservoir fluids: supercritical carbon dioxide and cold lake bitumen
Mutelet et al. Study of benzyl-or cyclohexyl-functionalized ionic liquids using inverse gas chromatography
Mansour et al. A new estimating method of minimum miscibility pressure as a key parameter in designing CO2 gas injection process
Odden et al. Compound-specific carbon isotope analysis of natural and artificially generated hydrocarbons in source rocks and petroleum fluids from offshore Mid-Norway
Vogel et al. The effect of nitrogen on the phase behavior and physical properties of reservoir fluids
Sie et al. Laboratory experiments of field gas huff-n-puff for improving oil recovery from Eagle Ford Shale reservoirs
RU2255217C2 (ru) Способ прогнозирования изменения фракционного состава конденсата пластового газа в процессе разработки газоконденсатного месторождения
WO2013121204A2 (en) Hydrocarbon modelling
Luo et al. Ternary liquid–liquid equilibria for the system 2-methoxy-2-methylpropane+ m-cresol+ water at 298.15 and 313.15 K: experimental data and correlation
RU2586940C1 (ru) Экспресс-способ определения текущего содержания углеводородов c5+b в пластовом газе газоконденсатной скважины
Duan et al. Modeling the characterization of the plus fractions by using continuous distribution function
Hosein Phase behaviour of Trinidad gas condensates
RU2143065C1 (ru) Способ прогнозирования содержания конденсата в пластовом газе и его суммарной добычи для залежей с высоким содержанием конденсата
RU2327867C1 (ru) Способ прогнозирования изменения плотности пластового газа в процессе разработки газоконденсатных месторождений
Katanova et al. Forecasting formation losses of hydrocarbons in the process of development of oil and gas condensate deposits
RU2402792C1 (ru) Способ прогнозирования газонефтяных залежей
Khan et al. Liquid-Liquid equilibrium measurements analysis of synthetic multicomponent solvent (n-Pentane, n-Hexane, n-Heptane, Cyclo-Hexane, Toluene)/Bitumen System: Implications for solvent-aided in-situ bitumen extraction
RU2326242C2 (ru) Способ прогнозирования изменения коэффициента сверхсжимаемости пластового газа в процессе разработки газоконденсатных месторождений
Hiatt et al. Volatile organic compound determinations using surrogate-based correction for method and matrix effects

Legal Events

Date Code Title Description
PD4A Correction of name of patent owner
TK4A Correction to the publication in the bulletin (patent)

Free format text: AMENDMENT TO CHAPTER -PD4A- IN JOURNAL: 12-2011 FOR TAG: (73)

MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20110904