В статье рассмотрены известные корреляции и условия их применения при расчете PVT-свойств пластовой нефти, газа и воды для месторождений, расположенных на территории деятельности ООО «РН-Пурнефтегаз». Для корреляций, отвечающих условиям применимости на месторождениях ООО «РН-Пурнефтегаз», проведено сопоставление результатов лабораторного определения PVT-свойств с результатами расчета по корреляциям. По пластам или группам пластов каждого месторождения определены такие корреляции, которые дают минимальное рассогласование с лабораторными данными при расчете PVT-свойств. Разработана матрица применимости различных корреляций, в которой для каждого PVT-свойства для залежи или по группы залежей каждого месторождения приведены корреляции, позволяющие наиболее точно определить PVT-свойства. Найдены корреляции для определения газосодержания, объемного коэффициента, сжимаемости, вязкости нефти при заданных значениях давления, температуры, давления насыщения, соотношения плотностей нефти и воды, газа по воздуха. Выбраны корреляции для определения z-фактора и вязкости газа для заданного давления, температуры и соотношения плотностей газа и воздуха. Проанализированы корреляции для определения растворимости газа, плотности, сжимаемости и вязкости воды в зависимости от давления, температуры и минерализации. В соответствии с полученными результатами выполнены ревизия и корректировка альбома PVT-свойств. Представлена форма, разработанная для расчета PVT-свойств пластовых флюидов на основе корреляций. Отмечено, что уточненные PVT-свойства будут использованы при формировании технологического режима работы скважин, прогнозе объемов добычи растворенного газа, интерпретации результатов гидродинамических исследований скважин, а также при проектировании разработки месторождений.
Список литературы
1. Новый подход к выбору корреляций для оценки PVT-свойств пластовых нефтей / Р.А. Хабибуллин, М.М. Хасанов, А.И. Брусиловский [и др.] // SPE-171241-RU. – 2014. – DOI:10.2118/171241-MS.
2. Анализ корреляционных моделей Black Oil для оценки pvt свойств / Р.А. Хабибуллин, М.М. Хасанов, А.И. Одегов [и др.] // SPE-176596-RU. – 2015. – DOI:10.2118/176596-RU.
3. McCain W.D., Spivey J.P., Lenn C.P. Petroleum Reservoir Property Correlations. – Tulsa: PennWell, 2011. – 219 p.
4. Larry W.L. Petroleum Engineering Handbook. – SPE, 2006. – 864 p.
5. Al-Marhoun M.A. Evaluation of empirically derived pvt properties for Middle East crude oils // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2004. – V. 42. – P. 209–221.
6. Dindoruk B., Christman P.G. PVT properties and viscosity correlations for Gulf of Mexico oils // // SPE-71633-MS. – 2001. – https://doi.org/10.2118/71633-MS
7. De Ghetto G., Villa M. Reliability Analysis on PVT Correlations // SPE-28904-MS. – 1994. – https://doi.org/10.2118/28904-MS
8. Lee S. T., Chien M. C. H. A New Multicomponent Surface Tension Correlation Based on Scaling Theory // SPE-12643-MS. – 1984. – https://doi.org/10.2118/12643-MS
9. Yarborough L., Hall K.R. How to solve equations of state for z-factors // Oil and Gas J. – 1974. – Feb. 18. – Р. 86–88.
10. Sutton R.P. Marathon Oil Co. Fundamental PVT Calculations for Associated and Gas/Condensate Natural Gas Systems // // SPE-97099-MS. – 2005. – https://doi.org/10.2118/97099-MS
11. СТО 51.00.021-84. Расчет состава и свойств нефти, газа и воды нефтяных месторождений Главтюменнефтегаза. – Тюмень: СибНИИНП, 1985. – 39 с.
12. Al-Shammasi A.A. A Review of Bubblepoint Pressure and Oil Formation Volume Factor Correlations // SPE-71302-PA. – 2001. – https://doi.org/10.2118/ 71302-PA
13. Методические основы разделения добываемого в ООО «РН-Пурнефтегаз» нефтяного газа на газ газовой шапки и растворенный / С.Д. Дарий, Р.Р. Исламов, Р.Р. Хайдаршин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 5. – С. 86-90. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-5-86-90
14. Зорькин Л.М. Воды нефтяных и газовых месторождений СССР. – М.: Недра, 1989. – 382 с.
