scienceitНаука. Инновации. ТехнологииScience. Innovations. Technologies2308-4758North-Caucasus Federal University10.37493/2308-4758.2025.1.5scienceit-713Research ArticleРАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (технические науки)DEVELOPMENT AND OPERATION OF OIL AND GAS FIELDS (technical sciences)Методика расчета фазового поведения природной углеводородной системы с учетом минерализации пластовой водыМethodology for calculation of phase behavior of a natural hydrocarbon system with account of formation water mineralizationhttps://orcid.org/0009-0001-5318-3037АбдразаковаЛ. Т.AbdrazakovaL. T.

Лейсан Тимуровна Абдразакова – студент бакалавриата Школы естественных наук

Researcher ID: LXU-4539-2024

д. 6, ул. Володарского, Тюмень, 625003

Leisan T. Abdrazakova – Bachelor Student of the School of Natural Sciences 

Researcher ID: LXU-4539-2024 

6, Volodarskogo St., Tyumen, 625003 

stud0000262117@study.utmn.ruhttps://orcid.org/0000-0002-7115-1629ГильмановА. Я.GilmanovA.

Александр Янович Гильманов – кандидат физико-математических наук, доцент кафедры моделирования физических процессов и систем

Scopus ID: 57205429154, Researcher ID: LXU-4884-2024

д. 6, ул. Володарского, Тюмень, 625003

Aleksandr Ya. Gilmanov – Cand. Sci. (Phys.-Math.), Associate Professor of the Department of Modeling of Physical Processes and Systems

Scopus ID: 57205429154, Researcher ID: LXU-4884-2024

6, Volodarskogo St., Tyumen, 625003 

a.y.gilmanov@utmn.ruhttps://orcid.org/0000-0003-0017-4871ШевелёвА. П.ShevelevA. P.

Александр Павлович Шевелёв – кандидат физико-математических наук, профессор кафедры моделирования физических процессов и систем

Scopus ID: 37013734300, Researcher ID: LXU-4897-2024

д. 6, ул. Володарского, Тюмень, 625003

Aleksandr P. Shevelev – Cand. Sci. (Phys.-Math.), Professor of the Department of Modeling of Physical Processes and Systems

Scopus ID: 37013734300, Researcher ID: LXU-4897-2024

6, Volodarskogo St., Tyumen, 625003 

a.p.shevelev@utmn.ruТюменский государственный университетРоссияUniversity of TyumenRussian Federation20251804202501117136Copyright © Абдразакова Л.Т., Гильманов А.Я., Шевелёв А.П., 20252025Абдразакова Л.Т., Гильманов А.Я., Шевелёв А.П.Abdrazakova L.T., Gilmanov A., Shevelev A.P.Данная работа распространяется под лицензией Creative Commons Attribution 4.0.This work is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 License.https://scienceit.elpub.ru/jour/article/view/713

Для разработки газоконденсатных месторождений необходимо предсказывать фазовое поведение многокомпонентной углеводородной системы. Существующие модели не учитывают наличие нескольких корней уравнения материального баланса и минерализации воды. Поэтому целью работы является создание методики расчёта фазового состояния газоконденсатной смеси с учётом определения всех корней уравнения материального баланса и минерализации пластовой воды. Впервые определение количества корней уравнения материального баланса осуществляется с использованием теоремы Штурма. Объектом исследования является пласт, содержащий газоконденсатную смесь. В данной работе предложена методика для расчета фазового поведения многокомпонентной углеводородной системы, благодаря которой можно рассчитать все корни уравнения материального баланса фаз. В отличие от традиционного алгоритма такая методика предполагает использование уравнения Сеченова для расчета коэффициентов бинарного взаимодействия в зависимости от минерализации воды. Отыскание мольной доли газовой фазы осуществляется с использованием теоремы Штурма и алгоритма последовательного деления многочленов Евклида. Таким образом, исключаются ранее найденные корни и снова применяется итерационный метод Ньютона. Результаты расчетов для модельного объекта свидетельствуют о том, что мольная доля газовой фазы составляет для базового варианта более 32 %. Получено распределение компонентов по жидкой и газовой фазам. Исследовано влияние температуры, давления и минерализации воды на мольную долю газовой фазы. На основе расчетов для модельного объекта установлено, что область двухфазного состояния соответствует узкому диапазону пластовых давлений (4,5-6 атм). С ростом давления мольная доля газовой фазы уменьшается в силу перехода системы в жидкое состояние.

The development of gas condensate fields requires the prediction of phase behavior. The existing models do not consider the presence of several roots of material balance equation and water mineralization. Therefore, the aim of the work is to develop the methodology for calculation of phase state of a gas condensate mixture, considering the determination of all the roots of the material balance equation and mineralization of reservoir water. For the first time, the number of roots of the material balance equation is determined using Sturm’s theorem. The object of the study is a reservoir containing a gas condensate mixture. The paper develops the methodology for calculation of phase behavior of a multicomponent hydrocarbon system. Unlike the traditional algorithm, this methodology involves the Sechenov equation. The molar fraction of the gas phase is found using Sturm’s theorem and the algorithm of sequential division of Euclidean polynomials. The calculation results for the model object indicate that the molar fraction of the gas phase is more than 32 %. The distribution of the components over the phases is obtained. The effect of temperature, pressure, and salinity of water on the molar fraction of the gas phase has been researched. Based on calculations for the model object, it was found that the region of the two-phase state corresponds to a narrow range of reservoir pressures. As the pressure increases, the molar fraction of the gas phase decreases due to the transition of the system to a liquid state.

псевдокомпонентмногокомпонентная углеводородная систематеорема Штурмакоэффициенты бинарного взаимодействияфугитивностькоэффициенты бинарного взаимодействияминерализацияpseudocomponentmulticomponent hydrocarbon systemSturm’s theorembinary interaction coefficientsfugacitybinary interaction coefficientsmineralizationReferencesИшмуратов TА. и др. Совершенствование подходов к расчету PVT-свойств пластовых флюидов нефтегазовых, нефтегазоконденсатных и газоконденсатных залежей месторождений на территории деятельности «РН-Пур-нефтегаз» / T А. Ишмуратов, А. И. Хамидуллина, Р Р. Исламов, А. А. Хисамов, А. Р Абдульмянов, А. А. Сенина, А. Е. Андреев, И. Г. Опритов, А. Ф. Абдуллин, A. M. Лога-шин // Нефтяное хозяйство. 2021. № 12. С. 92-96. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-12-92-96Ishmuratov TA, Khamidullina AI, Islamov RR, Khisamov AA, Abdulmyanov AR, Senina AA, Andreev AE, Opritov IG, Abdullin AF, Logashin AM. Improvement of approaches for calculating PVT properties of reservoir fluids of oil and gas, oil-gas-condensate and gas-condensate deposits on the territory of activity of RN-Purneftegaz LLC. Neftyanoe khozyay-stvo = Oil Industry. 2021;(12):92-96. (In Russ.). https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-12-92-96Варламов Д. И. и др. Опыт применения технологий одновременно-раздельной эксплуатации скважин на месторождениях СП «Вьетсовпетро» / Д. И. Варламов, Е. Н. Грищенко, С. В. Баранова, А. А. Баранов // Нефтяное хозяйство. 2023. № 7. С. 58-64. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-7-58-64Varlamov DI, Grishchenko EN, Baranova SV, Baranov AA. Case record of dual completion deployment in Vietsovpetro wells. Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry. 2023;(7):58-64. (In Russ.). https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-7-58-64Петренко Н. Н., Бондаренко М. А., Петренко В. И. Оценка масштабов ретроградной конденсации в гигантском газоконденсатном месторождении // Наука. Инновации. Технологии. 2013. № 2. С. 99-106.Petrenko NN, Bondarenko MA, Petrenko VI. Estimation of the scales of retrograde condensation in a giant gas-condensate field. Science. Innovations. Technologies. 2013;(2):99-106. (In Russ.).Eikeland K. M., Hansen H. Dry gas reinjection in a strong waterdrive gas/condensate field increases condensate recovery - case study: the Sleipner 0st Ty field, South Viking Graben, Norwegian North Sea // SPE Reservoir Evaluation and Engineering. 2009. Vol. 12. No. 2. P 281-296. https://doi.org/10.2118/110309-PAEikeland KM, Hansen H. Dry gas reinjection in a strong wa-terdrive gas/condensate field increases condensate recovery -case study: the Sleipner 0st Ty field, South Viking Graben, Norwegian North Sea. SPE Reservoir Evaluation and Engineering. 2009;12(2):281 -296. https://doi.org/10.2118/110309-PAБрусиловский А. И. фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. М.: Грааль, 2002. 575 с.Brusilovsky AI. Phase transformations in the development of oil and gas fields. Moscow: Graal; 2002. 575 p. (In Russ.).Dong M., Huang S., Hutchence K. Methane pressure-cycling process with horizontal wells for thin heavy-oil reservoirs // SPE Reservoir Evaluation and Engineering. 2006. Vol. 9. No. 2. P. 154-164. https://doi.org/10.2118/88500-PADong M, Huang S, Hutchence K. Methane pressure-cycling process with horizontal wells for thin heavy-oil reservoirs. SPE Reservoir Evaluation and Engineering. 2006;9(2):154-164. https://doi.org/10.2118/88500-PAРейтблат Е. А. и др. Моделирование свойств углеводородов в залежи со значительной дифференциацией вязкости и плотности нефти по геологическому разрезу / Е. А. Рейтблат, Е. В. Рожина, А. И. Комягин, Д. Н. Глумов, И. А. Опарин, А. И. Будько // Нефтяное хозяйство. 2022. № 8. С. 8285. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-8-82-85Reitblat EA, Rozhina EV, Komyagin AI, Glumov DN, Oparin IA, Budko AI. Modeling properties of hydrocarbons in a reservoir with significant differentiation of oil density and viscosity. Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry. 2022;(8):82-85. (In Russ.). https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-8-82-85Варавва А. И. и др. Опыт создания и сопровождения моделей лифта скважин подгазовых зон нефтяных оторочек на примере Новопортовского НГКМ и Тазовского НГКМ / А. И. Варавва, Р Т Апасов, Г. Т Апасов, Д. В. Виноградов, Ф. И. Полковников, Д. В. Платонов, Д. А. Самоловов // Society of Petroleum Engineers. (SPE-201962-RU, Москва, 26-29 октября 2020). Москва, 2020. С. 1-13.Varavva AI, Apasov RT, Apasov GT, Vinogradov DV, Polkovnikov FI, Platonov DV, Samolovov DA. Experience in creating and maintaining well lift models of subgas zones of oil rims using the example of Novoportovskoye OGCF and Tazovskoye OGCF. In Society of Petroleum Engineers Conference paper SPE-201962-RU, Moscow, October 26-29, 2020;1-13. (In Russ.).Ogbeiwi P., Stephen K. D. Optimizing the value of a CO2 water-alternating-gas injection project under geological and economic uncertainties // SPE Journal. 2024. Vol. 29. No. 6. P 3348-3368. https://doi.org/10.2118/219458-PAOgbeiwi P, Stephen KD. Optimizing the value of a CO2 water-alternating-gas injection project under geological and economic uncertainties. SPE Journal. 2024;29(6):3348-3368. https://doi.org/10.2118/219458-PAФедоров К., и др. Дизайн водогазового воздействия: пути достижения смешиваемости, инструменты и методы анализа, оценка эффективности / К. Федоров, Т Поспелова, А. Кобяшев, П. Гужиков, А. Васильев, А. Шевелёв, И. Дмитриев // Society of Petroleum Engineers (SPE-196758-RU, Москва, 15-17 октября 2020). Москва, 2020. С. 1-16.Fedorov K, Pospelova T, Kobyashev A, Guzhikov P, Vasiliev A, Shevelev A, Dmitriev I. Water-gas stimulation design: ways to achieve miscibility, tools and methods of analysis, efficiency assessment. In Society of Petroleum Engineers Conference paper SPE-196758-RU, Moscow, October 15-17, 2020;1-16. (In Russ.).Caldas P F. B., Kirkman G., Ungar F., Yang T Evaluation of PVT comparisons and GOR prediction based on advanced mud gas data: a case study from Snorre field // Petrophysics. 2024. Vol. 65. No. 4. P 532-547. https://doi.org/10.30632/PJV65N4-2024a8Caldas P. F. B., Kirkman G., Ungar F., Yang T. Evaluation of PVT comparisons and GOR prediction based on advanced mud gas data: a case study from Snorre field. Petrophysics. 2024;65(4):532-547. https://doi.org/10.30632/PJV65N4-2024a8Ющенко Т С., Брусиловский А. И. Моделирование PVT-свойств природных газоконденсатных смесей с учётом наличия остаточной воды в коллекторе // Society of Petroleum Engineers (SPE-176728-RU, Москва, 26-28 октября 2020). Москва, 2020. С. 1-20.Yushchenko TS, Brusilovsky AI. Modeling PVT properties of natural gas condensate mixtures taking into account the presence of residual water in the reservoir. In Society of Petroleum Engineers Conference paper SPE-176728-RU, Moscow, October 26-28, 2020;1-20. (In Russ.).Whitson K. H., Brule M. R. Phase behavior. Richardson: Society of Petroleum Engineers, 2000. 233 p.Whitson KH, Brule MR. Phase behavior. Richardson: Society of Petroleum Engineers; 2000. 233 p.Luo S., Chen F., Zhou D., Nasrabadi H. Multiscale pressure/ volume/temperature simulation of decreasing condensate/ gas ratio at greater than dewpoint pressure in shale gas-condensate reservoirs // SPE Journal. 2021. Vol. 26. No. 6. P 4174-4186. https://doi.org/10.2118/203905-PALuo S, Chen F, Zhou D, Nasrabadi H. Multiscale pressure/ volume/temperature simulation of decreasing condensate/gas ratio at greater than dewpoint pressure in shale gas-condensate reservoirs. SPE Journal. 2021;26(6):4174-4186. https://doi.org/10.2118/203905-PAШирковский А. И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1987. 309 с.Shirkovsky AI. Development and operation of gas and gas condensate fields. Moscow: Nedra; 1987. 309 p. (In Russ.).Sutton R. P Fundamental PVT calculations for associated and gas/condensate natural-gas systems // SPE Reservoir Evaluation and Engineering. 2007. Vol. 10. No. 3. P 270-284. https://doi.org/10.2118/97099-PASutton RP. Fundamental PVT calculations for associated and gas/condensate natural-gas systems. SPE Reservoir Evaluation and Engineering. 2007;10(3):270-284. https://doi.org/10.2118/97099-PAКиселев Д. А., Шевелёв А. П., Гильманов А. Я. Адаптация алгоритма расчета фазового равновесия многокомпонентной системы применительно к месторождениям с неопределенностью в исходных данных // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2019. Том 5. № 2. C. 89-104. https://doi.org/10.21684/2411-7978-2019-5-2-89-104Kiselev DA, Shevelev AP, Gil'manov AYa. Adaptation of the algorithm for calculating the phase equilibrium of a multicomponent system as applied to fields with uncertainty in the initial data. Tyumen State University Herald. Physical and Mathematical Modeling. Oil, Gas, Energy. 2019;5(2):89-104. (In Russ.). https://doi.org/10.21684/2411-7978-2019-5-2-89-104Hamdi H., Behmanesh H., Clarkson C. R. A semianalytical approach for analysis of wells exhibiting multiphase transient linear flow: application to field data // SPE Journal. 2020. Vol. 25. No. 6. P 3265-3279. https://doi.org/10.2118/196164-PAHamdi H, Behmanesh H, Clarkson CR. A semianalytical approach for analysis of wells exhibiting multiphase transient linear flow: application to field data. SPE Journal. 2020;25(6):3265-3279. https://doi.org/10.2118/196164-PAPotsch K., Toplack P., Gumpenberger T. A review and extension of existing consistency tests for PVT data from a laboratory // SPE Reservoir Evaluation and Engineering. 2017. Vol. 20. No. 2. P 269-284. https://doi.org/10.2118/183640-PAPotsch K, Toplack P, Gumpenberger T. A review and extension of existing consistency tests for PVT data from a laboratory. SPE Reservoir Evaluation and Engineering. 2017;20(2):269-284. https://doi.org/10.2118/183640-PAКим В. В. и др. Методика подбора аналогов моделей PVT пластового флюида и экспресс-оценка параметров PVT для новых активов / В. В. Ким, Н. О. Матрошилов, К. А. Печ-ко, А. А. Афанасьев, М. В. Симонов // Нефтяное хозяйство. 2023. № 12. С. 36-39. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-12-36-39Kim W, Matroshilov NO, Pechko KA, Afanasyev AA, Simonov MV. Methodology for selecting analogs of reservoir fluid PVT models and rapid estimation of PVT parameters for new assets. Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry. 2023;(12):36-39. (In Russ.). https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-12-36-39Ильясов У. Р и др. Сравнительный анализ свойств компонентов и фракций при PVT-моделировании / У. Р Ильясов, А. Г. Лутфурахманов, Д. В. Ефимов, А. А. Паша-ли // Нефтяное хозяйство. 2020. № 5. С. 64-67. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-5-64-67Ilyasov UR, Lutfurakhmanov AG, Efimov DV, Pashali AA. Comparative analysis of the properties of hydrocarbon components and fractions in PVT modeling. Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry. 2020;(5):64-67. (In Russ.). https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-5-64-67Pan H., Chen Y., Sheffield J., Chang Y.-B., Zhou D. Phase-behavior modeling and flow simulation for low-temperature CO2 injection // SPE Reservoir Evaluation and Engineering. 2015. Vol. 18. No. 2. P 250-263. https://doi.org/10.2118/170903-PAPan H, Chen Y, Sheffield J, Chang Y-B, Zhou D. Phase-behavior modeling and flow simulation for low-temperature CO2 injection. SPE Reservoir Evaluation and Engineering. 2015;18(2):250-263. https://doi.org/10.2118/170903-PAГриценко А. И. Исследование влияния воды на фазовые превращения газоконденсатных смесей // Газовое дело. 1964. № 4. С. 3-5.Gritsenko AI. Study of the influence of water on phase transformations of gas condensate mixtures. Gazovoe delo = Gas Business. 1964;(4):3-5. (In Russ.).

The authors declare that there are no conflicts of interest present.