СПОСОБЫ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ПОЛУЧЕНИЯ ХАРАКТЕРИСТИК НЕФТЕСОДЕРЖАЩЕЙ ТЕКУЧЕЙ СРЕДЫ И ВАРИАНТЫ ИХ ПРИМЕНЕНИЯ

1. Способ получения характеристик одного или нескольких свойств многокомпонентной нефтесодержащей текучей среды, заключающийся в том, что:
(а) сохраняют данные, представляющие, по меньшей мере, одно свойство для группы компонентов многокомпонентной нефтесодержащей текучей среды;
(б) получают, по меньшей мере, одно свойство для соответствующих компонентов группы на основе данных, сохраненных на этапе (а) и эмпирических соотношений, полученных из анализа базы данных давление-объем-температура; и
(в) используют, по меньшей мере, одно свойство для соответствующих компонентов группы, полученных на этапе (б) для оценки или прогнозирования одного или нескольких свойств многокомпонентной текучей среды.
2. Способ по п.1, в котором данные на этапе (а) измеряют скважинным инструментом анализа текучей среды.
3. Способ по п.1, в котором:
по меньшей мере, одно свойство группы компонентов является весовым процентом группы компонентов; и
по меньшей мере, одно свойство соответствующих компонентов является весовым процентом соответствующих компонентов группы.
4. Способ по п.3, в котором компоненты группы являются алканами с определенным числом атомов углерода.
5. Способ по п.3, в котором эмпирическое соотношение подчиняется линейной функции от числа атомов углерода для соответствующих компонентов группы.
6. Способ по п.5, в котором эмпирическое соотношение основано на коэффициентах дозирования, подсчитанных согласно уравнению
i
i
Ψ=A*CN+B,
i
i
где i изменяется в диапазоне целых чисел, соответствующих группе компонентов с определенным числом атомов углерода, Ψ коэффициент дозирования для алканового компонента с определенным числом атомов углерода i в группе, А и В определяют регрессионным анализом в базе данных давление-объем-температура, и CN является числом атомов углерода для алканового компонента с определенным числом атомов углерода i в группе.
7. Способ по п.6, в котором эмпирическое соотношение получают посредством нормализации коэффициентов дозирования.
8. Способ по п.1, в котором дополнительно
(г) получают, по меньшей мере, одно свойство, по меньшей мере, для одного конкретного компонента многокомпонентной нефтесодержащей текучей среды на основе, по меньшей мере, одного свойства для соответствующего компонента группы, полученного на этапе (б) и эмпирического соотношения, полученного из анализа базы данных давление-объем-температура.
9. Способ по п.8, в котором, по меньшей мере, один конкретный компонент и соответствующий компонент на этапе (г) являются углеводородными компонентами с определенным числом атомов углерода, с конкретным компонентом, имеющим количество атомов углерода больше количества атомов углерода соответствующего компонента.
10. Способ по п.8, в котором, по меньшей мере, одно свойство включает в себя весовой процент конкретного компонента, при этом, эмпирическое соотношение подчиняется линейной функции в форме:
,
Cx
Cy
где W является весовым процентом для углеводородного компонента с определенным числом атомов углерода, полученным на этапе (б), С является константой, и W является весовым процентом конкретного компонента, полученным на этапе (г).
11. Способ по п.1, в котором на этапе (в), по меньшей мере, одно свойство, полученное на этапе (б) используют для построения модели по уравнениям состояния для прогнозирования одного или нескольких свойств многокомпонентной текучей среды.
12. Способ по п.11, в котором модель по уравнениям состояния прогнозирует свойства, выбранные из группы, включающей в себя:
I) свойства давление-объем-температура (такие как, фазное состояние, давление-температура вспышки, расширение постоянного состава, ступенчатое разгазирование, истощение постоянного объема, сепарирование, вязкость, объемный коэффициент пласта по нефти и газу, и коэффициент сжимаемости);
II) градиент состава и свойств;
III) образование газовых гидратов;
IV) осаждение парафина;
V) осаждение асфальтенов; и
VI) образование твердых отложений.
13. Способ получения характеристик одного или нескольких свойств многокомпонентной нефтесодержащей текучей среды, заключающийся в том, что:
(а) получают характеристики, по меньшей мере, одного свойства для группы компонентов многокомпонентной нефтесодержащей текучей среды, причем по меньшей мере, одно свойство группы включает в себя молекулярный вес и удельную плотность, причем молекулярный вес получают по эмпирическому соотношению на основе данных газонефтяного соотношения, и удельную плотность, получают из молекулярного веса;
(б) получают, по меньшей мере, одно свойство для соответствующих компонентов группы на основе, по меньшей мере, свойства для группы компонентов с характеристикой, полученной на этапе (а); и
(с) используют, по меньшей мере, одно свойство для соответствующих компонентов группы, полученное на этапе (б) для оценки или прогнозирования одного или нескольких свойств многокомпонентной текучей среды.
14. Способ по п.13, в котором данные газонефтяного соотношения измеряют скважинным инструментом анализа текучей среды.
15. Способ по п.13, в котором данные газонефтяного соотношения оценивают по эмпирическому соотношению на основе весовых процентов одного или нескольких алкановых компонентов многокомпонентной нефтесодержащей текучей среды.
16. Способ по п.15, в котором эмпирическое соотношение для оценки газонефтяного соотношения основано на анализе базы данных давление-объем-температура.
17. Способ по п.16, в котором эмпирическое соотношение для оценки газонефтяного соотношения имеет форму
18. Способ по п.16, в котором эмпирическое соотношение для оценки газонефтяного соотношения имеет форму
19. Способ по п.13, в котором эмпирическое соотношение для получения молекулярного веса имеет форму
20. Способ по п.13, в котором эмпирическое соотношение для получения молекулярного веса имеет форму
1
2
MW=β*GOR+β.
21. Способ по п.13, в котором удельную плотность получают из молекулярного веса по уравнению в форме
1
2
SG=ηln(MW)+η.
1
2
22. Способ по п.21, в котором параметры η, η получают посредством анализа базы данных давление-объем-температура.
23. Способ по п.13, в котором свойства соответствующих компонентов группы полученные на этапе (б) включают в себя весовые проценты для соответствующих компонентов группы.
24. Способ по п.23, в котором весовые проценты для соответствующих компонентов группы получают решением ряда следующих уравнении
Ci
lnW=D+E*CNi
25. Способ по п.13, в котором на этапе (в), по меньшей мере, одно свойство, полученное на этапе (б), используют для построения модели по уравнениям состояния для прогнозирования одного или нескольких свойств многокомпонентной текучей среды.
26. Способ по п.25, в котором модель по уравнениям состояния прогнозирует свойства выбранные из группы, включающей в себя:
I) свойства давление-объем-температура (такие как, фазное состояние, давление-температура вспышки, расширение постоянного состава, ступенчатое разгазирование, истощение постоянного объема, сепарирование, вязкость, объемный коэффициент пласта по нефти и газу, и коэффициент сжимаемости);
II) градиенты состава и свойств;
III) образование газовых гидратов;
IV) осаждение парафина;
V) осаждение асфальтена; и
VI) образование твердых отложений.
27. Компьютерная система обработки данных для получения характеристик одного или нескольких свойств многокомпонентной нефтесодержащей текучей среды, содержащая:
(а) средство для сохранения данных, характеризующих, по меньшей мере, одно свойство для группы компонентов многокомпонентной нефтесодержащей текучей среды;
(б) средство для получения, по меньшей мере, одного свойства для соответствующих компонентов группы на основе данных, сохраненных на этапе (а) и эмпирических соотношений, полученных посредством анализа базы данных давление-объем-температура; и
(в) средство для использования, по меньшей мере, одного свойства для соответствующих компонентов группы, полученных на этапе (б) для оценки или прогнозирования одного или нескольких свойств многокомпонентной текучей среды.
28. Компьютерная система по п.27, в которой:
по меньшей мере, одно свойство для группы компонентов содержит весовой процент группы компонентов; и,
по меньшей мере, одно свойство соответствующих компонентов группы содержит весовые проценты для соответствующих компонентов группы.
29. Компьютерная система по п.27, в которой компоненты группы являются алканами с определенным числом атомов углерода.
30. Компьютерная система обработки данных для получения характеристик одного или нескольких свойств многокомпонентной нефтесодержащей текучей среды, содержащая:
(а) средство для получения характеристик, по меньшей мере, одного свойства для группы компонентов многокомпонентной нефтесодержащей текучей среды, причем по меньшей мере, одно свойство группы включает в себя молекулярный вес и удельную плотность, при этом, молекулярный вес получают посредством эмпирического соотношения на основе данных газонефтяного соотношения, и удельную плотность получают из молекулярного веса;
(б) средство для получения по меньшей мере, одного свойства для соответствующих компонентов группы на основе, по меньшей мере, свойства для группы компонентов, характеристики которой получены на этапе (а); и
(с) средство для использования по меньшей мере, одного свойства для соответствующих компонентов группы полученного на этапе (б) для оценки или прогнозирования одного или нескольких свойств многокомпонентной текучей среды.
31. Компьютерная система по п.30, в которой данные газонефтяного соотношения измеряют скважинным инструментом анализа текучей среды.
32. Компьютерная система по п.30, в которой данные газонефтяного соотношения оценивают по эмпирическому соотношению на основе весовых процентов одного или нескольких алкановых компонентов многокомпонентной нефтесодержащей текучей среды.
33. Запоминающее устройство для хранения программ, считываемое процессором компьютера, практически осуществляющим последовательность инструкций выполнения этапов способа получения характеристик одного или нескольких свойств многокомпонентной нефтесодержащей текучей среды, причем способ заключается в том, что:
(а) сохраняют данные, характеризующие, по меньшей мере, одно свойство для группы компонентов многокомпонентной нефтесодержащей текучей среды;
(б) получают, по меньшей мере, одно свойство для соответствующих компонентов группы на основе данных, сохраненных на этапе (а) и эмпирического соотношения, полученного анализом базы данных давление-объем-температура; и
(в) используют, по меньшей мере, одно свойство для соответствующих компонентов группы, полученного на этапе (б) для оценки или прогнозирования одного или нескольких свойств многокомпонентной текучей среды.
34. Запоминающее устройство по п.33, в котором:
по меньшей мере, одно свойство группы компонентов содержит весовой процент группы компонентов; и,
по меньшей мере, одно свойство для соответствующих групп компонентов содержит весовые проценты для соответствующих компонентов группы.
35. Запоминающее устройство по п.33, в котором компоненты группы являются алканами с определенным числом атомов углерода.
36. Запоминающее устройство для хранения программ, считываемое процессором компьютера, практически осуществляющим последовательность инструкций выполнения этапов способа получения характеристик одного или нескольких свойств многокомпонентной нефтесодержащей текучей среды, причем способ заключается в том, что:
(а) получают характеристики, по меньшей мере, одного свойства для группы компонентов многокомпонентной нефтесодержащей текучей среды, по меньшей мере, одного свойства группы, включающего в себя молекулярный вес и удельную плотность, при этом, молекулярный вес получают с помощью эмпирического соотношения на основе данных газонефтяного соотношения, и удельную плотность получают из молекулярного веса;
(б) получают, по меньшей мере, одно свойство для соответствующих компонентов группы на основе, по меньшей мере, свойства группы компонентов, характеристики которых получены на этапе (а); и
(с) используют, по меньшей мере, одно свойство соответствующих компонентов группы, полученное на этапе (б), для оценки или прогнозирования одного или нескольких свойств многокомпонентной текучей среды.
37. Запоминающее устройство по п.36, в котором данные газонефтяного соотношения измеряют скважинным инструментом анализа текучей среды.
38. Запоминающее устройство по п.36, в котором данные газонефтяного соотношения оценивают по эмпирическому соотношению на основе весовых процентов одного или нескольких алкановых компонентов многокомпонентной нефтесодержащей текучей среды.