Це застарівша версія, яка була опублікована 2020-10-08. Прочитайте найбільш нову версію.

НОВІ КОРЕЛЯЦІЇ ДЛЯ ПСЕВДОКРИТИЧНИХ ПАРАМЕТРІВ І ФАКТОРА АЦЕНТРИЧНОСТІ ВУГЛЕВОДНЕВОЇ СКЛАДОВОЇ ПРИРОДНОГО ГАЗУ ДНІПРОВСЬКО-ДОНЕЦЬКОЇ ЗАПАДИНИ

Автор(и)

  • Ю.О. Зарубін Дочірнє підприємство «Науково-дослідний інститут нафтогазової промисловості» Національної акціонерної компанії «Нафтогаз України», Вишневе, Київська область, Україна
  • М.В. Гунда Дочірнє підприємство «Науково-дослідний інститут нафтогазової промисловості» Національної акціонерної компанії «Нафтогаз України», Вишневе, Київська область, Україна
  • П.М. Мамус Дочірнє підприємство «Науково-дослідний інститут нафтогазової промисловості» Національної акціонерної компанії «Нафтогаз України», Вишневе, Київська область, Україна

DOI:

https://doi.org/10.32822/naftogazscience.2020.04.056

Анотація

На основі результатів газоконденсатних досліджень складу пластового газу родовищ ДДЗ
отримано нові регресивні залежності для розрахунку псевдокритичних параметрів газу та
фактору ацентричності вуглеводневої складової газу. Важливим аспектом визначення
псевдокритичних параметрів газу є коректність даних про газоконденсатні дослідження та
вибір адекватної кореляції для розрахунку, яка враховує особливості компонентного складу та
основних характеристик природного газу.
Наведені у статті порівняння результатів свідчать про доцільність застосування нових
кореляцій для визначення псевдокритичних параметрів газу та фактора ацентричності
вуглеводневої складової природного газу ДДЗ.

Ключові слова: псевдокритичні параметри, коефіцієнт надстисливості, фактор ацентричності,
інженерні рішення

Список літератури:

  1. русиловский А.И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. – М., «Грааль», 2002. – 575 с. (In Russian)
  2. ‍ГОСТ 17310-2002 Газы. Пикнометрический метод определения плотности. (In Russian)
  3. ‍Гуревич Г.Р. Справочное пособие по расчету фазового состояния и свойств газоконденсатных смесей. – М., Недра, 1984. – 264 с. (In Russian)
  4. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. Часть 1. ОАО "Газпром", ООО «Газпром ВНИИГАЗ». М., 2011. – 244 с. (In Russian)
  5. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. Под ред. Г.А. Зотова, З.С.Алиева. М., Недра, 1980. – 301 с. (In Russian)
  6. ‍1Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. Часть 2. М., Газпром ВНИИГАЗ, 2011. – 329 с. (In Russian)
  7. Лапшин В.И., Волков А.Н., Шафиев И.М. Коэффициент сжимаемости газов и газоконденсатных смесей: экспериментальное определение и расчеты. Вести газовой науки. – №1(6). – 2001. – С. 120-131. (In Russian)
  8. ‍Ahmed T. 2007. Equations of State and pVT Analysis. Applications for Improved Reservoir Modeling. Gulf Publishing Company. Houston. Texas. 562 p.
  9. ‍‍API TECHNICAL DATA BOOK – 10th Edition 2016. The American Petroleum Institute and EPCON.
  10. Atilhan et all. 2011. pVT Behavior of Three Lean Synthetic Natural Gas Mixtures Using a Magnetic Suspension Densimeter and Isochoric Apparatus from (250 to 450) K with Pressures up to 150 MPa: Part II. Journal of Chemical & Engineering Data. 56. Р. 3766-3774.
  11. Azubuike I.I., Ikiensikimama S.S. and Orodu D. 2016. Natural Gas Compressibility Factor Measurement and Evaluation for High Pressure High Temperature Gas Reservoirs. International Journal Of Scientific & Engineering Research. Vol. 7. Issue 7. July-2016. P. 1173-1181.
  12. Azubuike I.I., Ikiensikimama S.S. and OroduD. Predictive Tool for Gas Compressibility Factor at High Pressure High Temperature. American Journal of Engineering Research (AJER), E-ISSN: 2320-0847 p-ISSN: 2320-0936. Vol. 8. Issue 2. P.149-157.
  13. Danesh 1998. pVT and phase behavior of petroleum reservoir fluids. Elsever. 396 p.
  14. Dranchuk P.M. and Abou-Kassem H. 1975. Calculation of Z Factors for Natural Gases Using Equations of State. J. Cdn. Pet. Tech. July-Sept. P. 34-36.
  15. El-Banbi A., Alzahabi, El-Maraghi A. 2018bpVT Property Correlations. Gulf Professional Publishing. 412 p.
  16. Elsharkawy M. 2004. Efficient methods for calculations of compressibility, density and viscosity of natural gases. Fluid Phase Equilibria 218. P. 1-13.
  17. Elsharkawy A.M., Hashem Y.Kh. and Alikhan A.A. 2000. Compressibility factor for gas condensate reservoirs, Paper SPE 64284 presented at the SPE 2000 Asia Pacific Oil & Gas Conference and Exhibition held in Brisbane. Australia. 16-18 October.
  18. Elsharkawy A.M., Elkamel 2000. Compressibility Factor for Sour Gas Reservoirs. Paper was prepared for presentation at the 2000 SPE Asia Pacific Oil & Gas Conference and Exhibition held in Brisbane. Australia. 16-18 October. SPE 64284. 13 p.
  19. Fayazi A., Arabloo M., Mohammadi H. 2014. Efficient estimation of natural gas compressibility factor using a rigorous method. Journal of Natural Gas Science and Engineering Vol.16. P. 8-17.
  20. Grabowski M.S. and Daubert W. 1978. A Modified Soave Equation of State for Phase Equilibrium Calculations. I.&E.C. Process Des. Dev. Vol. 17. No. 4. P. 443-454.
  21. Hankinson R.W., Thomas L.K. and PhilipsA. 1969. Predict Natural Gas Properties. Hydrocarbon Processing. April. P.106-108.
  22. ISO 12213 Natural gas - Calculation of compression factor. ISO 1997.
  23. Kareem L.A., FahadZ. 2014. Factor: implicit correlation. Convergence Problem and Pseudo-Reduced Compressibility. SPE-172373-MS. 21. P. 2.
  24. Kesler M.G. and B.I. Lee. 1976. Improve Prediction of Enthalpy of Fractions. Hydrocarbon Processing. March. P. 153-158.
  25. Kumar 2004. Compressibility Factor for Natural and Sour Reservoir Gases by 'Correlations and Cubic Equations of State. MS thesis. Texas Tech University. 'Lubbock. Tex. USA. 198 p.
  26. McCain D. Jr. Reservoir-Fluid Property Correlation – State of the Art. SPE Reservoir Engineering, May 1991, p. 266-272.
  27. McCain W.D. Jr., Spivey J.P., LennP. 2011. Petroleum reservoir fluid property correlations. PennWell Corporation. 232 p.
  28. Mohamadi-Baghmolaei M., Azin R., Osfouri S., Zarei 2015. Finding proper combination of mixing rules and empirical correlations for predicting gas condensate Z-factor. The 9th International Chemical Engineering Congress & Exhibition (IChEC 2015). Shiraz. Iran. 26-28 December. 2015. 4 p.
  29. Obuba J., Ikiesnkimama S.S., Ubani C.E., Ekeke C. 2013. Natural Gas Compressibility Factor Correlation Evaluation for Niger Delta Gas Fields. IOSR Journal of Electrical and Electronics Engineering (IOSR-JEEE). Vol. 6. Issue 4 (Jul. - Aug. 2013). P. 1-10.
  30. PapayA. 1985. Termelestechnologiai Parameterek Valtozasa a Gazlelepk Muvelese Soran. OGIL MUSZ. Tud. Kuzl. Budapest. P. 267-273.
  31. Piper L.D., McCain W.D. Jr., Holditch S.A. 1993. Compressibility Factors for Naturally Occurring Petroleum Gases. SPE 26668. Paper was prepared for presentation at the 66fh Annual Technical Conference and Exhibition of the Society of Petroleum Engineers held In Houston. Texas. 3-6 October 1993. 9 p.
  32. Riazi M.R. 2005. Characterization and Properties of Petroleum Fractions. ASTM manual series: MNl50. 425 p.
  33. Riazi M.R., Al-SahhafA. 1996. Physical Properties of Heavy Petroleum Fractions and Crude Oils. Fluid Phase Equilibria. Elsevier Science. 1996 117 P. 217-224.
  34. Standing M.B., Katz D.L. Density of natural gases. Trans AIME 146 (1942). P. 140-149.
  35. StandingB. 1977. Volumetric and Phase Behavior of Oil Field Hydrocarbon Systems. Society of Petroleum Engineers of AIME. SPE 64284. Dallas. TX. 12 p.
  36. Sutton R.R. 1985. Compressibility factors for high-molecular weight reservoir gases. SPE Annual Technical Meeting and Exhibition. Las Vegas. SPE14265. 6 p.
  37. Sutton R.P. 2005. Fundamental pVT calculations for associated and gas/condensate natural gas systems. In: Paper SPE 97099 Presented at the 2005 SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Dallas. TX (Oct. 9-12).
  38. Sutton R.P. 2007. Fundamental pVT calculations for associated and gas/condensate natural-gas systems. SPE Reservoir Eval. Eng 10 (3). P. 270-284.
  39. Takacs 1989. Comparing methods for calculating Z-factor. OGJ. May 15. P. 43-46.
  40. Tarek 2006. Reservoir Engineering Handbook. Third Edition. Elsevier Inc. 1360 p.
  41. Twu C.H., 1984. An internally consistent correlation for predicting the critical properties and molecular weights of petroleum and coal-tar liquids. Fluid Phase Equilibria. 16. P. 137–150.

 

Біографії авторів

Ю.О. Зарубін, Дочірнє підприємство «Науково-дослідний інститут нафтогазової промисловості» Національної акціонерної компанії «Нафтогаз України», Вишневе, Київська область, Україна

Доктор технічних наук, професор, головний науковий співробітник

М.В. Гунда, Дочірнє підприємство «Науково-дослідний інститут нафтогазової промисловості» Національної акціонерної компанії «Нафтогаз України», Вишневе, Київська область, Україна

Заступник директора

П.М. Мамус, Дочірнє підприємство «Науково-дослідний інститут нафтогазової промисловості» Національної акціонерної компанії «Нафтогаз України», Вишневе, Київська область, Україна

Інженер 1категорії

NEW CORRELATIONS FOR THE PSEUDOCRITICAL PARAMETERS AND THE ACENTRIC FACTOR S OF THE HYDROCARBON COMPONENT OF THE DNIEPER-DONETS PETROLEUM BASIN’S NATURAL GAS

Опубліковано

2020-09-30 — Оновлено 2020-10-08

Версії

Як цитувати

Зарубін, Ю., Гунда, М., & Мамус, П. (2020). НОВІ КОРЕЛЯЦІЇ ДЛЯ ПСЕВДОКРИТИЧНИХ ПАРАМЕТРІВ І ФАКТОРА АЦЕНТРИЧНОСТІ ВУГЛЕВОДНЕВОЇ СКЛАДОВОЇ ПРИРОДНОГО ГАЗУ ДНІПРОВСЬКО-ДОНЕЦЬКОЇ ЗАПАДИНИ. Проблеми та перспективи нафтогазової промисловості, 1(4), 56-90. https://doi.org/10.32822/naftogazscience.2020.04.056

Номер

Розділ

Розробка нафтових та газових родовищ

Статті цього автора (авторів), які найбільше читають