Устройство для моделирования пласта-коллектора тяжелой нефти

УСТРОЙСТВО ДЛЯ МОДЕЛИРОВАНИЯ ПЛАСТА-КОЛЛЕКТОРА ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ Раскрыт способ для декомпозиции тяжелой нефти, содержащий этапы, на которых преобразуют поток скважины тяжелой нефти в композиционный поток скважины, таким образом, предоставляя возможность воспроизведения состава и молярных скоростей компонентов добывающей скважины в моделировании пласта-коллектора тяжелой нефти. 016505 Перекрестная ссылка на родственные заявки Настоящая заявка испрашивает приоритет предварительной заявки США 60/724148, поданной 6 октября 2005 г., и она является частичным продолжением патентной заявки США 10/586283, которая представляет собой национальную стадию международной заявкиPCT/US 02/37658, поданной 23 ноября 2002 г. Уровень техники Объект настоящего описания относится к способу, включая соответствующую систему или устройство и компьютерную программу и запоминающее устройство для хранения программы, для декомпозиции тяжелой нефти, которая используется для преобразования потоков скважины из моделирования тяжелой нефти в их составные компоненты, когда требуется композиционное представление потоков скважины. Моделирование пласта-коллектора тяжелой нефти до сих пор имеет широкое применение в нефтяной промышленности, поскольку оно значительно менее требовательно с точки зрения вычислений, чем композиционная имитация. Тем не менее, принципиальным ограничением моделирования пластаколлектора тяжелой нефти является то, что оно не предоставляет детальной композиционной информации, необходимой для моделирования наземных процессов. Декомпозиция тяжелой нефти преодолевает это ограничение путем преобразования потока скважины тяжелой нефти в композиционный поток скважины, таким образом, предоставляя возможность воспроизведения состава и молярных скоростей компонентов эксплуатационной скважины в моделировании пласта-коллектора тяжелой нефти. В настоящем описании раскрыт способ декомпозиции тяжелой нефти, основанный главным образом на композиционной информации, генерируемой в процессе истощения, который, как правило, изначально используется для предоставления данных для моделирования тяжелой нефти. Раскрытые в настоящем описании примеры показывают точность этого способа в различных процессах истощения, включающих в себя естественное истощение, истощение с нагнетанием воды и истощение с нагнетанием газа. В настоящем описании также представлен способ для точного применения способа декомпозиции тяжелой нефти на скважинах, где имеет место перекрестный ток. Сущность изобретения Один аспект настоящего изобретения включает в себя способ для декомпозиции тяжелой нефти,содержащий этапы, на которых преобразуют поток скважины тяжелой нефти в композиционный поток скважины, таким образом, предоставляя возможность воспроизведения состава и молярных скоростей компонентов добывающей скважины в моделировании пласта-коллектора тяжелой нефти. Еще один аспект настоящего изобретения относится к машиночитаемому запоминающему устройству для хранения программы, материально реализующей ряд инструкций, выполняемых машиной для выполнения этапов способа для декомпозиции тяжелой нефти, причем на этапах способа преобразуют поток скважины тяжелой нефти в композиционный поток скважины, таким образом, предоставляя возможность воспроизведения состава и молярных скоростей компонентов добывающей скважины в моделировании пласта-коллектора тяжелой нефти. Еще один аспект настоящего изобретения относится к системе, приспособленной для декомпозиции тяжелой нефти, причем система содержит первое устройство, приспособленное для преобразования потока скважины тяжелой нефти в композиционный поток скважины, которое, тем самым, предоставляет возможность воспроизведения состава и молярных скоростей компонентов эксплуатационной скважины при моделировании пласта-коллектора тяжелой нефти. Еще один аспект настоящего изобретения относится к компьютерной программе, приспособленной для ее выполнения процессором, причем компьютерная программа при ее выполнении процессором осуществляет процесс декомпозиции тяжелой нефти, который содержит преобразование потока скважины тяжелой нефти в композиционный поток скважины, которое, таким образом, предоставляет возможность воспроизведения состава и молярных скоростей компонентов эксплуатационной скважины в моделировании пласта-коллектора тяжелой нефти. Дополнительная область применения настоящего изобретения будет очевидна из приведенного ниже подробного описания. Следует понимать, что подробное описание и конкретные примеры, изложенные ниже, приведены только в качестве иллюстрации, поскольку из следующего подробного описания специалистам в данной области техники будут очевидны различные изменения и модификации, которые входят в рамки объема и сущности способа "Декомпозиции тяжелой нефти". Краткое описание чертежей Настоящее изобретение будет совершенно понятно из следующего подробного описания и сопутствующих чертежей, которые приведены только в целях иллюстрации и которые ни в коей мере не являются ограничивающими. Фиг. 1 - иллюстрация универсального многоплатформного контроллера, связывающего пластколлектор и сеть, в связанной системе пласт-коллектор/сеть, который приспособлен для анализа взаимодействия давления между пластом-коллектором и сетью наземных промысловых объектов или для прогнозирования поведения нескольких месторождений, которые могут иметь различные составы флюида и общий наземный промысловый объект;-1 016505 фиг. 2 - иллюстрация связывающего пласт-коллектор и сеть контроллера с фиг. 1, где контроллер включает в себя программное обеспечение декомпозиции тяжелой нефти, приспособленное для применения способа декомпозиции тяжелой нефти, который используется для преобразования потоков скважины из моделирования тяжелой нефти в их составляющие компоненты, когда требуется композиционное представление потоков скважины; фиг. 3, 4, 5 - иллюстрации интегрированной системы, которая представляет связанную систему пласт-коллектор/сеть с фиг. 1 и 2, причем связывающий контроллер, например, преобразует описание флюида тяжелой нефти из имитатора пласта в композиционное описание флюида для его использования моделью наземной сети, такой как модель наземной сети с фиг. 1; фиг. 6 - фазовая диаграмма для флюидов, используемых в примерах; фиг. 7 (7 а и 7b) - иллюстрации примера 1; фиг. 8 - иллюстрация примера 1: декомпозированный состав; фиг. 9 (9 а и 9b) - иллюстрации примера 2; фиг. 10 (10 а и 10b) - иллюстрации примера 2: декомпозированный состав; фиг. 11 - иллюстрация примера 3: зависимость добычи газа месторождения от времени; фиг. 12 (12 а и 12b) - иллюстрации примера 3: декомпозированный состав; фиг. 13 - иллюстрация примера 3: зависимость скорости добычи газа от времени для скважины РА 4 и скорости нагнетания газа трех заканчиваний скважины РА 4; фиг. 14 (14 а и 14b) - иллюстрации примера 3: скважина РА 4; фиг. 15 и 16 - иллюстрации примера 4; фиг. 17 - иллюстрация примера 4: зависимость общей скорости добычи и скорости добычи свободного газа от времени для скважины РА 1; фиг. 18 - иллюстрация примера 4: зависимость молярной доли метана от времени и фиг. 19 - иллюстрация примера 4: зависимость молярной доли метана скважины РА 1 от времени. Подробное описание Ссылаясь на фиг. 1, проиллюстрирован универсальный многоплатформный контроллер 10, связывающий пласт-коллектор и сеть, в связанной системе 12 пласт-коллектор/сеть, представляющей собой интегрированную систему 12 наземного и подземного моделирования. Связывающий контроллер 10 приспособлен для анализа взаимодействия давления между имитатором 16 пласта и сетью 14 наземных объектов или для прогнозирования поведения нескольких месторождений, которые могут иметь различные составы флюида и общий наземный промысловый объект. Контроллер 10, связывающий пластколлектор и сеть, который показан в связанной системе 12 пласт-коллектор/сеть с фиг. 1, полностью описан и изложен в международной заявкеWO 2004/049216 А 1, опубликованной 10 июня 2004 г., которая основана на международной заявкеPCT/US 2002/037658, поданной 23 ноября 2002 г., раскрытие которых включено в описание настоящей заявки посредством ссылки. Контроллер 10 представляет собой систему управления месторождением, и его задача заключается в применении зависящих от времени параметров и операций управления на добывающих и нагнетательных скважинах в одной или более моделях моделирования пласта-коллектора. В добавление к имитационным моделям пласта контроллер 10 может также осуществлять связь с одной или более моделями 14 наземных промысловых объектов (таких как модель сети трубопроводов), поскольку условия по этой части интегрированной системы могут подаваться обратно в имитационную модель 16 пласта в качестве ограничений. Один способ, по которому контроллер 10 обменивается информацией с другими программными приложениями, подробно изложен в международной публикацииWO 2004/049216 А 1,ссылка на которую приведена выше. На фиг. 1 связывающий контроллер 10 (инструмент управления месторождением) обменивается информацией с рядом имитаторов 16 пласта и имитаторов 14 наземной сети через связной интерфейс 18. Контроллер 10 управляет балансировкой пластов и наземных сетей и синхронизирует их прогресс по времени. Контроллер 10 также применяет глобальные ограничения добычи и нагнетания и преобразует потоки углеводородного флюида между различными наборами псевдо-компонентов, которые используются в имитационных моделях. Интегрированная система 12 наземного и подземного моделирования с фиг. 1 включает в себя многоплатформный контроллер 10, связывающий пласт и сеть, который приспособлен для оказания влияния на разработку и оптимизацию месторождения путем выполнения анализа взаимодействия давления между пластом-коллектором 16 и связанной ограничениями сетью 14 наземных промысловых объектов или путем прогнозирования поведения нескольких месторождений, которые могут иметь различные составы флюида и общий наземный промысловый объект. Контроллер 10 применяет способ для интегрированных имитаций пласта и сети наземных промысловых объектов, который содержит этап, на котором обмениваются информацией между многоплатформным контроллером 10,связывающим пласт и сеть, и по меньшей мере одним имитатором 16 пласта-коллектора, а также между упомянутым контроллером 10 и по меньшей мере одним имитатором 14 наземной сети. Система 12 наземного и подземного моделирования включает в себя связной интерфейс 18, который связан с имитатором 16 пласта-коллектора, контроллером 10 и имитатором 14 наземной сети, причем связной интерфейс 18 приспособлен для управления балансировкой имитатора 16 пласта-коллектора и имитатора 14 назем-2 016505 ной сети и синхронизацией продвижения по времени имитатора 16 пласта-коллектора и имитатора 14 наземной сети. Вышеупомянутый этап обмена информацией включает в себя обмен информацией, выполняемый контроллером 10, между имитатором 16 пласта-коллектора и имитатором 14 наземной сети через связной интерфейс 18, который предоставляет возможность приложению имитатора 16 пластаколлектора и приложению имитатора 14 наземной сети обмениваться данными. Контроллер 10 приспособлен, чтобы связываться в определенном диалоге с имитатором 16 пласта-коллектора и имитатором 14 наземной сети, когда связной интерфейс 18 задействован, причем диалог включает в себя выполняемые команды, команды настройки и команды опроса. В добавление этап обмена информацией включает в себя связывание имитатора 16 пласта-коллектора с имитатором 14 наземной сети. Этап связывания включает в себя связывание посредством контроллера 10 одной имитационной модели 16 пластаколлектора с приложением имитатора 14 наземной сети. Когда контроллер 10 связывает единую имитационную модель 16 пласта-коллектора с приложением имитатора 14 наземной сети, применяется схема связывания со сжатыми итерационными задержками, причем упомянутая схема балансирует приложение 14 имитатора сети с приложением 16 имитатора пласта-коллектора на каждой итерации вычисления временного шага имитатора пласта по методу Ньютона. Этап связывания, сверх того, включает в себя связывание посредством контроллера 10 двух или более имитационных моделей 16 пласта-коллектора с приложением 14 имитатора наземной сети. Две или более имитационные модели 16 пласта-коллектора имеют общие глобальные ограничения, и когда контроллер 10 связывает две или более имитационные модели 16 пласта-коллектора с приложением 14 имитатора наземной сети, применяется несжатая схема связывания, во время которой имитационные модели 16 пласта-коллектора балансируют относительно их глобальных ограничений в начале каждого этапа синхронизации в контроллере 10, и впоследствии каждая модель 16 имитатора пласта-коллектора независимо продвигается к началу следующего этапа синхронизации. Ссылаясь на фиг. 2, контроллер 10 с фиг. 1 включает в себя программное обеспечение 20 декомпозиции тяжелой нефти, приспособленное для применения способа декомпозиции тяжелой нефти,который используется для преобразования потоков скважины из имитации тяжелой нефти (то есть поток скважины тяжелой нефти) в их составляющие компоненты (то есть композиционный поток скважины),когда требуется композиционное представление потоков скважины. Когда поток скважины тяжелой нефти декомпозируется в композиционный поток, то есть когда вычисляются молярные скорости компонентов, композиционный поток скважины может использоваться для различных целей, которые включают в себя: (1) его предоставление на вход имитатору системы подготовки продукции к транспортировке, поскольку для этих имитаторов, обычно, требуется композиционная информация, и/или (2) в случае, когда имитатор тяжелой нефти, такой как имитатор 16 пласта-коллектора с фиг. 1, связан с композиционным имитатором сети, таким как имитатор 14 наземной сети с фиг. 1, разложенный на компоненты композиционный поток используется для предоставления имитатору 14 сети входных данных (например, композиционных граничных условий). Ссылаясь на фиг. 1 и 2, необходимость в декомпозиции тяжелой нефти может возникнуть в следующем контексте: одна или более имитационных моделей 16 пласта-коллектора могут иметь описание флюида тяжелой нефти для эффективности вычислений. Тем не менее, контроллеру 10 может потребоваться описание композиционного флюида для этого флюида, чтобы обеспечить согласованность с описаниями флюида в других моделях, с которыми он связан, например, моделью 14 наземной сети. Или контроллеру 10 может потребоваться вывести композиционное описание флюида,причем композиционное описание флюида представляется в качестве входных данных в модель системы подготовки продукции к транспортировке. Ссылаясь на фиг. 3 в качестве примера, контроллер 10 преобразует модель тяжелой нефти из имитатора 16 пласта-коллектора в композиционную модель (имеющую М углеводородных компонентов) для наземной сети 14. Вышеупомянутое преобразование выполняется посредством способа 22 декомпозиции тяжелой нефти, показанного на фиг. 3, который реализуется программным обеспечением 20 декомпозиции тяжелой нефти с фиг. 2. Ссылаясь на фиг. 4 для примера, контроллер 10 также преобразует модель тяжелой нефти из имитатора 16b тяжелой нефти, который представлен как имитатор (2) 16b тяжелой нефти, в композиционную модель. Тем не менее, это преобразование происходит так, что флюид из имитатора 16b тяжелой нефти преобразуется в такой же набор компонентов, что и для композиционного имитатора 16 а пластаколлектора, который представлен как имитатор (1) 16 а пласта-коллектора. Контроллер 10 тогда использует унифицированную модель флюида для смешанной добычи из обоих пластов. Это преобразование выполняется посредством способа 22 декомпозиции тяжелой нефти с фиг. 4, который реализуется программным обеспечением 20 декомпозиции тяжелой нефти с фиг. 2. Ссылаясь на фиг. 5 для примера, контроллер 10 преобразует модель тяжелой нефти из имитатора 16d тяжелой нефти, который представлен как имитатор (2) 16d тяжелой нефти, в композиционную модель. Тем не менее, это преобразование происходит так, что флюид из имитатора 16d тяжелой нефти преобразуется в такой же набор компонентов, что и для композиционного имитатора 16 а пластаколлектора, который представлен как имитатор (1) 16 а пласта-коллектора. Тогда контроллер 10 использует унифицированную модель флюида для смешанной добычи из обоих пластов и передает получающиеся в результате молярные скорости компонентов в имитатор 14 наземной сети. Вышеупомянутые-3 016505 преобразования выполняются посредством способа 22 декомпозиции тяжелой нефти, показанного на фиг. 5, который реализуется программным обеспечением 20 декомпозиции тяжелой нефти с фиг. 2. Программное обеспечение 20 декомпозиции тяжелой нефти с фиг. 2. Как описано выше, контроллер 10 с фиг. 1 и 2 включает в себя программное обеспечение 20 декомпозиции тяжелой нефти, которое приспособлено для применения способа декомпозиции тяжелой нефти, используемого для преобразования потоков скважины из моделирования тяжелой нефти (то есть потока скважины тяжелой нефти) в их составляющие компоненты (то есть в композиционный поток скважины),когда требуется композиционное представление потоков скважины. Поток скважины тяжелой нефти декомпозируется в композиционный поток скважины, когда вычисляются молярные скорости компонентов. В нижеприведенных параграфах настоящего описания программное обеспечение 20 декомпозиции тяжелой нефти с фиг. 2, которое использует вышеупомянутый способ декомпозиции тяжелой нефти описано более подробно со ссылкой на фиг. 6-19. Способ декомпозиции тяжелой нефти преобразует поток скважины тяжелой нефти в композиционный поток скважины, таким образом, предоставляя возможность воспроизведения состава и молярных скоростей компонентов в модели пласта-коллектора тяжелой нефти. Способ декомпозиции тяжелой нефти основан, главным образом, на композиционной информации,генерируемой в процессе истощения, которая, как правило, изначально используется для предоставления данных для модели тяжелой нефти. Различные примеры показывают точность настоящего способа декомпозиции тяжелой нефти при различных процессах истощения, таких как естественное истощение, истощение с нагнетанием воды и истощение с нагнетанием газа. В добавление также раскрыт способ для точного применения способа декомпозиции тяжелой нефти на скважинах, где имеет место перекрестный ток. Вместе с прогрессом скорости вычислений становится все более обычным использовать полностью композиционное описание флюида при моделировании углеводородного пласта-коллектора. Тем не менее, чем быстрее становятся компьютеры, тем сильнее желание инженеров построить более сложные и,следовательно, более требовательные к ЦПУ имитационные модели. Композиционное моделирование в современных моделях с миллионами ячеек до сих пор остается практически невыполнимым. Представление флюида тяжелой нефти является испытанным способом, который все так же находит широкое применение в моделировании пласта. Тем не менее, важнейшим ограничением моделирования пласта тяжелой нефти является то, что оно не предоставляет детальной композиционной информации, которая необходима для моделирования наземных процессов. Описанный в настоящей спецификации способ декомпозиции тяжелой нефти предоставляет необходимую композиционную информацию, и при этом увеличение вычислительного времени процесса моделирования пренебрежимо мало. Декомпозиция потоков скважины тяжелой нефти включает в себя получение молярных скоростей выделенных компонентов, чтобы преобразовать поток скважины тяжелой нефти в композиционный поток скважины. Данный способ воспроизводит состав и молярные скорости компонентов добываемого потока. При использовании способа декомпозиции тяжелой нефти может быть обеспечена различная степень точности, используя различные опции от установки постоянного состава нефти и газа для всего прогона до использования результатов процесса истощения (CVD, CCD, DL, ). Простейшим способом является назначение фиксированного состава (молярной доли компонента) товарной нефти и газа. Это может быть применено по всему пласту или, если свойства углеводородной смеси варьируются по пласту, различные составы нефти и газа могут быть переназначены в любой момент в течение прогона. Некоторые имитаторы тяжелой нефти имеют функцию отслеживания API, которая обеспечивает возможность смешивания в пласте нефти с различными свойствами. Свойства давления, объема и температуры нефтяной смеси параметризируются, используя плотность нефти в поверхностных условиях. Для предоставления опции декомпозиции, сравнимой с отслеживанием API, составы товарной нефти и газа могут быть сопоставлены с плотностью нефти в поверхностных условиях. Третья опция, которая обеспечивает наибольшую точность, заключается в предоставлении таблиц сопоставления молярных долей жидких и паровых компонентов пласта с давлением насыщения. Они могут быть получены из процесса истощения, в идеальном случае, из того же процесса, который изначально был использован для генерации таблиц давления, объема и температуры тяжелой нефти. Как показано в настоящем описании, этот способ предоставляет очень точные результаты в процессах естественного истощения и процессах добычи, в которых применяется повторное повышение давления путем нагнетания воды. Есть сведения о схожем методе декомпозиции, предложенном Вайзенборном и Шультом (см. ссылки ниже). Однако в схеме декомпозиции они использовали давление блока сетки вместо давления насыщения (или усредненного давления насыщения в случае связки скважины, охватывающей множество соединений ячеек сетки). Последнее, как показано ниже, обеспечивает лучшие результаты в случае процессов добычи с повторным повышением давления путем нагнетания воды. Декомпозиция тяжелой нефти, основанная на таблицах сопоставления состава с давлением насыщения, не может предоставлять точный состав потока скважины в процессах добычи с нагнетанием газа. Это тот случай, когда эксперимент истощения и, впоследствии, получающиеся в результате сведенные в таблицу сопоставления состава пара и жидкости с давлением насыщения не предоставляют возможность-4 016505 соразмерно учитывать в потоке скважины пропорцию и состав нагнетаемого газа. В данной ситуации,как показано ниже, использование таблиц сопоставления состава жидкости и пара с отношением газ/нефть(Rs) жидкой фазы и/или с отношением нефть/газ (Rv) газовой фазы для процесса декомпозиции повышает точность. Еще одним важным аспектом декомпозиции тяжелой нефти является уровень, на котором имеет место декомпозиция: уровень скважины или уровень заканчивания. Декомпозиция на уровне заканчивания может потребоваться в случае пластов с множеством областей с описанием давления, объема и температуры, поскольку различные заканчивания в одной и той же скважине могут быть расположены в областях с различным давлением, объемом и температурой. Данный случай описан ниже. В заключение особое внимание следует обратить на случай, когда добывающие скважины подвержены перекрестному току, и некоторая часть флюидной смеси в стволе скважины повторно нагнетается в слои низкого давления. Скорость "нагнетания" в этих условиях должна быть учтена соответствующим образом, как описано ниже. Формулировка. Следующая формулировка применяется к декомпозиции тяжелой нефти как на уровне скважины,так и на уровне заканчивания. Здесь описаны способы декомпозиции, которые используют одну из следующих таблиц: состав жидкость/пар - давление насыщения, усредненное по массовой скорости жидкости/пара; то есть значение давления насыщения по всем соединениям ячейки сетки скважины (или заканчивания),усредненное по весовым коэффициентам массовой скорости жидкости/пара. Данная таблица в основном подходит для процессов добычи с естественным истощением и процессов истощения с нагнетанием воды. Следует отметить, что когда заканчивание охватывает только одну ячейку сетки, среднее давление насыщения законченной скважины уменьшается до уровня давления насыщения флюида в ячейке сетки; состав нефть/газ - плотность нефти в поверхностных условиях. Эта модель в основном подходит для моделей тяжелой нефти с отслеживанием API (которые предоставляют возможность смешивания различных типов нефти с различными плотностями в поверхностных условиях и различными свойствами давления, объема и температуры; состав жидкость/пар - Rs и/или Rv. Эта таблица в основном подходит для процессов добычи с нагнетанием газа. В формулировке рассматривается общий контекст модели тяжелой нефти типа газированная нефть/жирный газ. Декомпозиция тяжелой нефти для более простых моделей тяжелой нефти (то есть моделей газированная нефть/сухой газ и дегазированная нефть/сухой газ) является частным случаем общей формулировки. Целью процесса декомпозиции является получение молярной доли Zi, i=1, , Nc, компонентов (общего состава), где Nc представляет собой количество компонентов. Тогда молярная скорость ni, i=1, , Nc компонента является произведением общей молярной скорости и молярной доли компонента. В следующих вычислениях термины "жидкость" и "пар" относятся к фазам углеводородов в условиях пласта, тогда как термины "нефть" и "газ" относятся к фазам углеводородов в нормальных условиях. Процесс декомпозиции содержит следующие три этапа. Этап 1. Вычисление массовой скорости фазы. Из условия сохранения массы массовые скорости паровой и жидкой фаз, соответственно, выражаются как и В уравнениях (1) и (2) символы QmgV, QmoV, QmoL и QmgL обозначают массовые скорости свободного газа, испаренной нефти, жидкой нефти и растворенного газа соответственно. Эти величины могут быть получены из следующих выражений: и В вышеизложенных формулах символы qgV, qoV, qL и qgL обозначают объемные скорости свободного газа, парообразной нефти, жидкой нефти и растворенного газа, соответственно, в поверхностных условиях,a g и р представляют собой плотности газа и нефти, соответственно, в поверхностных условиях. Этап 2. Вычисление состава фазы. Вычисление молярной доли компонента фазы (молярных долей yi и xi компонента фазы, i=1, , Nc)-5 016505 происходит путем обращения к таблице. Во-первых, вычисляются величины, на которых основаны таблицы (при необходимости). Давление насыщения жидкости (пара), усредненное по массовой скорости. Отношение газ/нефть (Rg=qgL/qoL) жидкой фазы и/или отношение нефть/газ (Rv=qv/qgV) паровой фазы. После этого выполняют обращение к таблице, чтобы получить составы пара и жидкости. Этап 3. Вычисление общего состава и молярных скоростей компонентов. Общий состав zi компонента i (i=1, , Nc) соотносится с молярными долями yi и xi парового и жидкого компонента, соответственно, следующим образом: где- это доля пара, определяемая как где nV и nL представляют собой общее количество молей в паровой и жидкой фазах соответственно. Уравнение (8) можно выразить следующим образом: где mV, MV, mL и ML представляют собой массовый вес и молярный вес паровой и жидкой фаз соответственно. В выражении молярных скоростейможет быть выражена как где QVm и QLm вычисляются, как описано выше. Молярный вес MV пара и молярный вес ML жидкости выражаются следующим образом: и Зная общий состав, массовая скорость пара (жидкости) компонента i, i=1, , Nc может быть вычислена как произведение общей массовой скорости пара (жидкости) и молярной доли yi (xi) пара (жидкости) компонента. После вычисления молярных долей zi, i=1, , Nc компонента молярные скорости ni, i=1, , Nc компонента напрямую вычисляются следующим образом: ni=(nV+nL)zi, i=1, , Nc. Декомпозиция тяжелой нефти на уровне заканчивания. Скважина соединяется с имитационной сеткой через набор соединений ячейки сетки. В целях моделирования операций по увеличению дебита скважины имитатор может объединять соединения в заканчивания, причем все соединения из одного заканчивания открываются и закрываются вместе. В случае,когда в добывающей скважине возникает перекрестный ток, некоторые соединения могут использоваться для нагнетания вместо добычи. Даже внутри одного заканчивания некоторые соединения могут отдавать, а другие могут нагнетать (в особенности, если соединения в различных плохо сообщающихся слоях пласта объединяются в одно заканчивание). Соответственно, заканчивание в эксплуатационной скважине может иметь скорость нагнетания, а также скорость добычи. Следовательно, скорость нагнетания заканчивания должна быть учтена при вычислении молярных скоростей компонента эксплуатационной скважины на основании тех, которые были получены путем декомпозиции каждого потока тяжелой нефти заканчивания в композиционный поток. Рассмотрим скважину, которая имеет n заканчиваний. Обычно, некоторые (или все) соединения в заканчивании могут нагнетать в силу перекрестного тока. В нагнетающих соединениях может иметь место как нагнетание нефти, так и нагнетание газа. В модели типа жирный газ/газированная тяжелая нефть примем следующие обозначения: qgVPk,oVq Pk, qLPk и qgLPk - объемные скорости свободного газа, парообразной нефти, жидкой нефти и растворенного газа в поверхностных условиях, соответственно, для заканчивания k. Это скорости потока из добывающих соединений в заданном заканчивании.qgP и qP обозначают "валовые" скорости добычи объема газа и нефти, соответственно, в поверхностных условиях для добывающей скважины, которые определяются следующим образом: Далее делается допущение, что как qgP, так и qP0 (для добывающей скважины). qgIk и qIk обозна-6 016505 чают скорости нагнетания объема газа и нефти в поверхностных условиях для заканчивания k соответственно. Это скорости потока нагнетающих соединений в заданном заканчивании.qgI и qI обозначают скорости нагнетания объема газа и нефти (для добывающей скважины) соответственно.qg и q обозначают "чистые" скорости добычи объема газа и нефти в поверхностных условиях, соответственно, для добывающей скважины. Как qg, так и g0 (для добывающей скважины). В процессе декомпозиции тяжелой нефти на уровне заканчивания скорости добычи заканчивания должны быть откорректированы так, чтобы учесть нагнетающие соединения скважины. Скорости qgI иqI нагнетания скважины распределяются между всеми добывающими связками согласно их общих скоростей добычи.qgVak, qoVak, qLak и qgLak обозначают откорректированные величины qgVPk, qVPk, qLPk и qgLPk соответственно. Эти откорректированные величины должны удовлетворять следующим условиям: Соответственно, имеют место следующие равенства: Следует отметить, что поскольку qg=qgP-qgI0 в добывающей скважине, то всегда (1-qgI/qgP)1. To же самое имеет место для (1-qI/qP). Это означает, что все величины qgVak, qVak, qoLak и qgLak0. Процедура декомпозиции. В настоящем описании используется имитатор ECLIPSE, который реализует моделирование тяжелой нефти, и композиционное моделирование пласта-коллектора. Имитатор "ECLIPSE" принадлежит и эксплуатируется компанией Schlumberger Technology Corporation, Хьюстон, Техас. В настоящем описании декомпозиция тяжелой нефти выполняется с использованием программного обеспечения Reservoir toSurface Link (R2SL), которое связывается с имитатором ECLIPSE через открытый интерфейс.2,3 (см. ссылки ниже). Ниже следует краткое описание процедуры, которая используется для выполнения декомпозиции потока тяжелой нефти на уровне скважины. Способ декомпозиции тяжелой нефти использует таблицы сопоставления состава жидкости (пара) с давлением насыщения. Схожие процессы используются для других способов декомпозиции. Запрашивают информацию скважины, в особенности необходимую для декомпозиции потока скважины тяжелой нефти (как описано в вышеприведенных уравнениях). Эта информация включает в себя скорости свободных и растворенных газа и нефти,-7 016505 плотности газа и нефти в поверхностных условиях,давление насыщения в блоках сетки скважины, усредненное по весовым коэффициентам массовой скорости входящей жидкости,давление насыщения в блоках сети скважины, усредненное по весовым коэффициентам массовой скорости входящего пара. Используют таблицу сопоставления состава пара (жидкости) с давлением начала конденсации (выделения растворенного газа), чтобы вычислить молярные доли (состав) парового (жидкого) компонента. Наличие в упомянутой таблице только одного ряда означает сопоставление постоянного состава пара(жидкости) с давлением насыщения. Вычисляют молярные веса пара и жидкости на основании составов пара и жидкости, вычисленных с использованием уравнений 11 и 12. Вычисляют массовые скорости пара и жидкости, используя уравнения 1-6. Вычисляют долю пара на основании уравнения 10. Вычисляют общий состав и молярные скорости компонентов, используя уравнение 7. Примеры применений. Ниже представлен ряд примеров, в которых исследована точность способа декомпозиции для различных процессов добычи и поведений пласта. Повторное повышение давления пласта путем нагнетания воды (пример 1). Пласты-коллекторы с множеством флюидных областей (пример 2). Скважины с перекрестным током (пример 3). Нагнетание газа (пример 4). Процесс подтверждения правильности, главным образом, включает в себя сравнение в динамике по времени состава скважины из композиционной модели пласта с декомпозированным потоком скважины тяжелой нефти из эквивалентной модели тяжелой нефти. Во всех примерах (если не указано иного) применяются следующие параметры. Пласт-коллектор имеет три слоя. Пласт-коллектор имеет семь добывающих скважин (с различным перепадом давления) и три нагнетательные скважины воды. Температура пласта имеет постоянное значение 284F. Присутствует одинаковый набор компонентов/псевдокомпонентов. Уравнение состояния Пенга-Робинсона с двумя параметрами используется в композиционных моделях, а также в процессах истощения, используемых для генерации свойств давления, объема и температуры моделей тяжелой нефти. Для построения модели тяжелой нефти используется схема истощения с постоянным объемом(CVD). Скорость добычи нефти пласта имеет постоянное значение 5000 нормальных баррелей нефти в сутки. При возможности, скважины устанавливаются в режим добычи с равными долями лимита добычи месторождения. Изначально флюид в пласте находится в жидкой форме (давление выше, чем давление выделения растворенного газа в каждом слое пласта). К добывающим скважинам применяются следующие экономические ограничения: минимальная норма отбора нефти - 250 нормальных баррелей нефти в сутки,максимальное содержание воды - 0,7,максимальное отношение газ/нефть - 5,0. Таблица, приведенная в конце настоящего описания, иллюстрирует набор компонентов/псевдокомпонентов и составов флюидов, используемых в следующих примерах. Диаграммы давления/температуры, соответствующие этим составам, проиллюстрированы на фиг. 6. В примерах 1, 3 и 4 используется флюид 1, тогда как в примере 2 в различных слоях исходно используются различные флюиды. Пример 1. Нагнетание воды. Этот пример показывает, что декомпозиция с использованием таблиц типа состав/давление насыщения предоставляет результаты высокой точности при процессах естественного истощения и процессах добычи с повторным повышением давления пласта путем нагнетания воды. Декомпозиция в этом примере происходит на уровне скважины. Эти результаты были сравнены с результатами, полученными путем декомпозиции на уровне заканчивания, и каких-либо значительных различий отмечено не было. Следует отметить, что в этом примере (так же как и во всех других примерах) каждое заканчивание состоит из одного соединения ячейки сетки. Исходный состав для данного примера соответствует составу флюида 1 (см. таблицу). Исходное давление в пласте составляет 5000 фунтов на кв.дюйм. Весь пласт в исходном состоянии находится в жидкой фазе (недостаточно насыщенной). Нефть добывается при постоянной общей скорости 2500 нормальных баррелей нефти в сутки через семь скважин. Для построения модели тяжелой нефти типа газированная нефть/жирный газ был использован про-8 016505 цесс истощения CVD. Также была попытка использования модели тяжелой нефти, содержащей сухой газ(вместо жирного газа), однако, было получено значительное расхождение во времени прорыва газа в скважину и в составе декомпозированного потока скважины тяжелой нефти. Этого следовало ожидать,поскольку качество результатов декомпозиции напрямую связано с качеством модели тяжелой нефти. Процесс естественного истощения применяется для первых трех лет эксплуатации. Повторное повышение давления путем нагнетания воды, где нагнетается двойной объем добытых флюидов, применяется в течение остального времени добычи (5 лет). Ссылка на фиг. 7(а). Среднее давление пласта понижается приблизительно до 4200 фунтов на кв.дюйм в конце третьего года и снова повышается до примерно 4500 фунтов на кв.дюйм (что выше давления выделения растворенного газа) в конце седьмого года, как показано на фиг. 7(а). Следует отметить, что повторное повышение давление пласта путем нагнетания воды учитывается в процессе декомпозиции путем использования таблицы сопоставления состава углеводородной жидкости/пара с усредненными давлениями насыщения жидкой/паровой фазы вместо использования "среднего давления" скважины (см. приложение А, приведенное ниже). Когда из-за нагнетания воды давление в ячейке сетки повышается, давление насыщения не повышается соответствующим образом. Следовательно, использование этого давления вместо давления насыщения может привести к значительным ошибкам при декомпозиции потока тяжелой нефти. Фиг. 7(b) иллюстрирует добычу газа в течение периода 8 лет. Существует очень близкое соответствие между композиционной моделью и декомпозированной моделью тяжелой нефти. Фиг. 8 иллюстрирует зависимость состава (а) метана и состава псевдокомпонентов C7-C12 (b) от времени. Как и в случае скорости добычи газа, состав декомпозированного потока скважины тяжелой нефти находится в очень точном соответствии с потоком скважины композиционной модели. Пример 2. Множество флюидных областей. Этот пример иллюстрирует точность схемы декомпозиции в случае пластов с множеством флюидных областей. В композиционной модели флюиды 1, 2 и 3 (показанные в таблице) используются для инициализации нижнего, среднего и верхнего слоя пласта соответственно. Следует отметить, что содержание метана уменьшается по мере увеличения глубины, тогда как молярные доли тяжелых компонентов и псевдокомпонентов увеличиваются по мере увеличения глубины. Исходное давление пласта составляет 5000 фунтов на кв.дюйм, что немногим выше, чем давление выделения растворенного газа для жидкости в верхнем слое пласта. Эквивалентная модель тяжелой нефти имеет три области давления, объема и температуры, которые соответствуют флюидным областям в эквивалентной композиционной модели. Ссылаясь на фиг. 9(а) можно отметить, что модель тяжелой нефти согласуется с композиционной моделью в показателях зависимости скорости добычи газа от времени добычи. Тем не менее, соответствие между композиционной моделью и эквивалентной моделью тяжелой нефти не такое точное, как в примере 1 (см. фиг. 7(а. Усовершенствование модели тяжелой нефти для получения лучшего соответствия выполнено не было. В этом примере декомпозиция происходит на уровне заканчивания. Соответственно, используется три различных набора таблиц для декомпозиции потока тяжелой нефти из заканчивания скважины, входящих в различные слои пласта. Состав декомпозированного потока скважины вычисляется, как описано в разделе "Формулировка". Ссылаясь на фиг. 9(b), процесс естественного истощения применяется для первых трех лет эксплуатации. Для остального времени добычи (5 лет) применяется схема нагнетания воды в объеме замещения 100% общего отбора. Среднее давление пласта понижается приблизительно до 4000 фунтов на кв.дюйм в конце третьего года и снова повышается до примерно 4250 фунтов на кв.дюйм в конце восьмого года,как показано на фиг. 9(b). Ссылаясь на фиг. 10, показанная зависимость состава метана и состава псевдокомпонентов С 7-С 12 от времени достаточно хорошо согласуется между композиционной моделью и моделью декомпозированной тяжелой нефти. Пример 3. Скважина с перекрестным током. Этот пример аналогичен примеру 1 с одним главным отличием: три слоя пласта инициализируются с различными давлениями, что вызывает перекрестный ток скважин. Процесс естественного истощения применяется в течение первых трех лет эксплуатации. Для остального времени добычи (5 лет) применяется схема нагнетания воды в объеме замещения 100% общего отбора. Исходные давления трех слоев имеют следующие значения: 5500 фунтов на кв.дюйм (верхний слой), 4800 фунтов на кв.дюйм (средний слой) и 6500 фунтов на кв.дюйм (нижний слой). Тем не менее,эти три слоя используют одинаковую модель давления, объема и температуры - модель флюида 1 (см. фиг. 6). Исходное давление в этих трех слоях выше, чем давления выделения растворенного газа, которые имеют следующие значения: 4958 фунтов на кв.дюйм (верхний слой), 4722 фунтов на кв.дюйм(средний слой) и 4522 фунтов на кв.дюйм (нижний слой). Фиг. 11 иллюстрирует зависимость скорости добычи газа от времени из композиционной модели, и-9 016505 эквивалентной ей модели тяжелой нефти. Результаты из этих фигур показывают очень хорошее соответствие между упомянутыми двумя моделями. На фиг. 12 представлена зависимость состава от времени из этих двух моделей. Ссылаясь на фиг. 13, перекрестный ток имеет место, главным образом, в течение нескольких первых месяцев добычи и позже в течение фазы нагнетания воды. Фиг. 13 иллюстрирует скорость добычи газа из одной добывающей скважины и скорость нагнетания газа вследствие перекрестного тока трех заканчиваний скважины. Заканчивание 3 на чертеже соответствует нижнему слою. Вследствие более высокого исходного давления в этом слое, заканчивание 3 единственное, которое добывает в течение первых нескольких месяцев, тогда как заканчивания, входящие в слои низкого давления, нагнетают из-за перекрестного тока. Зависимости скорости добычи газа от времени и молярной доли метана от времени для скважины РА 4 из композиционной модели и эквивалентной ей модели тяжелой нефти представлены на фиг. 14, которая показывает очень близкое соответствие в показателях декомпозированного потока тяжелой нефти независимо от происходящего значительного перекрестного тока. Пример 4. Нагнетание газа. Целью данного примера является обсуждение проблем, связанных с декомпозицией тяжелой нефти в условиях нагнетания газа. Исходный состав пласта для данного примера соответствует составу флюида 1 (см. таблицу). Исходное давление в пласте составляет 5000 фунтов на кв.дюйм, и весь пласт в исходном состоянии находится в жидкой фазе (недостаточно насыщенной). В данном примере отсутствует нагнетание воды. С начала процесса добычи применяется схема нагнетания газа с замещением 80% общего отбора. Добыча для месторождения ограничена объемом 10000 баррелей в день. Эта скорость равномерно распределяется между добывающими скважинами (когда это возможно). В отличие от трех вышеупомянутых примеров каких-либо экономических ограничений не применяется. Фиг. 15 иллюстрирует скорость добычи газа, отношение газ/нефть и среднее давление пласта из композиционной модели, а также из эквивалентной ей модели тяжелой нефти. Поскольку в течение эксплуатации большая часть пласта, главным образом, сконцентрирована в недостаточно насыщенной области, между этими двумя моделями есть достаточно точное соответствие. Фиг. 16 иллюстрирует скорость добычи газа и отношение газ/нефть для скважины РА 1 из обеих моделей. РА 1 это первая скважина,подверженная прорыву газа, который происходит на четвертом году добычи, как показано на фиг. 17,которая иллюстрирует общую скорость добычи газа и скорость добычи свободного газа. На основании этих фигур можно отметить, что лучшее соответствие в показателях отношения газ/нефть имеет место до того, как происходит прорыв газа. Декомпозиция тяжелой нефти в этом примере выполняется с использованием таблицы сопоставления состава жидкости и пара с величиной Rs. В приложении В подробно описан процесс, посредством которого получаются эти таблицы. Декомпозиция происходит на уровне заканчивания скважины. Фиг. 18 и 19 иллюстрируют зависимость молярной доли метана от времени из композиционной модели и эквивалентной ей модели тяжелой нефти. В период добычи до прорыва газа получается отличное соответствие. После прорыва газа соответствие декомпозированного потока менее точное, однако, результаты приемлемы. Следует отметить, что это соответствие обеспечивается даже несмотря на то, что в таблице сопоставления состава пара с Rs допускается, что вся газовая шапка находится в равновесии с жидкой фазой. Из вышеизложенных примеров можно сделать следующее заключение: степень соответствия между моделью тяжелой нефти и эквивалентной ей композиционной модели в показателях зависимости состава(молярных скоростей компонента или молярных долей) от времени добычи пропорциональна степени соответствия между этими двумя моделями в показателях зависимости добычи газа (или нефти) от времени. Чем выше качество модели тяжелой нефти (по сравнению с композиционной моделью), тем точнее соответствие между этими двумя моделями в показателях зависимости состава от времени. Представленный в настоящем описании способ декомпозиции использует таблицы сопоставления состава жидкости и пара с давлением насыщения, которые, как правило, получают из процесса истощения. Этот способ предоставляет возможность получения наиболее детальной композиционной информации, которая возможна в процессе декомпозиции тяжелой нефти, при условии, что интервалы давления насыщения в этих таблицах соответствуют таковым в таблицах давления, объема и температуры тяжелой нефти (которые получаются, по существу, используя такую же имитацию истощения). При интервалах давления, которые меньше интервалов в таблицах давления, объема и температуры тяжелой нефти получение лучшего композиционного описания флюида не гарантировано. Необходимы дополнительные исследования для случая процессов добычи с нагнетанием газа в насыщенную область. Следует отметить, что в таких конфигурациях моделирование тяжелей нефти, по существу, может не обеспечить точной имитации процесса. Обозначения В - фактор нефтяной формации, л 3/л 3, баррель/нормальный баррель,CCD - истощение с постоянным составом,- 10016505CVD - истощение с постоянным объемом,DE - дифференциальное разгазирование,GOR - отношение газ/нефть л 3/л 3, миллион стандартных кубических футов/нормальный баррель,Hw - напор ствола скважины, м/л Т 2, м/л Т 2,m - масса, фунтов массы,М - молярный вес, масса, фунтов массы/моль,Mf - подвижность фазы,N - количество молей,PVT - давление/объем/температура,p - давление, м/л Т 2, фунт на кв.дюйм,pw - давление на забое скважины, м/л Т 2, фунт на кв.дюйм,q - объемный расход в поверхностных условиях,qg - объемный расход газа в поверхностных условиях м 3/t, миллион стандартных куб.футов/день,q - объемный расход нефти в поверхностных условиях м 3/t, миллион стандартных куб.футов/день,Q - массовая скорость, м/t, фунтов массы/день,Rs - отношение жидкой фазы газ/нефть, л 3/л 3, миллион стандартных куб.футов/нормальный баррель,Rv - отношение паровой фазы газ/нефть, л 3/л 3, миллион стандартных куб.футов/нормальный бар(March 12-15, 2005). 4. Barroux, C.C. et al.: "Linking Reservoir and Surface Simulators: How to Improve the Coupled Solutions", paper SPE 65159 presented at the SPE European Petroleum Conference, Paris, France (October 24-25,2000). Приложение А. Среднее давление скважины. Ниже резюмировано вычисление среднего давления скважины (эквивалентное давление 4 блока сетки). Взаимосвязь характеристики притока может быть выражено через объемную скорость добычи каждой фазы в нормальных условиях следующим образом: гдеqfj - объемная скорость потока фазы f в соединении j в нормальных условиях. Поток принимается с положительным знаком при направлении от формации в скважину и с отрицательным знаком при направлении от скважины в формацию,Twj - фактор проницаемости соединения,Mfj - фазовая проницаемость в соединении,pj - давление в блоке сетки, содержащем данное соединение,pw - давление на забое скважины иHwj - напор ствола скважины между соединением и глубиной уровня маркирования забоя скважины. Исходя из вышеперечисленного, Ng ячейки сетки скважины получаются следующим образом: Усредненное давление ра скважины определяется следующим образом: В уравнении 27 выбирается фаза с наибольшей массовой скоростью. Приложение В. Справочные таблицы для примера 4. Таблицы декомпозиции тяжелой нефти для примеров 1, 2 и 3 автоматически генерируются программным пакетом, используемым для имитации процесса истощения модели тяжелой нефти (CVD). В случае таблиц, используемых для декомпозиции тяжелой нефти в примере 4 (с нагнетанием газа), применяется иной механизм. В примере 4 выполняется имитация эксперимента на обогащение нефти газом, чтобы исследовать воздействие нагнетаемого газа на поведение флюида. Для этого добавляют предписанные объемы газа при заданном отношении нефть/газ (GORI). Среди прочей информации эксперимент предоставляет таблицы сопоставления состава жидкости с GORI. Эксперимент также предоставляет таблицы сопоставления состава пара (в равновесии с жидкостью) с GORI.RS0 обозначает отношение газ-нефть исходной смеси (которая соответствует нулевой величине нагнетаемого газа). Отношение газ/нефть, которое соответствует заданному объему газа, может быть аппроксимировано по следующей формуле: где VgL0 и VL0 обозначают объемы газа и нефти, которые получаются в результате испарения объема жидкости (без нагнетенного газа) в поверхностных условиях, а VgI обозначает объем нагнетаемого газа в поверхностных условиях. В уравнении 28 применяются следующие допущения: общий объем газа в поверхностных условиях равен сумме нагнетенного объема газа в поверхностных условиях и объема жидкой фазы газа в поверхностных условиях,нагнетаемый газ не влияет на объем нефти в поверхностных условиях из жидкой фазы. Из уравнения 28 следует, что где В - это фактор объема нефтяной формации (для примера 4 - порядка 2,1 баррель/нормальный баррель). Соответственно, таблицы сопоставления состава жидкости и пара с Rs используются в декомпозиции тяжелой нефти для примера 4. Коэффициенты преобразования единиц изменения СИ- 12016505 Молярные доли компонентов для трех флюидов, используемых в примерах Из вышеизложенного описания способа декомпозиции тяжелой нефти очевидно, что могут быть выполнены различные вариации этого способа. Такие вариации не следует рассматривать как выходящие за рамки сущности и объема заявленного способа или устройства или запоминающего устройства для хранения программы, и специалистам в данной области техники будет очевидно, что все такие модификации должны быть включены в объем следующей формулы изобретения. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Устройство для моделирования пласта-коллектора тяжелой нефти, содержащее один или более имитатор пласта-коллектора, выполненный с возможностью приема данных, связанных с пластом-коллектором; имитатор наземной сети, выполненный с возможностью приема данных, связанных с наземной сетью; инструмент управления месторождением, выполненный с возможностью обработки данных, полученных в результате обмена между одним или более имитатором пласта-коллектора и имитатором наземной сети посредством связного интерфейса, и синхронизации временных шагов одного или более имитаторов пласта-коллектора и имитатора наземной сети так, чтобы каждый имитатор пластаколлектора продвигался независимо к началу следующего этапа синхронизации; причем инструмент управления месторождением предназначен для обработки данных посредством преобразования потока скважины из имитации тяжелой нефти в композиционный поток скважины посредством:(a) вычисления массовой скорости фазы;(b) вычисления состава фазы и(c) вычисления общего состава и молярных скоростей компонентов; где на этапе (а) массовую скорость паровой фазы QVm и массовую скорость жидкой фазы QLm определяют как QVm=QgVm+QoVm и QLm=QoLm+QgLm,где QgVm, QoVm, QoLm и QgLm обозначают массовые скорости свободного газа, парообразной нефти,жидкой нефти и растворенного газа соответственно,причем молярные скорости компонентов ni, где i=1, , Nc представляет собой количество компонентов, определяют как произведение общей молярной скорости и молярной доли компонента. 2. Устройство по п.1, в котором упомянутые массовые скорости QgVm, QoVm, QLm и QgLm получают из следующих выражений: причем значения qgV, qoV, qoL и qgL обозначают объемные скорости свободного газа, парообразной нефти, жидкой нефти и растворенного газа, соответственно, в поверхностных условиях, а pg и р представляют собой плотности газа и нефти, соответственно, в поверхностных условиях. 3. Устройство по п.1, в котором на этапе (b) вычисление состава фазы заключается в том, что(b1) выполняют вычисление молярной доли компонента фазы, для чего вычисляют величину, которая выбирается из группы, в которую входят давление насыщения, усредненное по массовой скорости жидкости (пара), отношение газ/нефть (Rg=qgL/qoL) жидкой фазы и отношение нефть/газ (Rv=qoV/qgV) паровой фазы,используют упомянутую величину, чтобы получить величины, являющиеся показателями составов пара и жидкости. 4. Устройство по п.1, в котором на этапе (с) вычисление общего состава заключается в том, что выполняют вычисление общего состава, где молярная доля zi компонента i (i=1, , Nc) соотносится с молярными долями yi и xi парового и жидкого компонента, соответственно, следующим образом: где- это доля пара, определяемая какnV и nL представляют собой общее количество молей в паровой и жидкой фазах соответственно. 5. Устройство по п.2, в котором на этапе (b) вычисление состава фазы заключается в том, что(b1) выполняют вычисление молярной доли компонента фазы, для чего вычисляют величину, которая выбирается из группы, в которую входят давление насыщения, усредненное по массовой скорости жидкости (пара), отношение газ/нефть (Rg=qgL/qoL) жидкой фазы и отношение нефть/газ (Rv=qoV/qgV) паровой фазы,используют упомянутую величину, чтобы получить величины, являющиеся показателями составов пара и жидкости. 6. Устройство для управления месторождением по п.5, в котором на этапе (с) вычисление общего состава и молярных скоростей компонентов заключается в том, что выполняют вычисление общего состава, где молярная доля zi компонента i (i=1, , Nc) соотносится с молярными долями yi и xi парового и жидкого компонента, соответственно, следующим образом: где- это доля пара, определяемая какnV и nL представляют собой общее количество молей в паровой и жидкой фазах соответственно. 7. Инструмент для управления месторождением пласта-коллектора тяжелой нефти, причем инструмент сконфигурирован для синхронизации временных шагов одного или более имитаторов пласта-коллектора тяжелой нефти и имитатора наземной сети так, чтобы каждый имитатор пласта-коллектора продвигался независимо к началу следующего этапа синхронизации; и преобразования потока скважины из имитации тяжелой нефти в композиционный поток скважины посредством:(a) вычисления массовой скорости фазы;(b) вычисления состава фазы и(c) вычисления общего состава и молярных скоростей компонентов; где на этапе (а) массовую скорость паровой фазы QVm и массовую скорость жидкой фазы QLm определяют как QVm=QgVm+QoVm и QLm=QLm+QgLm,где QgVm, QoVm, QoLm и QgLm обозначают массовые скорости свободного газа, парообразной нефти,жидкой нефти и растворенного газа соответственно,причем молярные скорости компонентов ni, где i=1, , Nc представляет собой количество компонентов, определяют как произведение общей молярной скорости и молярной доли компонента. 8. Инструмент по п.7, в котором упомянутые значения QgVm, QoVm, QoLm и QgLm получают из следующих выражений: причем значения qgV, qoV, qoL и qgL обозначают объемные скорости свободного газа, парообразной нефти, жидкой нефти и растворенного газа, соответственно, в поверхностных условиях, а pg и po представляют собой плотности газа и нефти, соответственно, в поверхностных условиях. 9. Инструмент по п.7, в котором на этапе (b) вычисление состава фазы заключается в том, что(b1) выполняют вычисление молярной доли компонента фазы, для чего вычисляют величину, которая выбирается из группы, в которую входят давление насыщения, усредненное по массовой скорости жидкости (пара), отношение газ/нефть (Rg=qgL/qoL) жидкой фазы и отношение нефть/газ (Rv=qoV/qgV) паровой фазы; используют упомянутую величину, чтобы получить величины, являющиеся показателями составов пара и жидкости. 10. Инструмент по п.7, в котором на этапе (с) вычисление общего состава компонентов заключается в том, что выполняют вычисление общего состава, где молярная доля zi компонента i (i=1, , Nc) соотносится с молярными долями yi и xi парового и жидкого компонента, соответственно, следующим образом: где- это доля пара, определяемая какnV и nL представляют собой общее количество молей в паровой и жидкой фазах соответственно. 11. Инструмент по п.8, в котором на этапе (b) для вычисления состава фазы(b1) выполняют вычисление молярной доли компонента фазы, для чего вычисляют величину, которая выбирается из группы, в которую входят давление насыщения, усредненное по массовой скорости жидкости (пара), отношение газ/нефть (Rg=qgL/qoL) жидкой фазы и отношение нефть/газ (Rv=qoV/qgV) паровой фазы,используют упомянутую величину, чтобы получить величины, являющиеся показателями составов пара и жидкости. 12. Инструмент по п.11, в котором на этапе (с) для вычисления общего состава и молярных скоростей компонентов выполняют вычисление общего состава, где молярная доля zi компонента i (i=1, , Nc) соотносится с молярными долями yi и xi парового и жидкого компонента, соответственно, следующим образом: где- это доля пара, определяемая как где nV и nL представляют собой общее количество молей в паровой и жидкой фазах соответственно. 13. Компьютеризированная система, выполненная с возможностью моделирования пластаколлектора тяжелой нефти, содержащая один или более имитатор пласта-коллектора для динамического моделирования данных, связанных с пластом-коллектором; имитатор наземной сети для динамического моделирования данных, связанных с наземной сетью; связывающий контроллер, связанный с имитатором пласта-коллектора и имитатором наземной сети посредством связного интерфейса и предназначенный для синхронизации временных шагов одного или более имитаторов пласта-коллектора и имитатора наземной сети так, чтобы каждый имитатор пласта-коллектора продвигался независимо к началу следующего этапа синхронизации; причем связывающий контроллер выполнен с возможностью преобразования потока скважины из имитации тяжелой нефти в композиционный поток скважины посредством вычисления массовой скорости фазы; вычисления состава фазы и вычисления общего состава и молярных скоростей компонентов; причем массовую скорость паровой фазы QVm и массовую скорость жидкой фазы QLm определяют как QVm=QgVm+QoVm и QLm=QLm+QgLm,где QgVm, QoVm, QoLm и QgLm обозначают массовые скорости свободного газа, парообразной нефти,жидкой нефти и растворенного газа соответственно; причем молярные скорости компонентов ni, где i=1, , Nc представляет собой количество компонентов, определяют как произведение общей молярной скорости и молярной доли компонента.