СМЕШИВАЕМОСТЬ ПРИ ВОДОГАЗОВОМ ВОЗДЕЙСТВИИ Текст научной статьи по специальности «Строительство и архитектура»

УДК 622.276

Шайнуров Д. Ф. студент магистратуры 3 курс, факультет заочного образования направлению подготовки «Проектирование и управление разработкой и эксплуатацией газовых, газоконденсатных нефтегазоконденсатных месторождений» Уфимский государственный нефтяной технический университет Россия, г. Уфа

СМЕШИВАЕМОСТЬ ПРИ ВОДОГАЗОВОМ ВОЗДЕЙСТВИИ

Аннотация - в данной статье рассмотрен процесс смешиваемости при моделировании водогазового воздействия. Приведены математические модели для расчета фактора смесимости.

Ключевые слова - смешиваемость, моделирование, водогазовое, фактор смесимости, натяжение, капиллярное.

Shainurov D. F. master's student 3rd year, faculty of correspondence education direction of training «Design and management of development and operation of gas, gas condensate oil and gas condensate fields» Ufa state oil technical University

Russia, Ufa

WATER AND GAS INJECTION TECHNOLOGIES

Annotation - in this article the process of Miscibility in modeling of watergas impact is considered. Mathematical models for the calculation of the Miscibility factor are presented.

Key words - Miscibility, modeling, water-gas, Miscibility factor, tension, capillary.

Смешиваемость - это процесс, при котором исчезает граница раздела между нефтяной и газовой фазами при определенных термобарических условиях. Смешиваемость сопровождается снижением остаточной нефтенасыщенности, а, следовательно, и повышением коэффициента вытеснения нефти газом.

Смешиваемость бывает двух типов: многоконтактная и одноконтактная. Одноконтактная смешиваемость подразумевает полную смешиваемость между нагнетаемым газом и нефтью в результате только одного контакта. Соответственно, при многоконтактном процессе полная смешиваемость наступает только при многократном контакте газа и нефти.

Тип вытеснения можно определить, анализируя трехкомпонентную диаграмму РУТ (рисунок 1).

На рисунке 1 по углам диаграммы отложены газовая фаза (С1), легкие углеводороды (С2 - С4) и тяжелые углеводороды (С5+), между синей и красной кривыми заключена двухфазная область, в которой ноды (зеленые прямые внутри двухфазной области) соединяют равновесные составы жидкой и газовой фаз. Т. С - критическая точка. Зеленой прямой обозначена касательная к критической точке, которая является границей зоны многоконтактного смешивания, красной линией - граница зоны одноконтактного смешивания. Если состав нефти находится слева от зеленой прямой (например, точка А), то вытеснение при данных термобарических условиях будет несмешивающемся. Точка Б лежит в зоне, где будет реализовываться многоконтактный процесс. В точке В начнется процесс одноконтакного смешивания.

Математически смесимость описывается фактором смесимости ¥к. Фактор смесимости - это величина, характеризующая степень перехода от несмешивающегося вытеснения к смешивающемуся. Изменяется от 0 до 1, где 1 - соответствует несмешивающемуся вытеснению, 0 - полностью смешивающемуся.

Для расчета фактора смесимости существует две математические модели:

1. Модель Коутса [1], основанная на поверхностном натяжении.

Рисунок 1 - Трехкомпонентная диаграмма РУТ

2. Модель, основанная на капиллярном числе, представленная в работе

В любом случае расчет фактора смесимости начинается с расчета поверхностного натяжения. В композиционной модели поверхностное натяжение определяется по корреляции Маклеода-Сагдена [3, 4]:

°=№=1(Р)1(Ъ?х1-ЬУуд]\ (1.1)

1

где ( Р) - парахор компонента /, (- 4 м

м/ кг*моль

Х1, Ух - мольные доли жидкой и газовой фаз соответственно;

Ь™ , Ь^ - молярные плотности жидкой и газовой фаз

кг*моль

соответственно,--—;

м3

общее число компонентов. По формуле Коутса фактор смесимости определяется как:

^ = тт

\ао/

(1.2)

^ = min

где (Г0 - опорное межфазное натяжение, Н/м.

Ыа - показатель степени, определяющий скорость перехода от несмешивающегося вытеснения к смешивающемуся.

В зависимости от капиллярного числа фактор смесимости определяется следующим образом:

Чж) } (13)

где Ыс - капиллярное число.

Ыс0 - опорное капиллярное число;

- показатель степени, определяющий скорость перехода от

несмешивающегося вытеснения к смешивающемуся.

w * д

^с=—^ (1.4)

где w - скорость фильтрации, м/с;

д - динамическая вязкость, Па*с.

Опорное межфазное натяжение - это то межфазное натяжение, при котором начинается процесс многоконтактного смешивания и начинает снижаться остаточная нефтенасыщенность (аналогично опорное капиллярное число).

В литературе авторы почти не уделяют внимания вопросу определения параметра а0, сконцентрировавшись на нахождении минимального давления смесимости (МДС). МДС, безусловно, является важным параметром, определяющим эффективность газовых МУН, однако, с точки зрения моделирования, МДС практически бесполезен, в отличие от а0.

Единственным способом нахождения а0 по экспериментальным данным является построение графика

зависимости Квыт(о) на основе результатов фильтрационных экспериментов на тонкой трубке (рисунок 2).

а0 определяется как минимальное значение о, при котором начинается увеличение Квыт.

1.20

1.00

. 0.80 ч

(О

^0.60

с

д

и

0.40 0.20 0.00

0

1

•

• а0=4 дин/см ь л ь

2 3 4

о, дин/см

Рисунок 2 - График зависимости Квыт(а)

Однако встает вопрос о выборе компонентного состава газовой фазы, используемой при определении межфазного натяжения. Многоконтактный процесс сопровождается многократным обменом компонентов между нефтяной и газовой фазами, в результате которых газовая фаза обогащается тяжелыми компонентами, и в определенный момент этот состав становится таковым, что капиллярные силы становятся меньше вязкостных и происходит вытеснение ранее неподвижной нефти. Определить тот состав, при котором капиллярные силы становятся меньше вязкостных, достаточно проблематично, соответственно, также проблематично определить фактическое значение а0. Таким образом, в настоящий момент вопрос экспериментального определения достоверного значения опорного межфазного натяжения остается открытым. Поэтому пока к а0 надо относится как к модельному параметру, определяемому на основе адаптации линейных моделей по результатам фильтрационных экспериментов на тонкой трубке (в данном случае параметры смесимости являются единственными неизвестными, что позволит их определить с высокой степенью точности).

Параметр N определяет кривизну кривой Квыт(а). Автор [1] определяет пределы его изменения как [0,1;0,25]. Однако, как пишет сам автор, данная модель основана не на проведенных экспериментальных исследованиях, а на общих соображениях. Поэтому отклонение параметра N от указанного диапазона вполне допустимо.

Масштабирование кривой ОФП фактором смесимости происходит следующим образом:

и — f h-imm I (л _ г \b,mis

кrog гк^год + (i rkJKrog> q ^

$org = F^OOr™ + (i— F^sotg, (1-6)

где Sorg - остаточная нефтенасыщенность в системе с газом; krOg - ОФП нефти в системе с газом;

индекс imm - соответствует случаю полностью несмешивающихся флюидов (т.е. исходно задаваемым параметрам), mis -случаю полностью несмешивающихся флюидов.

Использованные источники:

1. K.H. Coats. An Equation of State Compositional Model (1980).

2. Hustad O.S. and Browning D.J. A Fully Coupled Three-Phase Model for Capillary Pressure and Relative Permeability for Implicit Compositional Reservoir Simulation (2009)

3. D.B. Macleod. On a Relation between Surface Tension and Density (1923).

4. S. Sugden. The Variation of Surface Tension with Temperature and some Related Functions (1924).