Александр Вячеславович Кобяшев — главный менеджер
Scopus ID: 57200390853
625002, г. Тюмень, ул. Осипенко, д. 79/1
Alexander V. Kobyashev — General manager
Scopus ID: 57200390853
79/1, Osipenko str., 625002, Tyumen
Александр Александрович Пятков — кандидат физико-математических наук, главный специалист
Scopus ID: 57189490972
625002, г. Тюмень, ул. Осипенко, д. 79/1
Alexander A. Pyatkov — Dr. Sci. (Phys. and Math.), Senior engineer
Scopus ID: 57189490972
79/1, Osipenko str., 625002, Tyumen
Александр Владимирович Дубровин — менеджер
625002, г. Тюмень, ул. Осипенко, д. 79/1
Alexander V. Dubrovin — Manager
79/1, Osipenko str., 625002, Tyumen
Евгения Александровна Громова — кандидат технических наук, эксперт
625002, г. Тюмень, ул. Осипенко, д. 79/1
Evgenia A. Gromova — Cand. Sci. (Techn.), Expert
79/1, Osipenko str., 625002, Tyumen
Владимир Александрович Захаренко — главный специалист
Scopus ID: 57213150807
625002, г. Тюмень, ул. Осипенко, д. 79/1
Vladimir A. Zakharenko — Senior engineer
Scopus ID: 57213150807
79/1, Osipenko str., 625002, Tyumen
Введение. Базовым методом определения минимального давления смесимости (МДС) нефти и газа является проведение эксперимента по вытеснению нефти газом в тонкой трубке. Результатом эксперимента является набор зависимостей коэффициента вытеснения от прокачанного порового объема газа при различных давлениях. Для корректного прогнозирования режима смесимости в условиях пласта необходимо выполнить адаптацию численной модели на результаты экспериментов.
Цель. Целью работы является определение оптимальных подходов к моделированию эксперимента по вытеснению нефти газом в тонкой трубке и набора данных, необходимых для достижения высокой точности адаптации.
Материалы и методы. Материалы: результаты экспериментов по вытеснению нефти газом в тонкой трубке. Методы: численное моделирование с использованием гидродинамических симуляторов Eclipse 300 и Eclipse 100.
Результаты. Наилучшую сходимость с экспериментальными данными модель смешивающегося вытеснения Тодда–Лонгстаффа показывает при режимах несмешивающегося вытеснения и полной смесимости. Применение данной модели для выполнения прогнозных расчетов целесообразно при условии полной смесимости нефти и газа в пласте. Более корректным является подход к адаптации, основанный на модификации функций Kro, Krg, Scr от межфазного натяжения при использовании композиционной модели. Помимо данных типовых исследований, в данном случае необходимо использовать результаты VIT-теста.
Заключение. В работе рассмотрены варианты адаптации результатов лабораторных экспериментов по вытеснению нефти газом в тонкой трубке, основанные на использовании модели black oil и композиционной модели. Показано, что вариант адаптации, основанный на модификации функций Kro, Krg, Scr от межфазного натяжения позволяет добиться наиболее точного совпадения расчетных данных с фактическими. При этом для настройки PVT-модели пластовых флюидов данные типовых исследований пластовых флюидов необходимо дополнить результатами VIT-тестов. Установлены границы применимости модели Тодда–Лонгстаффа.
Background. The basic method for determining the minimum mixing pressure (MMP) of oil and gas is to conduct an experiment on the displacement of oil by gas in a slim-tube. The result of the experiment is a set of dependencies of the displacement coefficient on the pumped pore volume of gas at different pressures. In order to correctly predict the mixing mode in reservoir conditions, it is necessary to adapt the numerical model to the experimental results.
Aim. The aim of the work is to determine the optimal approaches to modeling an experiment on oil displacement by gas in a slim-tube and a set of data necessary to achieve high accuracy of adaptation.
Materials and methods. Materials: results of experiments on oil displacement by gas in a slim-tube. Methods: numerical simulation using hydrodynamic simulators Eclipse 300 and Eclipse 100.
Results. The Todd–Longstaff model of miscible displacement shows the best convergence with experimental data under the modes of immiscible displacement and full miscibility. The use of this model to perform predictive calculations is advisable under the condition of complete miscibility of oil and gas in the reservoir. A more correct approach to adaptation is based on the modification of the functions of Kro, Krg, Scr from interfacial tension when using a composite model. In addition to the data of standard studies, in this case, it is necessary to use the results of the VIT test.
Conclusion. The paper considers options for adapting the results of laboratory experiments on the displacement of oil by gas in a slim-tube, based on the use of the black oil model and the composite model. It is shown that the adaptation option based on the modification of the Kro, Krg, Scr functions from interfacial tension makes it possible to achieve the most accurate coincidence of the calculated data with the actual ones. At the same time, in order to configure the PVT model of reservoir fluids, the data of typical studies of reservoir fluids must be supplemented with the results of VIT tests. The limits of applicability of the Todd–Longstaff model are established.
The authors declare that there are no conflicts of interest present.