Смешиваемость при водогазовом воздействии

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 PVT (рисунок 1).

С5+

Рисунок 1 – Трехкомпонентная диаграмма PVT

На рисунке 1 по углам диаграммы отложены газовая фаза (C1), 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. C – 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 F k . 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.

• 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] :

” [ХЛ^МЬ^Ь—;;)]4              (1.1)

где (Р) - парахор компонента i ,

СЭ1

м

;

кг * моль

• Х [ , v - мольные доли жидкой и газовой фаз соответственно;

Ь— ,  Ь—  - молярные плотности жидкой и газовой фаз

(1.2)

соответственно, ^кг * ^моль ;

м3

N c - общее число компонентов.

По формуле Коутса фактор смесимости определяется как:

^Н1’©*’]’ где ст0 - опорное межфазное натяжение, Н/м.

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

В зависимости от капиллярного числа фактор смесимости определяется следующим образом:

• *-“4’Й0П            (1з)

где N_c - капиллярное число.

N_c0 - опорное капиллярное число;

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

N c =

w * р

6Т

(1.4)

где w - скорость фильтрации, м/с;

р - 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 ц0, 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 у0 .

Единственным способом нахождения ц₀ по экспериментальным данным является построение графика зависимости К выт (σ) на основе результатов фильтрационных экспериментов на тонкой трубке (рисунок 2).

< 0 определяется как минимальное значение <, при котором начинается увеличение К выт .

Рисунок 2 – График зависимости К выт (σ)

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 <₀ . Таким образом, в настоящий момент вопрос экспериментального определения достоверного значения опорного межфазного натяжения остается открытым. Поэтому пока к <₀ 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 К выт (σ). 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:

к _ _ год

= F k^F + (1 - р _к) к ™д ,

(1.5)

S org = Н к з отд¹ + (1 - F k) s o"g ,                      (1.6)

где S_org - остаточная нефтенасыщенность в системе с газом;

• к_год — ОФП нефти в системе с газом;

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