Особенности применения моделей неравновесного фазового поведения в задачах разработки месторождений углеводородов: критический обзор

Для корректного моделирования фазового поведения флюида и точного учета компонентного состава, долей и свойств присутствующих в пласте фаз при разработке месторождений углеводородов в некоторых случаях необходимо использовать модели неравновесного фазового поведения.

Наблюдаемые при разработке месторождений признаки неравновесного фазового поведения флюидов могут быть связаны с различными факторами. Экспериментально показано, что так называемая термодинамическая неравновесность (когда фазовый переход нельзя считать мгновенным по сравнению с характерным темпом изменения параметров состояния системы) проявляется при ограниченной удельной площади поверхности раздела фаз. «Гидродинамическая неравновесность» (отличие фактической пропорции добываемых фаз от ожидаемой) может возникать при высоких скоростях отбора по той причине, что одна из фаз не успевает сегрегировать и переносится в виде взвеси во второй фазе, без формирования отдельной сплошной среды. Правильная идентификация типа наблюдаемой неравновесности является ключевым фактором при выборе корректной модели.

В статье рассмотрены особенности различных моделей учета неравновесного фазового поведения. Проанализированы примеры их практического применения при различных проявлениях неравновесного фазового поведения и причинах его возникновения. Обсуждается проблема моделирования фильтрации, сопровождающейся неравновесными фазовыми переходами.

1. Бриллиант Л.С., Евдощук П.А., Плиткина Ю.А. и др. 2014 Возможность эффективной доразработки нефтяных месторождений за счет растворения insitu выделившегося из нефти газа. Нефтяное хозяйство. 4: 54-59.

2. Лобанова О.А., Индрупский И.М., Ющенко Т.C. 2016 Моделирование неравновесной динамики конденсатоотдачи на поздней стадии разработки газоконденсатной залежи. SPE Russian Petroleum Technology Conference. 24-26 October. Moscow, Russia. SPE-181977-RU. https://doi.org/10.2118/181977-RU

3. Gorodetskii, E.E., Voronov, V.P., Muratov, A.R., and Kulikov, V.D. 2005 Study of Non-Equilibrium Phase Transitions in Binary and Ternary Hydrocarbon Mixtures. Research Report. Moscow: OGRI RAS, 2005

4. Лобанова О.А., Зубов В.Р., Индрупский И.М. Неравновесное фазовое поведение углеводородных смесей. Часть 1: эксперименты // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2014. № 11. С. 18-23.

5. D. B. Dorhjie, D. Pereponov, T. Aminev, A. Gimazov, D. Khamidullin, D. Kuporosov, M. Tarkhov, A. Rykov, I. Filippov, E. Mukhina, E. Shilov, P. Grishin, A. Cheremisin. A Microfuidic and Numerical Analysis of Non‑equilibrium Phase Behavior of Gas Condensates. Scientific Reports 14, 9500 (2024). https://doi.org/10.1038/s41598-024-59972-x

6. М.Д. Розенберг, С.А. Кундин. Многофазная многокомпонентная фильтрация при добыче нефти и газа. М.: Недра, 1976 – 335 с.

7. В.М. Максимов. Основы гидротермодинамики пластовых систем. М: Недра, 1994 – 201с.

8. L.X. Nghiem, P.H. Sammon. A Non-Equilibrium Equation-of-State Compositional Simulator // SPE Reservoir Simulation Symposium, Dallas, USA, 8-11 June 1997. SPE 37980

9. А.И. Брусиловский. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. - М.: «Грааль», 2002, 575 с.

10. В.М. Булейко, Г.А. Вовчук. Проблема неравновесности в задачах разработки трудноизвлекаемых запасов углеводородов // Вести газовой науки, №5, 2010. С. 287-300

11. А.К. Курбанов, М.Д. Розенберг, Ю.П. Желтов, Г.Ю. Шовкринский. Исследование движения многокомпонентных смесей в пористой среде // Теория и практика добычи нефти: ежегодник ВНИИ. – М.: Недра, 1966. – С. 31–48

12. M. Mohamadi-Baghmolaei, R. Azin, S. Osfouri, S. Zendehboudi. Evaluation of mass transfer coefficient for gas condensates in porous systems: Experimental and modeling // Fuel 255 (2019) 115507

13. Е.Б. Григорьев, В.Н. Сокотущенко. Исследование неравновесных изотермических фильтрационных течений углеводородной смеси в пористой среде // Вести газовой науки №1 (38), 2019. С. 93-138

14. Лобанова О.А., Индрупский И.М. Неравновесные и масштабные эффекты в моделировании фазового поведения углеводородных смесей. // Нефтяное хозяйство, 6/2012, с. 49-53.

15. I.M. Indrupskiy, O.A. Lobanova, V.R. Zubov. Non-equilibrium phase behavior of hydrocarbons in compositional simulations and upscaling. Computational Geosciences. 21(5) (2017). P. 1173-1188. DOI: 10.1007/s10596-017-9648-x

16. Whitson C.H., Brule M.R. Phase Behavior. / SPE Monograph (Henry L. Doherty) Series, Vol. 20 – SPE, Richardson, Texas USA, 2000. – 233 p.

17. Aglyamova A.I., Indrupskiy I.M. Numerical simulation of non-equilibrium isochoric phase transitions in hydrocarbon mixtures // IOP Journal of Physics: Conference Series. 2019. Vol. 1391. 012149. https://doi.org/10.1088/1742-6596/1391/1/012149

18. К. Богачев, С. Земцов, С. Милютин, И. Индрупский, О. Лобанова. Численное моделирование неравновесных фазовых переходов в изотермической композиционной модели фильтрации углеводородов // Российская нефтегазовая техническая конференция SPE, Москва, 22-24 октября 2019. SPE-196871-RU

19. H. Saboorian-Jooybari, M. Dejam, Z. Chen. Equilibrium or Nonequilibrium Models: A Critical Issue in Determination of Gas Diffusivity in Oil // SPE Heavy Oil Conference, Calgary, Canada, 10–12 June 2014. SPE-170030-MS

20. Лапшин В.И. Физическое моделирование фазовых превращений нефтегазоконденсатных систем глубокозалегающих месторождений Прикаспия. Дисс. … докт. техн. наук. М., 2001, 329 с.

21. Dorhjie D.B., Aminev T., Gimazov A., Khamidullin D., Kuporosov D., Maerle K., Grishin P., Cheremisin A. Impact of depletion rate on the thermodynamics of gas condensates: Experimental insights and analysis // Gas Science and Engineering. Vol. 134. February 2025. 205534. https://doi.org/10.1016/j.jgsce.2024.205534

22. П.А. Чагеева. Исследование критериев неравновесного фазового поведения, магистерская диссертация // РГУ Нефти и Газа им. Губкина, 2023, 44 с.

23. Y. Yang, Z. Lun, R. Wang, W. Hu. Non-equilibrium phase behavior in gas condensate depletion experiments // Fluid Phase Equilibria 506 (2020) 112410

24. О.Ю. Динариев, Н.В. Евсеев. Неравновесные течения газоконденсатной смеси в пористой среде // Прикладная механика и техническая физика, 2023, т. 64, вып. 4. С. 130–138

25. И.М. Индрупский, М.Ю. Данько, Т.Н. Цаган-Манджиев, А.И. Аглямова. Оценка параметров моделей неравновесного фазового поведения нефтяных и газоконденсатных систем по данным лабораторных и промысловых исследований // Российская нефтегазовая техническая конференция SPE, Москва, 26-29 октября 2020. SPE-201956-RU

26. Al-Jenaibi F., Bogachev K., Milyutin S., Zemtsov S., Gusarov E., Kuzevanov M., Indrupskiy I. Numerical Simulation of Non-Equilibrium Phase Behavior of Hydrocarbons for Modeling Oil and Gas Fields with Gas Injection // SPE Reservoir Characterisation and Simulation Conference and Exhibition, 17-19 September 2019, Abu Dhabi, UAE. SPE-196633-MS. https://doi.org/10.2118/196633-MS.

27. В.Р. Зубов, И.М. Индрупский, К.Ю. Богачев. Моделирование обратного растворения газа в моделях BlackOil. SPE Russian Petroleum Technology Conference. 26-28 October 2015, Moscow, Russia. SPE-176618-RU

28. Rock Flow Dynamics: tNavigator User Manual. Версия 23.4, 2024.

29. А.Л. Ковалёв, Е.В. Шеберстов. Численное моделирование локально-неравновесной фильтрации в газоконденсатных пластах // Вести газовой науки, №5 (37), 2018. С. 164 – 171

30. V.S. Tikhonov, I.M. Indrupskiy, O.S. Bukashkina. Effects of phase transitions on nonstationary liquid-gas flow in a well during gas kicks // Journal of Petroleum Science and Engineering, Vol. 184, January 2020, 106526