Application specifics of nonequilibrium phase behavior models in the development of hydrocarbon deposits: a critical review
https://doi.org/10.18599/grs.2025.3.17
Abstract
In order to correctly model the fluid phase behavior and accurately account for phase compositions, fractions and properties in the reservoir during the hydrocarbon field development, it is necessary in some cases to use non-equilibrium phase behavior models.
The signs of non-equilibrium phase behavior of hydrocarbons observed during field development may be associated with various factors. It has been experimentally shown that the so-called “thermodynamic non-equilibrium” behavior (when the phase transition cannot be considered instantaneous compared to the characteristic rate of change of the system state parameters) manifests itself due to the limited specific area of the phase interface. “Hydrodynamic non-equilibrium” behavior (the difference in actual fractions of the produced phases from the expected ones) is observed at high production rates for the reason that one of the phases does not have enough time to segregate and is transported as an aerosol in the second phase, without forming a separate continuous medium. Proper identification of the type of non-equilibrium behavior is a key factor in choosing the correct model.
The paper considers specifics of various models to account for non-equilibrium phase behavior. Examples of their practical application are analyzed for various manifestations of non-equilibrium phase behavior and different causes of its occurrence. The problem of modeling fluid flow with non-equilibrium phase transitions is discussed.
About the Authors
O. A. LobanovaRussian Federation
I. M. Indrupskiy
Russian Federation
References
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
Review
For citations:
Lobanova O.A., Indrupskiy I.M. Application specifics of nonequilibrium phase behavior models in the development of hydrocarbon deposits: a critical review. Georesursy = Georesources. https://doi.org/10.18599/grs.2025.3.17
.png){kind=logo}
Email this article 