Расчет ИФТ в пористых средах в присутствии различных газов и нормальных алканов с использованием модифицированного EoS

Mar 28, 2023

Том 13 научных докладов, номер статьи: 8077 (2023) Цитировать эту статью

319 Доступов

Подробности о метриках

Закачка газа может увеличить нефтеотдачу, поскольку межфазное натяжение газ-нефть меньше межфазного натяжения вода-нефть (IFT) и стремится к нулю в состоянии смешиваемости. Однако мало информации было предоставлено о механизмах движения и проникновения газа и нефти в систему трещин на уровне пористости. ИФТ нефти и газа в пористой среде меняется и может контролировать нефтеотдачу. В этом исследовании IFT и минимальное давление смешиваемости (MMP) рассчитываются с использованием кубического уравнения состояния Пенга-Робинсона, которое было модифицировано с использованием среднего радиуса пор и капиллярного давления. Рассчитанные значения IFT и MMP изменяются в зависимости от радиуса пор и капиллярного давления. Для исследования влияния пористой среды на ИФТ при закачке CH4, CO2 и N2 в присутствии н-алканов и для валидации были использованы измеренные экспериментальные значения в справочниках. Согласно результатам данной статьи, изменения IFT изменяются в зависимости от давления в присутствии различных газов, и предложенная модель имеет хорошую точность измерения IFT и MMP во время закачки углеводородных газов и CO2. Кроме того, по мере уменьшения среднего радиуса пор межфазное натяжение имеет тенденцию к снижению значений. Этот эффект различен при увеличении среднего размера междоузлия в двух разных интервалах. В первом интервале, т.е. Rp от 10 до 5000 нм, IFT изменяется от 3 до 10,78 мН/м, а во втором интервале, т.е. Rp от 5000 нм до бесконечности, IFT изменяется от 10,78 до 10,85 мН/м. Другими словами, увеличение диаметра пористой среды до определенного порога (т.е. 5000 нм) увеличивает IFT. Как правило, изменения ИФТ под воздействием пористой среды влияют на значения ММП. В целом, IFT уменьшается в очень мелкопористых средах, вызывая смешиваемость при более низких давлениях.

При закачке газа в пористую среду, насыщенную нефтью, движение может меняться от несмешивающегося до почти смешивающегося с увеличением давления газа. Наконец, он становится смешиваемым при увеличении давления газа по сравнению с минимальным давлением смешиваемости (ММР: давление, при котором газ и нефть создают смешиваемость в потоке)1,2,3. В несмешивающихся условиях из-за неблагоприятного соотношения вязкостей увеличивается прилипание газа и, как следствие, снижается нефтеотдача. Микрофлюидные эксперименты показали, что в условиях, близких к смешиванию, потенциальным механизмом извлечения нефти, захваченной за фронтом газа, является перекрестный поток нефти и газа или диффузия4. В условиях смешивания газ и нефть могут проявлять смешиваемость при первом или многоконтактном контакте, и движение становится однофазным потоком5,6. Эффективность вытеснения во всех случаях низкая, но улучшается с увеличением смешиваемости7.

Существует несколько экспериментальных методов измерения ММП, таких как тест на тонкую трубку (STT), аппарат с поднимающимися пузырьками (RBA) и метод исчезающего межфазного натяжения (VIT)8. Среди них широко использовался тест тонкой трубки (STT)9,10, который был принят в качестве стандартного метода расчета MMP11. Лабораторные методы определения ММП являются дорогостоящими и отнимают много времени (например, тест с тонкой трубкой) или не могут прогнозировать ММП в системах с конденсационным/испарительным приводом (например, аппарат с поднимающимися пузырьками и множественные контактные тесты). Однако они могут генерировать полезные данные о фазовом поведении для разработки и проверки методов расчета MMP12.

На протяжении многих лет разрабатывались вычислительные методы оценки MMP, в которых используются кубические уравнения состояния для оценки MMP13. Основное предположение всех вычислительных методов заключается в том, что фазовое поведение можно точно описать с помощью подходящего кубического уравнения состояния14. Чтобы точно оценить MMP, это предположение должно быть справедливым, особенно вблизи критической области. Существует три основных вычислительных метода: комбинированное моделирование тонкой трубки, вычислительный анализ с использованием метода характеристик (MOC) и модели с несколькими камерами смешения. Далее эти методы представлены вместе с их преимуществами и недостатками.