Экспериментальное и численное определение параметров смесимости при обосновании газового воздействия на примере Северо-Даниловского месторождения
https://doi.org/10.31660/0445-0108-2022-5-75-89
Аннотация
Смесимость во многом определяет эффективность газового воздействия. Режим смешивающегося вытеснения позволяет достигнуть максимальной эффективности. Минимальное давление смесимости (МДС) является ключевым параметром, определяемым при обосновании газового воздействия. Для условий Восточной Сибири точность прогноза на основе корреляционных уравнений составляет 10–50 %, наиболее близкие значения получены при использовании уравнения А. М. Маклавани, Х. М. Себастьяна и М. Донга. Уравнение состояния, настроенное на результаты рутинных исследований, оценивает МДС с погрешностью до 30 %. Эксперимент по набухаемости (swell test) повысил точность прогноза до 10 %. Метод исчезающего межфазного натяжения (МФН) как экспресс-метод определения параметра смесимости показал высокую точность прогноза МДС. Метод дает дополнительную возможность описания процесса изменения МФН с ростом давления или изменения состава газа и дополняет процесс адаптации уравнения состояния при настройке эксперимента в тонкой трубке.
Об авторе
А. В. Кобяшев
ООО «Тюменский нефтяной научный центр»
Россия
Россия
Александр Вячеславович Кобяшев, главный менеджер
управление научно-технического развития
Тюмень
Список литературы
1. Степанова, Г. С. Газовые и водогазовые методы воздействия на нефтяные пласты / Г. С. Степанова. – Москва : Газоил пресс, 2006. – 198 с. – Текст : непосредственный.
2. Lake, L. W. Enhanced oil recovery / L. W. Lake. – New Jersey : Printice Hall, 1989. – 550 p. – Direct text.
3. Pedersen, K. S. Phase behavior of petroleum reservoir fluids / K. S. Pedersen, P. L. Christensen, J. A. Shaikh. – 1st edition. – Boca Raton, 2006. – 422 p. – Direct text. DOI: 10.1201/9781420018257.
4. Петраков, А. М. О достоверности экспериментального определения коэффициентов вытеснения нефти методами газового и водогазового воздействия / А. М. Петраков, Ю. А. Егоров, Т. Л. Ненартович. – Текст : непосредственный // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 9. – С. 100–102.
5. Полищук, А. М. Использование слим-моделей пласта (slim tube) для физического моделирования процессов вытеснения нефти смешивающимися агентами. Часть 1. Методология эксперимента / А. М. Полищук, В. Н. Хлебников, В. Б. Губанов. – Текст : непосредственный // Нефтепромысловое дело. – 2014. – № 5. – С. 19–24.
6. Flock, D. L. Parametric analysis on the determination of the minimum miscibility pressure in slim tube displacements / D. L. Flock, A. Nouar. – Direct text // Journal of Canadian Petroleum Technology. – 1984. – Vol. 23, Issue 05. – P. 80–88. DOI: 10.2118/84-05-12.
7. Ekundayo, J. M. Minimum miscibility pressure measurement with Slim tube apparatus - how unique is the value? / J. M. Ekundayo, S. G. Ghedan. – Text : electronic // SPE Reservoir Characterization and Simulation Conference and Exhibition, September 2013. – Abu Dhabi, UAE, 2013. – URL: https://doi.org/10.2118/165966-MS.
8. Rao, D. N. Application of new technique to optimize injection gas composition for Rainbow Keg River F pool miscible flood / D. N. Rao, F. J. Mcintyre, D. K. Fong. – Direct text // Journal of Canadian Petroleum technology. – 1999. – Vol. 38, Issue 13. – P. 96–100. DOI: 10.2118/99-13-22.
9. Novosad, Z. New interpretation of recovery mechanisms in enriched gas drives / Z. Novosad, T. Constain. – Direct text // The Journal of Canadian Petroleum Technology. – 1988. – Vol. 27, Issue 2. – P. 54–60. DOI: 10.2118/88-02-01
10. Green, D. W. Enhanced oil recovery / D. W. Green, G. P. Willhite. – 1st edition. – Richardson, Texas, 1998. – 545 p. – Direct text.
11. Improved MMP Correlations for CO<sub>2</sub> Floods Using analytical Gas flooding Theory / H. Yuan, R. T. Johns, A. M. Egwuenu, B. Dindoruk. – Direct text // SPE/DOE Symposium on Improved Oil Recovery, April 17–21, 2004. – Tulsa, Oklahoma, 2004. – P. 418–425. DOI: 10.2118/89359-MS.
12. Cronquist, C. Carbon dioxide dynamic miscibility with light reservoir oils / C. Cronquist. – Direct text // Proc. Fourth Annual U. S. DOE Symposium. – USA, Tulsa, Oklahoma, 1978. – P. 28–30.
13. Glaso, O. Generalized Minimum Miscibility Pressure Correlation / O. Glaso. – Direct text // Society of Petroleum Engineers Journal. – 1985. – Vol. 25, Issue 06. – P. 927–934. DOI: 10.2118/12893-PA.
14. Dong, M. Potential of Greenhouse gas storage and utilization through enhanced oil recovery - Task 3 : Minimum miscibility pressure (MMP) studies. Final report / M. Dong. – SRC Publication № P-110-468-C-99. – 1999. – Direct text.
15. New minimum miscibility pressure (MMP) correlation for hydrocarbon miscible injections / A. M. Maklavani, A. Vatani, B. Moradi, J. Tangsirifard. – Direct text // Brazilian journal of petroleum and gas. – 2010. – Vol. 4, Issue 1. – P. 11–18.
16. Sebastian, H. M. Correlation of minimum miscibility pressure for impure CO<sub>2</sub> streams / H. M. Sebastian, R. S. Wenger, T. A. Renner. – Direct text // Journal of Petroleum Technology. – 1985. – Vol. 37, Issue 11. – P. 2076–2082. DOI: 10.2118/12648-PA.
17. Yurkiw, F. J. A comparative investigation of minimum Miscibility pressure correlations for enhanced oil recovery / F. J. Yurkiw, D. L. Flock. – Text : electronic // Journal of Canadian Petroleum Technology. – 1994. – Vol. 33, Issue 08. – URL: https://doi.org/10.2118/94-08-04
18. Stalkup, F. Effect of EOS Characterization on predicted miscibility pressure / F. Stalkup, H. Yuan. – Text : electronic // SPE Annual Technical Conference and Exhibition, October 2005. – Dallas, Texas, 2005. – URL: https://doi.org/10.2118/95332-MS
19. Fluid characterization for miscible floods / H. Yuasn, A. Chopra, V. Marwash, F. Stalkup. – Text : electronic // SPE Annual Technical Conference and Exhibition, September 2008. – Denver, Colorado, USA, 2008. – URL: https://doi.org/10.2118/114913-ms
20. Оценка минимального давления смесимости и минимального уровня обогащения при вытеснении нефти попутным нефтяным газом для условий месторождения Восточной Сибири / А. В. Кобяшев [и др.]. – Текст : непосредственный // Экспозиция Нефть Газ. – 2021. – № 4 (83). – С. 35–38. DOI: 10.24412/2076-6785-2021-4-35-38
Рецензия
Для цитирования:
Кобяшев А.В. Экспериментальное и численное определение параметров смесимости при обосновании газового воздействия на примере Северо-Даниловского месторождения. Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2022;(5):75-89. https://doi.org/10.31660/0445-0108-2022-5-75-89
For citation:
Kobyashev A.V. A case study of the Severo-Danilovskoye field on experimental and numerical determination of miscibility parameters when justifying gas injection. Oil and Gas Studies. 2022;(5):75-89. (In Russ.) https://doi.org/10.31660/0445-0108-2022-5-75-89
Просмотров:
310
Послать статью по эл. почте 
Оставить комментарий 