...

Specific case of a 3-phase fluid model based on three pseudo-components  

existing in three possible phases 

The volumetric phase-balance equations is:

s_w + s_o + s_g =1

where

The accountable cross-phase exchanges are illustrated in the table below:

Modified Black Oil fluid @model  Volatile oil fluid model is widely used to model model Volatile Oil Reservoir and Pipe Flow Simulations.

The relations  between in-situ and surface (usually SPE Standard Conditions (STP) ) flow properties (at given temperature and pressure) and STP masses, volumes, densities and compressibilities are given by the following equations (see Derivation):

qV_O = \frac { qV_o/}{B_o} + R_v \cdot q\,\frac{V_g/}{B_g } {1 - R_s R_v}

}

qV_G = \frac{qV_g/}{B_g} + R_s \cdot q, \frac{V_o/}{B_o}{1-R_s R_v}

qV_W =  \frac{q_w}{B_w}

qV_L =  q V_O + qV_W

qV_o = \frac{B_o \cdot ( qV_O - R_v \, qV_G)}{1- R_v \, R_s}

qV_g = \frac{B_g \cdot ( qV_G - R_s \, qV_O)}{1- R_v \, R_s}

qV_w = B_w \cdot qV_W

qV_t = qV_o + qV_g + qV_w

s_o = qV_o/qV_t

s_g = qV_g/qV_t

s_w = qV_w/qV_t

s_o+s_g+s_w = 1

\dot m_O = \rho_O \cdot qV_O

\dot m_G = \rho_G \cdot qV_G

\dot m_W = \rho_W \cdot qV_W

\dot m = \dot m_O + \dot m_G + \dot mm_W 

\dot m_o = (\rho_O \cdot q_o/B_o = + \rho_OG \cdot (q_O - R_vs) \, q_G))
cdot \frac{V_o}{B_o} 

\dot m_g = (\rho_G \cdot q_g/B_g = + \rho_O \cdot (q_G - R_sv) \, q_O)cdot \frac{V_g}{B_g}

\dot m_w = \rho_W \cdot qV_w/B_w

\dot m = \dot m_o + \dot m_g + \dot m_w 

\rho_o = \frac{\rho_O/ + \rho_G \cdot R_s}{B_o}

\rho_g = \frac{\rho_G/ + \rho_O \cdot R_v}{B_g}

\rho_w = \frac{\rho_W/}{B_w}

\rho_t = \dot m/qV_t

 = s_o \, 

\rho_o + s_g \, 

\rho_g + s_w \, 

\rho_w  

See Also

Petroleum Industry / Upstream / Subsurface E&P Disciplines / Fluid (PVT) Analysis / Fluid @model

[ Volatile Oil ][ Volatile Oil Reservoir ]

c = \rho_t^{-1} \cdot ( s_o \, \rho_o \, c_o + s_g \, \rho_g \, c_g + s_w \, \rho_w \, c_w )

where 

See Also

...

Petroleum Industry / Upstream / Subsurface E&P Disciplines / Fluid (PVT) Analysis / Fluid @model

[ Volatile Oil ][ Volatile Oil Reservoir ][  PVT correlations ][ Oil correlations ][ Gas correlations ][ Water correlations ]

[ Dynamic fluid properties ]

свойства флюида

Определение модели  "Летучей Нефти" ("Volatile Oil") 

Флюидная модель "Летучей Нефти" ("Volatile Oil" или сокращенно VO) предполагает наличие трех химических компонент 

находящихся в трех фазовых состояниях  

Обмен компонентами между фазами может быть проиллюстрирован следующей таблицей:

В случае если нефтяная компонента "O"  в пластовом газе "o" отсутствует (то есть нет зеленого крестика в вышеприведенной таблице), то такая модель называется моделью  "Черной Нефти" ("Black Oil" или сокращенно BO).

В иностранной литературе модель Летучей Нефти также называют Modified Black Oil (или сокращенно MBO).

Термин "вода" может относится и к водяной химической компоненте и к водяной фазе и требует уточнения в каждом конкретном случае использования этого термина, за исключением случаев, когда смысл термина очевиден.

Термин "нефть" может относится и к нефтяной химической компоненте и к нефтяной фазе и требует уточнения в каждом конкретном случае использования этого термина, за исключением случаев, когда смысл термина очевиден.

Термин "газ" может относится и к газовой химической компоненте и к газовой фазе и требует уточнения в каждом конкретном случае использования этого термина, за исключением случаев, когда смысл термина очевиден.

Компонентный состав фаз

Водяная фаза 

Это допущение основано на плохой смешиваемости углеводородов и воды.

В реальности небольшая смешиваемость имеет место быть и пары воды могут присутствовать в газовой фазе, равно как и нефтяная фаза может иметь некое количество растворенной воды, что учитывается в композиционных моделях флюидов.

Нефтяная фаза 

Газовая фаза 

Общая масса химических компонент в разных фазах 

Общая масса водяной компоненты флюида: 

Общая масса нефтяной компоненты флюида: 

Общая масса газовой компоненты флюида: 

Плотность химических компонент в стандартных условиях

Плотность водяной компоненты в стандартных условиях: 

Плотность нефтяной  компоненты в стандартных условиях: 

Плотность газовой компоненты в стандартных условиях: 

Объемный коэффициент

Объемный коэффициент водяной фазы: 

Объемный коэффициент нефтяной фазы: 

Объемный коэффициент газовой фазы: 

Межфазный обмен компонентами

Газонасыщенность нефтяной фазы

При заданных температуре и давлении 

Дальнейший рост содержания газовой компоненты при заданных 

(то есть будет покидать пределы нефтяной фазы).

Величина, характеризующая максимальное количество растворенного газа в нефтяной фазе при заданных 

Газонасыщенностью нефтяной фазы  

где 

Нефтенасыщенность газовой фазы

При заданных температуре и давлении 

Дальнейший рост содержания нефтяной компоненты при заданных 

(то есть будет покидать пределы газовой фазы).

Величина, характеризующая максимальное количество нефтяных паров в газовой фазе при заданных 

Нефтенасыщенностью газовой фазы  

где 

Плотность фаз

Плотность водяной фазы: 

Плотность нефтяной фазы: 

Плотность газовой фазы: 

Массовые доли компонент

Массовая доля химической компоненты в данной фазе это отношение массы этой компоненты в составе данной фазы к общей массе этой фазы.

Массовая доля воды в водяной фазе: 

Массовая доля нефти в нефтяной фазе: 

Массовая доля газа в нефтяной фазе: 

По определению, массовые доли компонент в нефтяной фазе удовлетворяют соотношениям: 

Массовая доля газа в газовой фазе: 

Массовая доля нефти в газовой фазе: 

По определению, массовые доли компонент в газовой фазе удовлетворяют соотношениям:  

Плотность компонент в составе фаз

Плотность водяной компоненты в водяной фазе: 

Плотность нефтяной компоненты в нефтяной фазе: 

Плотность нефтяной компоненты в газовой фазе: 

Плотность газовой компоненты в газовой фазе: 

Плотность газовой компоненты в нефтяной фазе: 

Молярная плотность компонент

Молярная плотность химической компоненты – это отношение массы химической компоненты к общему объему флюида во всех фазах.

Это понятие фигурирует в уравнении непрерывности в процессах переноса и потому требует формулировки точного расчетного механизма.

Молярная плотность водяной компоненты флюида: 

Молярная плотность нефтяной компоненты флюида: 

Молярная плотность газовой компоненты флюида: 

Сжимаемость фаз

В ряде приложений (в частности, в ГДИ) появляется необходимость в явном виде задавать сжимаемости каждой фазы, которая выражается через объемные коэффициенты (или плотности) фаз, но при этом является дифференциальным параметром, то есть  требует знания объемного коэффициента (или плотности) данной фазы как функции давления. 

Сжимаемость водяной фазы: 

Сжимаемость нефтяной фазы: 

Сжимаемость газовой фазы: 

Пересчет данных на сепаратор

Рассмотрим сепаратор  с давлением и температурой 

Объемный коэффициент на сепараторе

Объемный коэффициент водяной фазы на сепараторе: 

Объемный коэффициент нефтяной фазы на сепараторе: 

Объемный коэффициент газовой фазы на сепараторе: 

Межфазовый обмен компонентами на сепараторе

Содержание паров нефти в газовой фазе: 

Содержание растворенного газа в нефтяной фазе: 

Дебит скважины 

Определение

Дебит водяной фазы в пластовых условиях: 

Дебит нефтяной фазы в пластовых условиях: 

Дебит газовой фазы в пластовых условиях: 

Дебит водяной компоненты на сепараторе: 

Дебит нефтяной компоненты на сепараторе: 

Дебит газовой компоненты на сепараторе: 

Дебит скважины в стандартных условиях  

Дебит водяной компоненты в стандартных условиях: 

Дебит нефтяной компоненты в стандартных условиях: 

Дебит газовой компоненты в стандартных условиях: 

Дебит жидкости в стандартных условиях: 

Обводненность жидкости в стандартных условиях: 

Газовый фактор на сепараторе: 

Дебит скважины на сепараторе 

Дебит водяной компоненты на сепараторе: 

Дебит нефтяной компоненты на сепараторе: 

Дебит газовой компоненты на сепараторе: 

Дебит жидкости на сепараторе: 

Обводненность жидкости на сепараторе: 

Газовый фактор на сепараторе: 

Дебит скважины в пластовых условиях

Дебит водяной фазы в п.у.: 

Дебит нефтяной фазы в п.у.: 

где 

Дебит газовой фазы в п.у.: 

где 

Суммарный отбор флюида в пластовых условиях: 

Пониженная нефтенасыщенность газа

Пониженная нефтенасыщенность газа 

В силу очень малого значения максимального нефтенасыщения 

Пониженная газонасыщенность нефти

Пониженная газонасыщенность газа 

Это может проявляться в случае снижения пластового давления ниже давления насыщения 

Входные параметры PVT-модели

Выходные параметры PVT-модели

Корреляции

Нефтяная фаза

Объемный коэффициент 

LaTeX Math Inline
body B_o

Недонасыщенная нефть 

LaTeX Math Inline
body P \geq P_b

 

Насыщенная нефть 

LaTeX Math Inline
body P \leq P_b

Standing

Вязкость 

LaTeX Math Inline
body \mu_o

Давление насыщения 

LaTeX Math Inline
body P_b

Газонасыщенние 

LaTeX Math Inline
body R_s

Удельная изобарическая теплоемкость 

LaTeX Math Inline
body c_{po}

Теплопроводность 

LaTeX Math Inline
body \lambda_{o}

Газовая фаза

Объемный коэффициент 

LaTeX Math Inline
body B_g

Standing

Вязкость 

LaTeX Math Inline
body \mu_g

Давление насыщенных нефтяных паров 

LaTeX Math Inline
body P_d

Объемная доля нефтяного пара 

LaTeX Math Inline
body R_{vd}

Удельная изобарическая теплоемкость 

LaTeX Math Inline
body c_{pg}

Теплопроводность 

LaTeX Math Inline
body \lambda_{g}

Методы адаптации модели

Здесь рассматриваются методы адаптации PVT-моделей.

А именно, какие параметры флюидов считаются известными, какие параметры варьируются и какие параметры фитингуются.

Нет

Нет

• LaTeX Math Inline
  body \rho_W^{\LARGE \circ}, \rho_O^{\LARGE \circ}, \rho_G^{\LARGE \circ}

• LaTeX Math Inline
  body B_w(P,T), B_o(P,T), B_g(P,T)

• LaTeX Math Inline
  body P_b(T)

• LaTeX Math Inline
  body \mu_w(P,T), \mu_o(P,T), \mu_g(P,T)

• Тип корреляции
• Параметры корреляции

• LaTeX Math Inline
  body R_{sb}

)