Synonym: Volatile Oil fluid @model = Modified Black Oil (MBO) fluid @model

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

	water pseudo-component, which may include minerals (assuming formation water and injection water composition is the same)
	dead oil pseudo-component
	dry gas pseudo-component

existing in three possible phases :

	water phase, consisting of Water component only
	oil phase, consisting of dead Oil pseudo-component and dissolved dry Gas pseudo-component t (called Solution Gas)
	gas phase, consisting of dry Gas pseudo-component and vaporized dead Oil pseudo-component (called volatile oil)

The volumetric phase-balance equations is:

s_w + s_o + s_g =1

where

	share of total fluid volume occupied by water phase
	share of total fluid volume occupied by oil phase
	share of total fluid volume occupied by gas phase

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


x
	x	x
	x	x

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

The relations to STP flowrates and mass flowrates are given by following equations (see Derivation):

q_O =  \frac{q_o}{B_o} + \frac{R_v \, q_g}{B_g}

q_G =\frac{q_g}{B_g} + \frac{R_s \, q_o}{B_o}

q_W =  \frac{q_w}{B_w}

q_o = \frac{ B_o \cdot ( q_O - R_v \, q_G) }{1- R_v \, R_s}

q_g = \frac{ B_g \cdot ( q_G - R_s \, q_O)}{1- R_v \, R_s}

q_w = B_w \cdot q_W

\rho_o = \frac{
\dot m_o}{q_o}= \frac{\rho_O + \rho_G \, R_s}{B_o}

\rho_g = \frac{\dot m_g}{q_g}= \frac{\rho_G + \rho_O \, R_v}{B_g}

\rho_w =\frac{\dot m_w}{q_w}=  \frac{\rho_W}{B_w}

\dot m_O = \rho_O \cdot q_O

\dot m_G = \rho_G \cdot q_G

\dot m_W = \rho_W \cdot q_W

\dot m_o = \rho_o \cdot q_o = (\rho_O + \rho_G \, R_s) \cdot \frac{ q_o}{B_o}

\dot m_g = \rho_g \cdot q_g = (\rho_G + \rho_O \, R_v) \cdot \frac{q_g }{B_g}

\dot m_w = \rho_w \cdot q_w

\dot m_o = 
\frac{(\rho_O + \rho_G \, R_s) \cdot ( q_O - R_v \, q_G) }{1- R_v \, R_s}

\dot m_g = 
\frac{ (\rho_G + \rho_O \, R_v) \cdot ( q_O - R_v \, q_G) }{1- R_v \, R_s}

\dot m_w = \rho_W \cdot \frac{q_w}{B_w} = \rho_W \cdot q_W

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

q_t = q_o + q_g + q_w

q_t = \frac{B_o - B_g \, R_s}{1-R_v \, R_s} \cdot q_O 

+\frac{B_g - B_o \, R_v}{1-R_v \, R_s} \cdot q_G 

+ B_w \cdot q_W

q_t = \frac{B_o - B_g \, R_s}{1-R_v \, R_s } \cdot \frac{\dot m_O }{\rho_O}

+\frac{B_g - B_o \, R_v}{1-R_v \, R_s } \cdot \frac{\dot m_G }{\rho_G}

+ B_w\cdot \frac{\dot m_W}{\rho_W}

\rho = \frac{\dot m}{q_t} = \frac{\dot m_O + \dot m_G + \dot m_G}{
\frac{B_o - B_g \, R_s}{1-R_v \, R_s } \cdot \frac{\dot m_O }{\rho_O}

+\frac{B_g - B_o \, R_v}{1-R_v \, R_s } \cdot \frac{\dot m_G }{\rho_G}

+ B_w\cdot \frac{\dot m_W}{\rho_W}
}

In-situ oil-cut:

s_o = \frac{q_o}{q_t} = \frac{ B_o \, (q_O - R_v \, q_G)}{(B_o - B_g \, R_s) \, q_O + (Bg - B_o \, R_v) \, q_G + B_w \, (1- R_v \, R_s) \, q_W }

In-situ gas-cut:

s_g = \frac{q_g}{q_t} = \frac{ B_g \, (q_G - R_s \, q_O)}{(B_o - B_g \, R_s) \, q_O + (Bg - B_o \, R_v) \, q_G + B_w \, (1- R_v \, R_s) \, q_W }

In-situ water-cut:

s_w = \frac{q_w}{q_t} = \frac{ B_w \, (1- R_v \, R_s) \, q_W}{(B_o - B_g \, R_s) \, q_O + (Bg - B_o \, R_v) \, q_G + B_w \, (1- R_v \, R_s) \, q_W }

The total fluid density:

\rho = s_o \, \rho_o + s_g \, \rho_g + s_w \, \rho_w

The total fluid compressibility:

c = s_o \, c_o + s_g \, c_g + s_w \, c_w

свойства флюида

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

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

– водяная компонента (пластовая вода),

– нефтяная компонента (смесь тяжелых углеводородов),

– газовая компонента (смесь легких углеводородов),

находящихся в трех фазовых состояниях :

– водяная фаза (жидкая фаза на основе водяной компоненты),

– нефтяная фаза (жидкая углеводородная фаза на основе нефтяной компоненты с растворенной газовой компонентой),

– газообразная фаза (газообразная углеводородная фаза на основе газовой компоненты с парами нефтяной компоненты).

Обмен компонентами между фазами может быть проиллюстрирован следующей таблицей:


x
	x	x
	x	x

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 состоит только из воды .

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 состоит из жидкой нефти и растворенного в нефти газа .

Газовая фаза состоит из свободного газа и паров нефти .

Общая масса химических компонент в разных фазах

Общая масса водяной компоненты флюида: .

Общая масса нефтяной компоненты флюида: состоит из нефтяной компоненты в нефтяной фазе и паров нефти в газовой фазе .

Общая масса газовой компоненты флюида: состоит из газовой компоненты в газовой фазе и растворенного газа в нефтяной фазе .

Плотность химических компонент в стандартных условиях

Плотность водяной компоненты в стандартных условиях: . Общеупотребительным также являетcя обозначение: .

Плотность нефтяной компоненты в стандартных условиях: . Общеупотребительным также являетcя обозначение: .

Плотность газовой компоненты в стандартных условиях: . Общеупотребительным также являетcя обозначение: .

Объемный коэффициент

Объемный коэффициент водяной фазы: это отношение плотности водяной фазы в стандартных условиях к плотности водяной фазы при заданных температуре и давлении .

Объемный коэффициент нефтяной фазы: это отношение плотности нефтяной фазы в стандартных условиях к плотности нефтяной фазы при заданных температуре и давлении .

Объемный коэффициент газовой фазы: это отношение плотности газовой фазы в стандартных условиях к плотности газовой фазы при заданных температуре и давлении .

Межфазный обмен компонентами

Газонасыщенность нефтяной фазы

При заданных температуре и давлении нефтяная фаза может содержать в себе до газовой компоненты в растворенном виде.

Дальнейший рост содержания газовой компоненты при заданных будет приводить к испарению излишков газовой компоненты в газовую фазу

(то есть будет покидать пределы нефтяной фазы).

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

Газонасыщенностью нефтяной фазы ,

где – объем газовой компоненты в стандартных условиях, а – объем нефтяной компоненты в стандартных условиях.

Нефтенасыщенность газовой фазы

При заданных температуре и давлении газовая фаза может содержать в себе до нефтяной компоненты в виде нефтяных паров.

Дальнейший рост содержания нефтяной компоненты при заданных будет приводить к конденсации излишков нефтяной компоненты в жидкую фазу

(то есть будет покидать пределы газовой фазы).

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

Нефтенасыщенностью газовой фазы ,

где – объем нефтяной компоненты в стандартных условиях, а – объем газовой компоненты в стандартных условиях.

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 на последней ступени.

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 – объемный коэффициент нефти при пониженной нефтенасыщенности газа согласно PVT модели.

Дебит газовой фазы в п.у.:

где – объемный коэффициент газа при пониженной газонасыщенности нефти согласно PVT модели.

Суммарный отбор флюида в пластовых условиях:

Пониженная нефтенасыщенность газа

Пониженная нефтенасыщенность газа (что эквивалентно аномально высокому газовому фактору) означает, что добываемый на сепараторе газ содержит меньше нефтяных паров, чем обусловленно балансом компонент по модели PVT.

В силу очень малого значения максимального нефтенасыщения такая ситуация редко встречается на практике.

Пониженная газонасыщенность нефти

Пониженная газонасыщенность газа означает, что добываемая на сепараторе нефть содержит меньше газа, чем обусловленно балансом компонент по модели PVT.

Это может проявляться в случае снижения пластового давления ниже давления насыщения и продолжительными отборами пластового газа, что приводит к обеднению пласта газом по сравнению с начальными пластовыми условиями. После этого даже если пластовое давление поднимется и оставшийся газ начнет вновь растворяться в нефти, его общее содержание на сепараторе будет оставаться ниже начального значения . Это может быть проиллюстрировано как пачка кривых в зависимости от текущего объема газа в пласте ().

GLOSSARY > Volatile Oil Fluid @model > image2016-10-12 22:19:28.png

Входные параметры PVT-модели

	Расшифровка	Источник данных
1	Плотность фазы при стандартных условиях	Лабораторные тесты
2	Давление насыщения газом нефтяной фазы	Лабораторные тесты, промысловые данные
3	Давление насыщения нефтью газовой фазы	Лабораторные тесты, промысловые данные
4	Газонасыщенность нефтяной фазы при	Лабораторные тесты, промысловые данные
5	Нефтенасыщенность газовой фазы при	Лабораторные тесты, промысловые данные

Выходные параметры PVT-модели

	Расшифровка	Область изменения
1	Объемные коэффициенты фаз	как функция давления и температуры
2	Вязкости фаз	как функция давления и температуры
3	Давление насыщения газом нефтяной фазы	как функция температуры
4	Давление насыщения нефтью газовой фазы	как функция температуры
5	Газонасыщенность нефтяной фазы	как функция давления и температуры
6	Нефтенасыщенность газовой фазы	как функция давления и температуры
4	Плотности фаз	как функция давления и температуры
5	Сжимаемости фаз	как функция давления и температуры
7	Изобарические теплоемкости фаз	как функция давления и температуры
8	Теплопроводности фаз	как функция давления и температуры