Презентация на тему: 1 ГАЗПРОМ ВНИИГАЗ Лаборатория физического моделирования многофазных

Реклама. Продолжение ниже
1 ГАЗПРОМ ВНИИГАЗ Лаборатория физического моделирования многофазных
1 ГАЗПРОМ ВНИИГАЗ Лаборатория физического моделирования многофазных
1 ГАЗПРОМ ВНИИГАЗ Лаборатория физического моделирования многофазных
1 ГАЗПРОМ ВНИИГАЗ Лаборатория физического моделирования многофазных
1 ГАЗПРОМ ВНИИГАЗ Лаборатория физического моделирования многофазных
1 ГАЗПРОМ ВНИИГАЗ Лаборатория физического моделирования многофазных
Фильтрация нефть/вода: модель неокомских отложений при различных значениях начальной водонасыщенности
Фильтрация нефть/вода: модель неокомских отложений при различных значениях начальной водонасыщенности и при добавлении газа
Определение фазовых проницаемостей
Определение фазовых проницаемостей
Определение фазовых проницаемостей
Тройная диаграмма насыщенностей для трёхфазной фильтрации при P пл < P нас
Тройная диаграмма насыщенностей для трёхфазной фильтрации при P пл < P нас
1 ГАЗПРОМ ВНИИГАЗ Лаборатория физического моделирования многофазных
Явление гистерезиса проницаемости на модели пласта водоносной структуры
Явление гистерезиса проницаемости на модели пласта водоносной структуры
1 ГАЗПРОМ ВНИИГАЗ Лаборатория физического моделирования многофазных
1 ГАЗПРОМ ВНИИГАЗ Лаборатория физического моделирования многофазных
1 ГАЗПРОМ ВНИИГАЗ Лаборатория физического моделирования многофазных
1 ГАЗПРОМ ВНИИГАЗ Лаборатория физического моделирования многофазных
1 ГАЗПРОМ ВНИИГАЗ Лаборатория физического моделирования многофазных
1 ГАЗПРОМ ВНИИГАЗ Лаборатория физического моделирования многофазных
1 ГАЗПРОМ ВНИИГАЗ Лаборатория физического моделирования многофазных
1 ГАЗПРОМ ВНИИГАЗ Лаборатория физического моделирования многофазных
1 ГАЗПРОМ ВНИИГАЗ Лаборатория физического моделирования многофазных
ЛИТЕРАТУРА:
ЛИТЕРАТУРА:
ЛИТЕРАТУРА:
1 ГАЗПРОМ ВНИИГАЗ Лаборатория физического моделирования многофазных
1/29
Средняя оценка: 4.9/5 (всего оценок: 23)
Код скопирован в буфер обмена
Скачать (780 Кб)
Реклама. Продолжение ниже
1

Первый слайд презентации

1 ГАЗПРОМ ВНИИГАЗ Лаборатория физического моделирования многофазных процессов ФАЗОВЫЕ ПРОНИЦАЕМОСТИ Лекция 7 (1) Москва 2016 Троицкий В.М.- канд. физ.-мат.наук

Изображение слайда
1/1
2

Слайд 2

2 Типы проницаемостей Абсолютная проницаемость по газу (в модели 100% газа); К абс.г Абсолютная проницаемость по жидкости (воде, нефти) (в модели 100% жидкости); К абс.н ; К абс.в Фазовая ( ФП) (или Эффективная К эфф ) – проницаемость фазы при наличии или движении в модели хотя бы ещё одной фазы ФП н ; ФП г ; ФП в тождественны К эфф.н ; К эфф.г К эфф.в Относительная фазовая проницаемость (ОФП) – отношение ФП к его абсолютной проницаемости К абс ) ОФП= ФП/ К абс

Изображение слайда
1/1
3

Слайд 3

3 Фазовая проницаемость Предполагается, что каждая фаза в общем потоке не зависит от других фаз. Фазы считаются несмешивающимися. Чтобы описать одновременное движение 2-х или 3-х фаз вводится понятие фазовой проницаемости ФП (закон Дарси обобщается). Еще одно определение ФП: Фазовая проницаемость – это проводимость пористой среды, насыщенной несколькими фазами, для одной из фаз Эффективная проницаемость? Для того, чтобы определить фазовую проницаемость одной из фаз, насыщающей породу необходимо знать насыщенность этой среды фазами (ФП–это численная величина при некоторых данных условиях насыщенности). От чего зависит ФП? Эксперименты показывают, что фазовая проницаемость зависит от: насыщенности преобладающей фазой, характеристик смачивания породы, ( σ -коэффициент поверхностного натяжения, Θ – краевой угол смачиваемости, t- температура) геометрии порового пространства.

Изображение слайда
1/1
4

Слайд 4

4 Фазовая проницаемость ФП имеет смысл если определена насыщенность всех присутствующих фаз. Система записи ФП: К н, К в, К г Иногда Фазовая проницаемость записывается так: К н (60,15) Что это означает? Что означает 1-я цифра? Вторая? Понятие S н, S в, S г S г =1-( S н + S в ) Для чего нужна нормировка значений фазовой проницаемости? Вопросы нормировки по Амиксу : ОФП н =К н /К, ОФП в = К в /К, ОФП г = К г /К где К – абсолютная проницаемость среды при её 100% заполнении. Предполагается, что фазовые проницаемости для различных фаз, полностью заполняющих пористую среду, равны между собой. Нормировка по ОСТ 39-235-89

Изображение слайда
1/1
5

Слайд 5

5

Изображение слайда
Изображение для работы со слайдом
1/2
6

Слайд 6

6 Характерные кривые ОФП

Изображение слайда
1/1
7

Слайд 7: Фильтрация нефть/вода: модель неокомских отложений при различных значениях начальной водонасыщенности

7 Фильтрация нефть/вода: модель неокомских отложений при различных значениях начальной водонасыщенности Кривые 1 – 1 ’ – > S 0 =0%; 2 – 2’ => S 0 =12,9%; 3 – 3’ => S 0 =19,4% P пл = 15, 3 МПа, Т= 65 о С P нас =13,8 МПа

Изображение слайда
1/1
Реклама. Продолжение ниже
8

Слайд 8: Фильтрация нефть/вода: модель неокомских отложений при различных значениях начальной водонасыщенности и при добавлении газа

8 Фильтрация нефть/вода: модель неокомских отложений при различных значениях начальной водонасыщенности и при добавлении газа Кривые 1 – 1 ’ – > S 0 =0%; 2 – 2’ => S 0 =12,9%; 3 – 3’ => S 0 =19,4% ; 4- 4’ => S 0 =20%, S г = 9 % P пл1 = 15, 3 МПа, Т= 65 о С P нас =13,8 МПа P пл2 = 12 МПа, Т= 65 о С

Изображение слайда
1/1
9

Слайд 9: Определение фазовых проницаемостей

9 Определение фазовых проницаемостей Абсолютные проницаемости Значение, мД ФПГ 100%, 92,51 ФПН 100% 73,48 ФПВ 100% 43,28 При известном расходе ΔQ i и вязкости μ i каждого флюида при фильтрации значения фазовых проницаемостей воды ( ФП в ), нефти ( ФП н ) и газа ( ФП г ) рассчитывались по формулам: , , где ∆Q н, ∆Q в, ∆Q г - расходы нефти, воды и газа, m н, m в, m г – динамические вязкости нефти, воды и газа соответственно в условиях эксперимента, L - длина модели пласта, ΔР - перепад давления, F - площадь поперечного сечения ОФП н =ФП н /ФПН 100% ; ОФП в =ФП в /ФПВ 100% ; ОФП г =ФП г /ФПГ 100% Расчет ОФП

Изображение слайда
1/1
10

Слайд 10: Определение фазовых проницаемостей

10 Определение фазовых проницаемостей Лаб.номер образца Прониц-сть, k N2 (мД) Объем пор, V пор, см 3 Длина, см Диаметр, см Объём образца, см 3 Пористость, % К во, % 1882/12 215 2,6441 3,022 2,933 20,4178 13 10,00 1884/12 206 2,808 3,021 2,935 20,4389 13,7 10,00 Модель пласта 192 5,4521 6,043 2,934 40,8566 13,4 10,00 Доли в потоке Насыщенности, д.ед. ОФП, % Нефть вода S н S в для нефти для воды 100 0 0,9000 0,1000 100,00 0 75 25 0,8371 0,1631 63,00 5,26 50 50 0,7892 0,2108 43,14 10,88 25 75 0,7393 0,2608 25,14 19,16 0 100 0,6447 0,3554 0 40,53 Параметры модели Двухфазная фильтрация в системе «нефть-вода» Характерная зависимость ОФП Изменение доли воды и нефти в потоке

Изображение слайда
1/1
11

Слайд 11: Определение фазовых проницаемостей

11 Определение фазовых проницаемостей Лаб.номер образца Прониц-сть, k N2 (мД) Объем пор, V пор, см 3 Длина, см Диаметр, см Объём образца, см 3 Пористость, % К во, % 1882/12 215 2,6441 3,022 2,933 20,4178 13 10,00 1884/12 206 2,808 3,021 2,935 20,4389 13,7 10,00 Модель пласта 192 5,4521 6,043 2,934 40,8566 13,4 10,00 Параметры модели Характерная зависимость ОФП S wo - неснижаемая остаточная водонасыщенность S * w - водонасыщенность, при которой ОФПв=1%, а ОФПн=100% S eq w - водонасыщенность, при которой ОФПв=ОФПн S ** w - водонасыщенность, при которой ОФПв=100%, а ОФПн=0% Основные количественные критерии насыщенности пласта S wo <S w <S* w - безводный приток S* w < S w <S** w – двухфазный приток воды и нефти S* w < S w < S eq w – наиболее вероятен приток нефти S eq w <S w <S** w – наиболее вероятен приток воды S w >S** w - приток только воды

Изображение слайда
Изображение для работы со слайдом
Изображение для работы со слайдом
Изображение для работы со слайдом
1/4
12

Слайд 12: Тройная диаграмма насыщенностей для трёхфазной фильтрации при P пл < P нас

12 Тройная диаграмма насыщенностей для трёхфазной фильтрации при P пл < P нас Р пл < P нас P пл = 12 МПа, Т= 65 о С, Р горн = 32 МПа точки – экспериментальные значения ОФП=0 для каждой из фаз

Изображение слайда
1/1
13

Слайд 13: Тройная диаграмма насыщенностей для трёхфазной фильтрации при P пл < P нас

13 Тройная диаграмма насыщенностей для трёхфазной фильтрации при P пл < P нас Области одно-, двух- и трех-фазного потоков S(70,5); S(10,60); S(60,30)

Изображение слайда
Изображение для работы со слайдом
1/2
14

Слайд 14

14 Смачивающие и несмачивающие фазы Смачивающая фаза – правая ветвь, крутизна смачивающей фазы, стремится быстро к нулю, когда её насыщенность ещё большая. Несмачивающая фаза – левая ветвь, (независимо от того, каким флюидом представлена: газом, нефтью). Особенности (при изучении относительной фазовой проницаемости): - наличие точки равновесной насыщенности (точка насыщенности, при которой несмачивающая фаза становится подвижной (А)); быстрое увеличение ОФП для несмачивающей фазы при очень малом увеличении её насыщенности выше значения равновесной насыщенности; ОФП для несмачивающей фазы становится равной единице, когда её насыщенность ещё намного меньше 100%.

Изображение слайда
1/1
Реклама. Продолжение ниже
15

Слайд 15: Явление гистерезиса проницаемости на модели пласта водоносной структуры

15 Явление гистерезиса проницаемости на модели пласта водоносной структуры Р пл > P нас P пл = 1 5, 3 МПа, Т= 65 о С S 0 =19,4% S 0 =0%

Изображение слайда
1/1
16

Слайд 16: Явление гистерезиса проницаемости на модели пласта водоносной структуры

16 Явление гистерезиса проницаемости на модели пласта водоносной структуры Р пл = 25 МПа; P гор =56 МПа P нас = 1 5, 3 МПа, Т= 110 о С синяя линия – С 4 Н 10 ; красная линия – вода Минерализация воды: 33 г С a С l 2 на 1 л Н 2 О

Изображение слайда
1/1
17

Слайд 17

17 Предварительный анализ кривых ОФП Что дает анализ ОФП? На основании изучения ОФП можно составить некоторое представление о распределении жидкостей в пористой среде: при насыщенности, превышающей равновесную, несмачивающая фаза занимает (по сравнению со смачивающей фазой) поры большего размера ; - быстрое уменьшение ОФП для смачивающей фазы указывает на то, что большие поры пористой среды заполняются несмачивающей фазой; (Это также подтверждается быстрым увеличением ОФП для несмачивающей фазы); ОФП для несмачивающей фазы становится равной 1 при её насыщенности, меньшей 100%. (Это подтверждает, что часть порового пространства (даже взаимосвязанная) почти не участвует в общей проводимости пористой среды)

Изображение слайда
1/1
18

Слайд 18

18 Влияние насыщенности на проводимость пористой среды Объем порового пространства пропорционален квадрату диаметра поровых каналов Проводимость поровой среды пропорциональна диаметру поровых каналов в 4 степени Пример влияния насыщенности на проводимость пористой среды ЗАДАЧА

Изображение слайда
Изображение для работы со слайдом
Изображение для работы со слайдом
1/3
19

Слайд 19

19 ЗАДАЧА Влияние насыщенности на проводимость пористой среды Условие: Имеется 4 капиллярные трубки длиной L и диаметром 0,001; 0,005; 0,01; 0,05 см. Фильтруется жидкость вязкостью 1 сантипуаз. Диаметр керновой модели D=30 мм. Трубка большего диаметра заполняется нефтью с вязкостью приблизительно равной 1 сантипуаз. Найти: Общий поровый объем капиллярных трубок; Абсолютную проницаемость (при заполнении трубок только водой); Определить насыщенность модели нефтью и ОФП для нефти; Определить насыщенность и ОФП для второй фазы (воды). Используем уравнение Пуазейля и Уравнение Дарси

Изображение слайда
1/1
20

Слайд 20

20 Уравнение Пуазейля для течения жидкостей Представление проводящих жидкость каналов в пористой среде в виде непересекающихся трубок определенного радиуса - трубка радиуса r - n трубок радиуса r ⅀ - n трубок различного радиуса

Изображение слайда
Изображение для работы со слайдом
Изображение для работы со слайдом
Изображение для работы со слайдом
Изображение для работы со слайдом
Изображение для работы со слайдом
1/6
21

Слайд 21

21 Решение задачи Для расхода или проводимости модели по формуле ПУАЗЕЙЛЯ Из закона Дарси Насыщенность нефтью:

Изображение слайда
Изображение для работы со слайдом
Изображение для работы со слайдом
Изображение для работы со слайдом
Изображение для работы со слайдом
1/5
22

Слайд 22

22 ОФП и основные предположения Сумма всех значений ОФП для всех фаз равна 1. Для реальных пористых сред это предположение не верно! Основная причина : Явления адсорбции – образование отложений на внутренней поверхности капилляров (тонкой смачивающей пленки), уменьшающей эффективный диаметр проводимость для второй фазы. В результате уменьшается расход, а диаметр капилляра считается постоянным Нарушение правил нормировки: необходимо производить нормировку на К абс – максимальное из анализируемых фаз. Нормировка в системе «газ-вода», «газ-нефть», «нефть-вода»

Изображение слайда
1/1
23

Слайд 23

23 Особенности ОФП для различных кернов Какие типы коллекторов Вы знаете? Какие типы коллекторов самые распространенные? Сцементированные песчаники, несцементированные песчаники Разница в ОФП заключается : неодинаковый наклон ОФП ( пример ), разные значения водонасыщенности S ов, при которых ОФП в (или ФП в ) становится пренебрежимо малой (или равной нулю). В сцементированной пористой среде ОФП в =0 при значительно большем значении водонасыщенности S w, чем для несцементированной: S ов (сцементированный) > S ов (несцементированный) Это различие показывает, что ОФП зависит от геометрии порового пространства.

Изображение слайда
1/1
24

Слайд 24

24 Основные понятия при анализе ОФП Характерное поведение для всех зернистых материалов (сцементированных и несцементированных песчаников, доломитов) Смачивающая и несмачивающая фаза ; 2) Равновесная (критическая) насыщенность для смачивающей S вк и несмачивающей S нк фазы равны (15-35% для С и 25-50% для Н); 3) Точка пересечения С и Н фазы- равенство гидродинамической подвижности фаз; По оси ОХ обычно откладывается насыщенность более плотной фазы. В 1936 году Ботсет первым ввел понятие фазовой проницаемости; В 1941 году Леверетт исследовал подробно 2-х фазную систему «нефть-вода». Ботсет, Маскет - 2-х фазную систему «вода-газ» Влияние на ОФП параметров : µ, Р/ L, σ -поверхностное натяжение. Вывод Леверетта : ОФП не сильно зависит от вязкости, является функцией распределения пор по размерам, давления вытеснения, градиента давления и насыщенности жидкостями. Давление вытеснения и градиент давления – параметры, которые необходимо учитывать при определении ОФП.

Изображение слайда
1/1
25

Слайд 25

25 К пр.абс.= 50мД, S w =20% К пр.абс.= 30 0мД, S w =13% К пр.абс.= 7 50мД, S w =12% Зависимость ОФП от начальной водонасыщенности и абсолютной проницаемости КИН =41% КИН=42% КИН=54%

Изображение слайда
1/1
26

Слайд 26: ЛИТЕРАТУРА:

ОСНОВНАЯ: 1. Эфрос Д.А. Исследование фильтрации неоднородных систем. – М., Гостехиздат, 1963. 2. Амикс Дж., Басс Д., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта. – М., Гостоптехиздат. – 1962.-570 стр. 3. Розенберг М.Д., Кундин С.А. Многофазная многокомпонентная фильтрация при добыче нефти и газа. – М.: Недра. – 1976, - 198 стр. 4. Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Розенберг Г.Д. Нефтегазовая гидромеханика. Учебное пособие для вузов. – М.- Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2005, 544 с.

Изображение слайда
1/1
27

Слайд 27: ЛИТЕРАТУРА:

ДОПОЛНИТЕЛЬНАЯ: 1. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта. – М., Недра.-1971.-309 стр. 2. Степанова Г.С. Газовые и водогазовые методы воздействия на нефтяные пласты. – М., «Газоил пресс»». -2006.-200 стр. 3. Селяков В.И. Кадет В.В. Перколяционные модели процессов переноса в микронеоднородных средах. – М.: недра. – 1995.- 222 стр. 4. Бергман Л. Ультразвук и его применение в науке и технике.вод с немецкого. – М.: ИЛ.- 1957.- 726 стр.

Изображение слайда
1/1
28

Слайд 28: ЛИТЕРАТУРА:

ДОПОЛНИТЕЛЬНАЯ: 5. Брусиловский А.И. Фазовые превращения при разработке нефти и газа. М.: «Грааль», 2002. 6. Николаевский В.Н. Геомеханика и флюидодинамика. – М.: Недра, 1996, 447 с. 7. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. – М.: Недра, 1984, 211 с. 8. Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. – М.: Струна, 1998, 628 с. 9. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. – М.: Недра, 1984, 270 с. 10. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. – М.: Гостоптехиздат, 1963, 396 с.

Изображение слайда
1/1
29

Последний слайд презентации: 1 ГАЗПРОМ ВНИИГАЗ Лаборатория физического моделирования многофазных

29 СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ ! internet: www.vniigaz.ru intranet: www.vniigaz.gazprom.ru e-mail: vniigaz@vniigaz.gazprom.ru телефон: (+7 495) 355-92-06 факс: (+7 495) 399-32-63

Изображение слайда
Изображение для работы со слайдом
Изображение для работы со слайдом
Изображение для работы со слайдом
1/4
Реклама. Продолжение ниже